- •2 Химические элементы и соединения в составе нефти.
- •3. Физические свойства нефти: плотность, вязкость, поверхностное натяжение, тепловые и электрические свойства. Их количественная оценка и приделы изменения.
- •4. Физические свойства нефти.
- •5. Химически состав газа. Группа ув-ных газов и особенности их состава.
- •6. Физические свойства газа
- •8. Пористость горных пород. Виды пористости.
- •9. Проницаемость коллекторов, ее виды. Коэффициент проницаемости.
- •10. Водо-нефте-газонасыщенность пород коллекторов. Понятие об остаточной
- •11. Основные предпосылки и гипотезы органического происхождения нефти.
- •12. Основные предпосылки и гипотезы неорганического происхождения нефти.
- •13. Миграция нефти и газа. Основные пути, факторы и виды миграции.
- •14. Природные резервуары. Их типы и характеристика.
- •15. Ловушки нефти и газа. Схемы ловушек различных классов.
- •16. Понятие о залежах месторождениях нефти и газа. Схемы залежи и её элементы.
- •17. Классификация залежей ув по различным признакам.
- •1. Пластовая залежь:
- •18. Понятии е нефтегазоносных провинциях, областях и зонах нефтегазонасыщения.
- •19. Построение геологических профилей. Решаемые задачи.
- •21 Виды вод в горных породах.
- •22. Воды нефтяных месторождений. Промысловая классификация вод.
- •23. Пластовое давление.
- •25. Пластовая температура.
- •26. Водонапорный режим разработки нефтяных месторождени и.
- •27. Упруговодонапорный режим разработки нефтяных месторождений.
- •28. Газонапорный режим (режим газовой шапки)
- •29. Режим растворенного газа.
- •30. Гравитационный режим.
- •31. Газовый режим разработки газовых месторождений.
- •33. Понятие о категориях запасов. Требования, предъявляемые к рязведанности и изученности категорий запасов а,в.
- •34. Подсчёт запасов нефти объемным методом.
- •24. Карта изобар.
8. Пористость горных пород. Виды пористости.
Коэффициент пористости и пределы его изменения в коллекторах.
Пористость пород-коллекторов характеризует их емкостные свойства и определяется объемом свободного от цементации пространства, представленного кавернами, порами и трещинами.
Различают полную и открытую пористость. Полная пористость определяется объемом всех пор, открытая - объемом сообщающихся пор. В нефтепромысловой практике используют открытую пористость.
Коэффициент открытой пористости в долях единицы определяется отношением суммарного объема открытых пор V(пи) к объему образца породыV0: m = V(пи) / V0.
9. Проницаемость коллекторов, ее виды. Коэффициент проницаемости.
Проницаемость пористой среды определяется ее способностью пропускать Ж. или Г. при перепаде давления. Проницаемость зависит от размеров и формы открытых пор г. п. и не зависит от свойств фильтруемых Ж. или Г. Для оценки проницаемости г. п. обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости Ж. Откуда имеем:
kпр = (QмюL(F*дельтаP), где Q - объемный расход Ж. в ед. времени мэ/с, F - площадь сечения образца, м2, дельтаP - перепад давлений, создаваемых на торцах испытуемого образца, Па, L - длина образца, м, мю -абсолютная вязкость жидкости, Па-с.
Различают:
Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для Г. или однородной Ж. при отсутствии физико-химического взаимодействия между ними и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды Г. или Ж.
Эффективной (фазовой) п-ю называется пр-ость пористой среды для данного Г. или {Ж. при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной. Относительная пр-ость выражается отношением эффективной (фазовой) пр-ти к однофазной пр-ти образца породы, ее значение изменяется от 0 до 1.
10. Водо-нефте-газонасыщенность пород коллекторов. Понятие об остаточной
воде.
Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено УВ частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частично заполнены водой. Содержание остаточной воды - от первых единиц до 70 % и более.
Остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью
или газом.
Содержание нефти и газа в пласте определяют с помощью коэффициентов нефте- и газонасыщенности: kмю = Vн / Vп,
kr = Vr / Vп где Vн - объем нефти, содержащийся в порах образца, Vп - объем всех пор образца, Vг - объем газа, насыщающего поры образца породы. Коэффициент водонасыщенности, отношение объема связанной воды к объему порового пространства.
kн=1-kв
kr=1-kв.