- •1.Содержание и задачи курса фп.
- •2.Классификация залежей ув.
- •3.Пластовые т и д. Приведенное пластовое давление.
- •4.Гранулометрический состав гп. Ситовый и седиментационный анализы. Использование результатов анализа состава гп в нефтедобыче.
- •5.Пористость гп. Коэф-ты общей, открытой, динамической пористости и методы их определения. Статически и динамически полезная емкости коллектора.
- •6.Пористость идеального и фиктивного грунта.
- •7.Применение сведений о пористости нефтесодержащих пород при нефтедобыче.
- •8.Методы измерения пористости гп.
- •9.Проницаемость гп. Коэф-ты фазовой, абс, относительной проницаемости. Определение, размерность, практическое использование.
- •10.Факторы, влияющие на проницаемость гп.
- •11.Закон Дарси.
- •12.Связь проницаемости с пористостью и размерами поровых каналов.
- •13.Фазовая и относительная проницаемости гп.
- •14. Измерение проницаемости гп: типы, виды установок, их классификация. Практическое использование.
- •15. Удельная поверхность гп.
- •16. Методы определения удельной поверхности.
- •17. Влияние гранулометрического состава на величину удельной поверхности.
- •18. Связь удельной поверхности с пористостью и проницаемостью.
- •19.Упругие св-ва гп.
- •3. Коэф-нт сжимаемости поровой среды:
- •20. Пластические св-ва гп.
- •21.Прочность на сжатие и разрыв гп.
- •22.Методы определения механических св-в гп. Практическое использование.
- •23.Тепловые св-ва гп.
- •24.Методы определения тепловых св-в гп.
- •25.Факторы, влияющие на мех и тепловые св-ва гп.
- •26.Состав нефти.
- •27.Пластовая и дегазированная нефть.
- •29.Растворимость газов в нефти. Газосодержание пластовой нефти. Газовый фактор. Влияние растворенного газа на физ св-ва нефти. Контактный и дифференциальный процессы азгазирования.
- •30.Давление насыщения нефти газом.,объемный коэффициент и усадка нефти. Определение давления насыщения и его практическое приложение.
- •31 Температура насыщения нефти парафином.
- •35.Состав пластовых вод.Минерализация пластовых вод
- •36.Физические св-ва пластовых вод.
- •37.Растворимость газов в пластовых водах.
- •38.Влияние давления и температуры на физ св-ва пластовых вод.
- •39.Состав природных газов и их классификация.
- •40.Молекулярный объем, плотность, вязкость, сжимаемость, упругость насыщенных паров ув газов.
- •42.Смачиваемость пород, методы ее определения. Распределение пород по смачиваемости.
- •43.Силы действующие в точке периметра смачивания 3х контактирующих несмешивающихся фаз.
- •44.Факторы, влияющие на угол смачивания.
- •45.Кинетический гестерезис смачивания.
- •46.Факторы, влияющие на проявление кинетического гистерезиса смачивания. Работа адгезии. Теплота смачивания.
- •47.Адсорбция и строение адсорбционного слоя.
- •48.Фазовые состояния ув систем. Общие положения.
- •48.Фазовые переходы в однокомпонентных системах.
- •48.Фазовые переходы в многокомпонентных системах.
- •49.Солеобразования в процессах добычи нефти.
- •50. Виды типы солей, хим ур-я их образования.
- •57 Остаточная нефть и распределение ее в пласте.
- •58 Сущность и механизм методов увеличения нефтеотдачи пластов(мун)
- •59 Сущность и механизм увеличения нефтеотдачи при гидродинамических метдах воздействия
- •60 Применение пав для увеличения нефтеотдачи пластов.
- •63 Мицелярное заводнение пластов
10.Факторы, влияющие на проницаемость гп.
Влияют различные факторы: температура, давление, взаимодействие фильтрующихся жидкостей и газов с породой, но главным образом проницаемость зависит от размеров поровых каналов. Покажем влияние размеров пор на проницаемость, используя идеальный грунт.
Расход жидкости в капилляре радиусом r при ламинарном режиме определяется по формуле Гагена - Пуазейля:
Q – расход жидкости, n – кол-во трубок на ед. площади фильтрации, r – радиус трубок,F – площадь фильтрации,∆Р – перепад давления,l – длина трубок,μ – динамическая вязкость жидкости,
Формула справедлива для трубной гидравлики, а мы имеем дело с пористой средой, что подразумевает введение коэф-та пористости, который опр-ся по формуле:
П
олучим:
т.к. скорость фильтр. V=Q/F, то:
Согласно закону фильтрации Дарси:
Коэф-нт проницаемости зависит от:
1. давления: в пластах ГП находятся под действием высоких давлений вышележащих ГП. При извлечении их на поверхность происходит упругое расширение пород во всех направлениях и проницаемость породы возрастает. Это возрастание может доходить до 60%. В связи с этим определение k в лаб. Условиях необходимо вести путем моделирования условий всестороннего сжатия на образец породы.
2. взаимодействия ж-тей с ГП; ж-ти, реагирующие с ГП, изменяют внутр. геометрию порового пространства. Так разбухание глин в присутствии воды может существенно снижать проницаемость породы вплоть до затухания фильтрации.
3. температуры; изменение t самой породы оказывает не столь существенное влияние на проницаемость по сравнению с изменением вязкости фильтрующихся жидкостей, а известно, что с увеличением t вязкость жидкостей уменьшается, улучшаются их фильтрационные хар-ки, повышающие фазовые проницаемости для этих жидкостей.
11.Закон Дарси.
Получен опытным путем в XIXв. Франц. Инженером Анри Дарси.
V = kф*i
kф – коэф-нт пропорциональности
i = (H1 – H2)/L
kф/(ρg) = k/μ
k – коэф-нт проницаемости пласта.
μ – динамическая вязкость ж-ти.
Закон линейной фильтрации Дарси:
P1 > P2 => P1 - P2 = ∆P, ∆P / L = grad P
Q – расход жидкости или газа ч/з этот эл-нт пласта, F – площадь сечения, ∆P – перепад давления, [Н/м2], L – длина пористой среды, μ – динамическая вязкость, [Н· с/ м2], k – или коэф-нт проницаемости, [м2]
Формулу (1) запишем ч/з коэф-нт проницаемости и расход
1 Дарси = 1.02 * 10-12 м2
12.Связь проницаемости с пористостью и размерами поровых каналов.
Проницаемость во 2й степени зависит от радиуса пор и прямопропорциональна пористости.
Для реальных ГП связь м/у m и k статистическая и как правило, чем выше пористость (а следовательно и размер пор), тем больше проницаемость.
Однако, полагаться всегда на закономерность, что с увеличением m увеличивается k, нельзя.
Например, глины имеют высокие значения пористости, но обладают очень малой проницаемостью.
Т
рещиноватые
породы, имеют малую пористость, но
обладают значительной проницаемостью.
И
з
уравнения
можно радиус порового канала
К
отяхов,
путем обработки множества экспериментальных
данных на естественных образцах
гранулярного типа уточнил эту формулу,
приблизив ее к реальным ГП, введя
безразмерный коэф-нт φ:
φ - структурный коэф-нт, хар-щий форму, размеры, площадь сечения, извилистость поровых каналов, их неоднородность и т.д.
Котыхов предложил ф-лу для опр-ия коэф-та φ:
На практике, как соотношение м/у k и m часто используют ф-лу Козени-Кармана: k = m3 / 5 ·Sуд · (1 - m2)
k – коэф-нт проницаемости m – коэф-нт открытой пористости
Sуд – удельная поверхность ГП [м2 /м3]
Определяя зависимость k от размеров поровых каналов, нельзя не подчеркнуть его зависимость и от др факторов:
- давления, - взаимодействия жидкостей с породой, - температуры.
