Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Физика нефтяного и газового пласта

Физика нефтяного и газового пласта

Физико-механические свойства горных пород - коллекторов нефти и газа: гранулометрический состав, пористость, проницаемость, методы их измерения. Состав и физические свойства природных газов и нефти. Фазовые состояния углеводородных систем; пластовые воды.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	учебное пособие
Язык	русский
Дата добавления	13.02.2016
Размер файла	781,6 K

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курс «Физика пласта»

«Физика пласта» - курс, содержащий сведения о физических свойствах и физико-химических процессах нефтегазового пласта, происходящих в нем. Данный курс является основной для специальных курсов по технологии разработки нефтяных, газовых, нефтегазовых месторождений.

Изучение курса опирается на использование сведений из фундаментальных наук - физики, химии, геологии, петрофизики, геофизических методов, высшей математики.

Основные содержания курса включают разделы:

· Физические свойства горных пород - коллекторов нефти и газа и методы их определения;

· Состав и физические свойства природных газов и нефти;

· Фазовые состояния углеводородных систем

· Пластовые воды и их свойства.

1. Физические свойства горных пород - коллекторов нефти и газа

Как известно коллекторы - это пористые и проницаемые горные породы, благодаря чему в них возможны движение и накопление подвижных компонентов - флюидов (нефти, газа, воды).

Уже из этого определения вытекает, что горные породы - коллекторы нефти и газа являются сложными физическими объектами, т.к. они:

· Многофазны (включают твердую, жидкую, газообразную фазы);

· Неоднородны (их физические свойства изменяются в пространстве, пример - слоистость);

· Нестационарны (их физическое состояние и физические свойства изменяются во времени, как при формировании залежи, так и при их эксплуатации).

Типы пород - коллекторов:

· Гранулярные (поровое пространство состоит из межзерновых полостей - песчано-алевролитовые (обломочные) породы и изредка - пласты известняков и доломитов);

· Трещиноватые (поровое пространство - система трещин - карбонатные отложения, сланцы, блоки пород между трещинами - плотные малопроницаемые породы);

· Смешанные (поровое пространство - система трещин и поровое пространство блоков, а также каверны и карстовые полости).

Установлено, что в настоящее время запасы нефти распределены следующим образом:

1. Песчаные пласты и песчаники - 60%;

2. Карбонатные породы - 39%;

3. Выветреные метаморфические и изверженные породы - 1%.

Это значит, осадочные породы - основные коллекторы нефти и газа. Коллекторские и фильтрационные свойства горных пород определяются следующими основными показателями:

1. гранулометрическим (механическим) составом пород;

2. пористостью;

3. проницаемостью;

4. капиллярными свойствами;

5. удельной поверхностью;

6. механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлению разрыву и другим видам напряжений);

7. насыщенностью пород водой, нефтью, газом.

Указанные показатели определяются структурой, текстурой горных пород и их количественным составом.

Структура обломочных осадочных пород зависит преимущественно от размеров и формы зерен. По размерам зерен выделяют структуры:

· псефитовую (размеры зерен обломков более 2 мм);

· псаммитовую (0,1-2 мм);

· алевритовую (0,01-0,1 мм);

· пелитовую (0,01 мм и менее).

Текстурные особенности пород:

· слоистость;

· количественное соотношение и расположение цемента и зерен и др. параметры.

Цемент чаще всего представлен глинами, иногда карбонатами, окислами и гидроокислами, сульфатами.

1.1 Гранулометрический состав горных пород

Гранулометрический анализ используется для определения дисперсности минеральных частиц, несцементированных песков и слабосцементированых песчаников. Дисперсность сцементированных пород изучается в шлафах под микроскопом. Степень дисперсности пород влияет на ряд ее свойств: пористость, проницаемость, удельную поверхность, капиллярные свойства и т.д. При выполнении гранулометрического анализа породы разделяют на фракции по размерам частиц.

Гранулометрическим (механическим) составом горной породы называется количественное (массовое) содержание в породе частиц различной крупности.

Размеры частиц горных пород изменяются от коллоидных частиц (размером менее 0,001 мм) до галечников и валунов. Однако для нефтеносных коллекторов, как правило, в пределах 0,01-1 мм.

Методы определения механического состава горных пород:

1. Ситовой анализ (для разделений фракций песка d?0.05 мм);

2. Седиментационный анализ (d<0.05 мм).

Стандартные сита с отверстиями: 10; 7; 5; 3; 2; 1; 0,5; 0,25 мм.

Ситовой анализ: сверху располагают сито с наибольшим диаметром отверстий, внизу - с наименьшим. В верхнее сито насыпают 50 гр породы и просеивают 15 мин. Массу частиц в каждом сите определяют взвешиванием.

Седиментационный анализ основан на различии скоростей оседания зерен в вязкой жидкости у частиц неодинаковых размеров.

Скорость осаждения V частиц сферической формы определяется формулой Стокса:

, (1.1)

где g - ускорение свободного падения,

d - диаметр частиц,

н - кинематическая вязкость жидкости,

- плотность частицы породы, - плотность жидкости.

Формула Стокса имеет пределы и условия применения:

1) считают, что формула (1.1) применима для частиц диаметром 0,1-0,001 мм; на частицы меньшего диаметра влияет броуновское движение и слои адсорбированной воды;

2) формула Стокса справедлива для свободного (нестесненного) движению зерен, поэтому массово содержание твердой фазы не должно превышать 1%.

Методы седиментационного анализа различны. Основные (при исследовании грунтов):

1. Способ отмучивания током воды и способ слива жидкости (метод Сабанина);

2. Метод взвешивания осадка с помощью весов Фигуровского.

Рис. 1

При отмучивании грунт помещают в конический или цилиндрический сосуд и регулированием скорости воды, текущей снизу вверх, добиваются выноса из сосуда частиц определенного диаметра, который определяют по формуле Стокса.

В способе слива отделяют медленно оседающие мелкие частицы от оседающих (более крупных и тяжелых) путем слива жидкости, содержащие еще не осевшие на дно сосуда частицы.

Наиболее совершенный метод седиментационного анализа - взвешивание осадка, выпавшего из хорошо перемешанной суспензии из грунта и воды, на специальный датчик - подложку (например, тонкий стеклянный диск 4). Осадок взвешивают как функцию времени. Если частицы имеют крупные размеры - осадок выпадает быстро, если размеры частиц малы - то выпадение осадка происходит медленно. Взвешивание осадка производят или на весах Фигуровского (рис. 1) или на автоматических седиментационных весах (например, модели ВСД-1/50). В прборе ВСД-1/50 (диапазон диаметра частиц 1-50 мкм) автоматически регистрируется масса осадка (в пределах 0-500 мг) как функция времени.

После обработки получают зависимость массовой доли частиц от их диаметра. Результаты отображают в виде графиков (таблиц) двух типов:

1. кривой суммарного (накопительного) интегрального гранулометрического состава породы (массовая доля при d_З <d);

Рис. 2

2. кривой распределения зерен по диаметрам (дифференциальной кривой) массовая доля d_i? d_З? d_i₊₁ частиц в интервале Дd = d_i₊₁-d_i

Рис. 3

Степень неоднородности пород характеризуют отношением d₆₀/d₁₀, где d₆₀ - диаметр частиц, при котором сумма масс фракций с диаметром 0d_Зd₆₀ состовляет 60% от массы образца породы (массы всех фракций; точка 2 на рис. 2), d₁₀ - аналогичная величина для 10% массы всех фракций.

Диаметр частиц соответствующих точке 1 учитывается при подборе отверстий забойных фильтров для нефтяных скважин.

1.2 Пористость горных пород

Пористость горных пород - это наличие в них пустот (пор). Вводят понятие полной пористости и открытой пористости (сообщающихся пор). Численно пористость горных пород характеризуется коэффициентом пористости. Соответственно имеем:

1. Коэффициент полной (или абсолютной) пористости - K_ПП (отношение суммарного объема пор V_ПОР в образце породы к его видимому объему V_ОБР):

K_ПП = V_ПОР/V_ОБР. (1.2)

2. Коэффициент открытой пористости m₀ - отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

По происхождению (генезису) поры и пустоты подразделяются на:

1. Первичные, образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы;

2. Вторичные, образующиеся в результате последующих процессов (разломов, дробления, растворения, возникновения трещин, доломитизации и т.д.)

Свойства пористых горных пород в большой степени зависят от размеров поровых каналов. Поровые каналы нефтегазовых коллекторов условно разделяют на три группы:

1. Сверхкапиллярные (d>0,5 мм);

2. Капиллярные - 0.5d0.0002 мм (0,2 мкм);

3. Субкапиллярные d>0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам флюиды (нефть, газ, вода) движутся свободно, а по капиллярным - при существенном влиянии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость настолько сильно удерживается силой притяжения стенных каналов (молекулярных сил), что в природных условиях практически перемещаться не может. Вследствие этого породы с субкапиллярными порами (глины, глинистые сланцы) независимо от пористости, - практически не проницаемы для жидкостей и газов. К хорошим коллекторам нефти и газа относятся породы с капиллярными и сверхкапиллярными каналами.

Кроме понятия коэффициента пористости (полной, открытой) вводят понятие статической полезной емкости (П_СТ) и динамической полезной емкости коллектора (П_ДИН)

П_СТ - доля пор, которые могут быть заняты нефтью или газом (равна разности открытой пористости и доли объема пор, занятых остаточной водой);

П_ДИН - доля объема пор и пустот, через которые могут фильтрироваться нефть и газ при условиях существующих в пластах (перепад давления и др., т.к. часть жидкости - неподвижные пленки, в тонких капиллярах и т.д. не движется в порах)

1.3 Методы измерения пористости пород

Из определения полной пористости m_П имеем:

, (1.3)

где V_ОБРи V_ЗЕР - объемы образца и зерен.

Так как для массы образца М_ОБР и зерен М_ЗЕР имеем:

где _ОБР и _ЗЕР - плотности образца и зерен соответственно, и, учитывая, что М_ЗЕР = М_ОБР формулу (1.3) можно представить в виде:

(1.4)

Из формулы (1.3) и (1.4) видно, что для определения коэффициента пористости необходимо найти объем пор и образца или объем зерен и образца или плотность образца и зерен.

Существует много способов определения этих величин и, соответственно много способов нахождения коэффициента пористости пород.

Определение объема образца:

1. Способ И.А. Преображенского - взвешивание образца насыщенного жидкостью (керосином) в воздухе - _ВОЗД и в керосине _КЕР. Тогда с учетом закона Архимеда имеем:

2. По объему вытесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью;

3. По размерам образца правильной геометрической формы;

Определение объема пор:

1. по разности масс М образца, насыщенного под вакуумом жидкостью и сухого образца; в этом случае:

где _Ж - плотность жидкости (известна).

2. с помощью жидкостных или газовых порозиметров или по объему зерен - с помощью пикнометров.

В газовом порозиметре, изменяя объем газа и давления, на основании закона Бойля - Мариотта подсчитываем объем зерен и пористость.

В жидкостном порозиметре объем пор, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяют по объеиу вытесненой жидкости (керосина) после помещения образца в камеру прибора.

Если на плоскости измерить площадь пор S_ПОР и площадь всего сечения - S_СЕЧ, то

При этом, если S_ПОР = S_{ПОР П.}, то m_П - коэффициент полной пористости; если S_ПОР = S_{ПОР О},то m_o - коэффициент открытой пористости.

Этим способом пользуются для определения m_П и m_O путем изучения площадей под микроскопом. Для учета связи пор их заполняют окрашенным веществом - воском, пластиком и т.д.

Установлено, что:

1. пористость нефтегазовых коллекторов изменяется в пределах: 1-52% (наиболее часто 15-20%);

2. для песков m_Пm_О

3. для песчаников и алевролитов полная пористость превышает открытую на 5-6%;

4. наибольший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов;

5. для оценки пористости газовых коллекторов (алевролитовые и песчано-алевролитовые отложения) следует использовать газовые порозиметры (т.к. в этом случае получается пористость значительно большей, чем при насыщении этих пород керосином).

Этот же способ следует применять при изучении образцов с низкой пористостью (менее 5%) из-за значительной доли пленки керосина, оставшегося в образце.

1.4 Проницаемость горных пород

Проницаемость - параметр коллектора, характеризующий способность его к фильтрации нефти, газа и воды.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при естественных условиях и условиях эксплуатации нефтегазовых месторождений (перепады давления, температуры и т.д.) многие породы с малыми размерами пор и поровых каналов (глины, глинистые сланцы) оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов.

Большая часть осадочных пород - проницаемы. По экспериментальным данным диаметры большей части пор коллекторов нефти более 1 мкм.

При разработке нефтегазовых месторождений включаются различные виды фильтрации флюидов:

1. совместные движения нефти, воды и газа;

2. движение воды и нефти;

3. движение нефти и газа;

4. движение только нефти;

5. движение только газа.

Проницаемость одного и того же коллектора для данной фазы при этом будет разной (зависит от соотношения фаз). Для учета этого явления вводят понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемостей.

Абсолютной проницаемостью пористой среды называется проницаемость, которая определена при наличии в ней только одной какой - либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Абсолютная проницаемость - свойство породы и не зависит от свойств жидкости или газа и перепада давления. Практически жидкости часто взаимодействуют с породой (набухание глин в воде, отложение смол из нефти, закупорка пор и т.д.), поэтому для определения абсолютной проницаемости используют фильтрацию газа (в том числе воздуха).

Фазовой проницаемостью для данной жидкости или газа называется проницаемость пород при наличии в порах других фаз (т.е. при многофазном флюиде). Значение фазовой проницаемости зависит не только от физических свойств пород, но и от насыщенности пор различными фазами (жидкостями и газом), а также от физико-химических свойств последних.

Относительной проницаемостью пористой породы называется отношение ее фазовой проницаемости к абсолютной.

Численное значение проницаемости пород обычно находят на основе закона линейной фильтрации Дарси. Согласно закону Дарсискорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:

(1.6)

где V - скорость линейной фильтрации,

Q - объемный расход жидкости в единицу времени,

F - площадь фильтрации,

- динамическая вязкость жидкости,

Р - перепад давления,

L - длина пути фильтрации в пористой среде,

k - коэффициент проницаемости.

Как видно из уравнения (1.6), коэффициент проницаемости k характеризует способность породы пропускать флюиды (при постоянных значениях grad P и с увеличением k возрастает скорость фильтрации V). Из выражения (1.6) получаем формулу для нахождения k:

(для жидкости). (1.7)

Если фильтруется газ, то его объем (и, следовательно, расход) изменяется в зависимости от давления (давление уменьшается по пути фильтрации) и в формулу (1.7) следует подставить средний расход газа :

(1.8)

где - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа на пути L в пористой среде (образце керна).

Среднее давление в образце керна имеет вид:

где Р₁ и Р₂ - соответственно давление газа на входе и выходе образца,

С учетом закона Бойля - Мариотта для изотермического течения идеального газа имеем ():

где Р₀ и Q₀ - атмосферное давление и расход газа при атмосферном давлении соответственно. Отсюда получаем:

или

Подставляя выражения для и Р в формулу (1.8), получаем формулу для определения проницаемости пород по газу:

(1.9)

1.5 Единицы измерения проницаемости k

В международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу для k (1.7), имеют размерности:

[Q] = м³/с,

[] = Па*с, [L] = м,

[P] = Па, [F] = м².

Следовательно:

При Q = 1 м³/с,

= 1 Па*с,

L = 1 м,

Р = 1 Па,

F = 1 м² получаем k = 1 м².

Таким образом, в Международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости 1 м². Принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой поперечной площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па, расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1 м³/с. Физический смысл размерности k (площадь) отражает то, что k характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

1.6 Фазовая и относительная проницаемости горных пород

В природе поры коллектора могут одновременно содержать нефть, газ, воду или две фазы из них. Для характеристики этого состояния вводят понятие нефте-, газо- и водонасыщенности коллектора, определяемые как отношение объема соответствующей фазы к объему всех пор в породе:

Практические исследования показывают, что:

1. при фильтрации смесей флюидов проницаемость породы для одной какой - либо фазы меньше абсолютной проницаемости породы;

2. фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы (основной фактор), физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред, градиентов давления.

Характер многофазных потоков (из 2-х или 3-х фаз) в пористых средах изучен экспериментально. Строят графики зависимостей относительной проницаемости от насыщенности порового пространства различными фазами.

Рис. 4

Движение смеси нефти и воды. Относительные проницаемости нефти k_Н и воды k_В:

(1.10)

где k_Н и k_В - фазовые проницаемости для нефти и воды,

k -- абсолютная проницаемость коллектора.

Как видно из рис. 4, если несцементированный песок содержит 20% воды, относительная проницаемость воды остается нулевой (кривая k_В¹).

Это объясняется тем, что при малой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах в виде неподвижных пленок и т.д. Но, в некоторой части пор вода все - таки имеется и поэтому фазовая проницаемость по нефти резко уменьшается с увеличением водонасыщенности. Если в порах содержится 30% воды, относительная проницаемость нефти снижается в 2 раза. Отсюда следует практический вывод о необходимости мер для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения (спец. рецептуры буровых растворов).

Из рис. 4 также следует, что при водонасыщенности песка 80% относительная проницаемость для нефти равна нулю, т.е. остаточная нефтенасыщенность несцементированных песков (за счет капиллярных и молекулярных сил) составляет не менее 20% (в песчаниках еще больше).

Другие факторы, влияющие на величину относительной проницаемости:

Физико-химические свойства жидкостей

1. поверхностное натяжение на границе раздела жидкостей (при уменьшении поверхностного натяжения на границе нефть - вода снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды - рис. 4)

2. Щелочные воды (по сравнению с хлоркальциевыми) уменьшают поверхностное натяжение на поверхности нефть-вода, а также способствует лучшему отделению пленок нефти от породы;

3. малопроницаемые породы меньше отдают нефть, т.к. подвижность нефти и воды в них невысока, в результате линии проницаемости располагаются, как правило, ниже, чем соответствующие кривые у коллекторов с меньшей проницаемостью.

Свойства проницаемостей пород:

1. Сумма эффективных проницаемостей фаз (фазовых проницаемостей) обычно меньше абсолютной проницаемости породы;

2. относительная проницаемость изменяется от 0 до 1;

3. на относительную проницаемость пород влияют градиент давления, поверхностное натяжение на границе раздела сред, смачивающие свойства жидкостей.

В результате при моделировании процессов фильтрации жидкостей и газов необходимо создать следующие условия подобия:

1. пористости - m;

2. углов смачивания - ;

3. безразмерного комплекса:

или эквивалентное соотношение:

где - поверхностное натяжение нефти на границе с водой,

k - проницаемость,

grad P- модуль градиента давления,

V - суммарная скорость фильтрации обеих фаз.

Геометрия порового пространства, распределение пор по размерам, свойствам и строению поверхности твердой фазы.

С учетом этого для практических расчетов необходимо использовать зависимость относительных проницаемостей, полученные опытным путем на представленных образцах керна пластов.

1.7 Движение смеси жидкости и газа

Как видно из рис.5 (а, б, в):

1. Кривая относительной проницаемости для газа (k'_Г) при малой водонасыщенности песков, песчаников, известняков и доломитов имеет выпуклый характер и значения ее близки к 100%, тогда как для нефти кривая k'_Н при малой водонасыщенности имеет вогнутый характер и k'_Н<80% (см. рис. 4), т.е. газ при малой водонасыщенности лучше фильтруется, чем нефть;

Рис. 5

2. При содержании жидкости в песках и известняках до 30%, а в песчаниках до 60% относительная проницаемость для жидкости равна нулю (k'_Ж = 0), а относительная проницаемость газа для песков и известняков равна 0.6 (k'_Г = 0.6); а для песчаника - k'_Г = 0.3 (это значит, что жидкость с увеличением ее содержания в начале почти не влияет на фильтрацию газа)

3. При содержании жидкости в породе до 30 - 60% от объема пор из пласта можно добывать чистый газ;

4. При газонасыщенности [S_Г = 100%-S_В(%)] песка и песчаника до 10-15%, а известняка до 25-30% газ остается неподвижным (k'_Г?0); однако в этом случае резко уменьшается относительная проницаемость жидкости (k'_Ж = 0.22 для известняков, а для песков - k'_Ж = 0.7, для песчаников - k'_Ж = 0.6). Это указывает на отрицательное влияние свободного газа на фильтрацию нефти и воды.

5. Сопоставление кривых k'_Г и k'_Ж для различных типов пород - песков (а), песчаников (б), известняков (в) показывают идентичность их вида, они отличаются лишь сдвигом по оси S. Особенно большой сдвиг для песчаников, т.к. в них много заполненных водой тонких пор, через которые газ не фильтруется (по этой же причине вода через песчаники начинает фильтроваться лишь при высоком ее содержании (около 50-55%).

Практические выводы:

1. для промысловых расчетов лучше всего использовать кривые k', построенные для рассматриваемого месторождения;

2. при приближенных расчетах применяют приведенные выше кривые k' для различных типов пород (и полагают, что кривые k'одного типа пород различной абсолютной проницаемости одинаковы) в этом заключается смысл ведения понятия «относительная проницаемость».

физический механический горный углеводородный пластовый

2. Движение смеси нефти, воды и газа в пористой породе

Экспериментально опытами установлено, что, в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами (нефть, вода, газ) возможно одно-, двух- и трехфазное движение флюидов. Результаты опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис. 7) На диаграмме нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым (некоторым минимальным, пороговым) соответствующей компоненты в потоке (не в порах).

Кривая 1 соответствует 5% - воды в потоке, кривая 2-5% нефти в потоке, кривая 3-5% газа в потоке.

Кривые 1, 2, 3 ограничивают на диаграмме возможные области одно-, двух- и трехфазного потока.

Рис. 6

Так при газонасыщенности менее 10% и нефтенасыщенности менее 20% в потоке практически будет содержаться одна фаза воды. Область трехфазного потока (заштрихованная часть в центре) расположена в пределах насыщенности: нефтью - 25-50%, водой - 33-64%, газом - 14-30% (для несцементированных песков).

2.1 Зависимость проницаемости от пористости и размера пор

Прямой зависимости проницаемости пород от их пористости не существует. Например, малопористые трещиноватые известняки имеют большую проницаемость, тогда как глины, иногда имеющие высокую пористость, практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.к. глины содержат каналы субкапиллярного размера. В среднем же, конечно, более проницаемые породы являются более пористыми. Проницаемость пород зависит, в основном, от размеров поровых каналов. Установить вид этой зависимости можно на основании законов Дарси и Пуазейля (течение жидкостей в цилиндре).

Пористые породы представим в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной L (длина объема породы).

По закону Пуазейля расход жидкости Q через эту пористую среду составляет:

(1.15)

где n - число пор (трубок), приходящихся на единицу площади фильтрации, R - радиус поровых каналов (или средний радиус пор среды), F - площадь фильтрации, ДР - перепад давления, м - динамическая вязкость жидкости, L - длина пористой среды.

Так как коэффициент пористости (m) среды:

то подставляя в (1.15) вместо значение пористости m, получим:

(1.16)

С другой стороны, расход жидкости Q определяется законом Дарси:

(1.17)

Приравнивая правые части формул (1.16) и (1.17), найдем

откуда:

(1.18)

или

(1.19)

(если [k] = мкм², то [R] = мкм).

Величина R определяет радиус пор идеальной пористой среды с проницаемостью k и пористостью m (модели породы с прямыми трубками).

Для реальной пористой среды величина R имеет условный смысл, т.к. m учитывает слоистое строение и извилистость пор. Ф.И. Котяхов предложил формулу для определения среднего радиуса пор (R) реальных пористых сред:

(1.20)

где л, ц - безразмерные параметры (ц - структурный коэффициент пор с пористостью m 0,28ч0,39, ц? 1,7ч2,6), л = - постоянная величина.

Структурный коэффициент для зернистых пород можно приближенно определить по эмпирической формуле:

(1.21)

2.2 Распределение пор по размерам. Кривые. Капиллярное давление - насыщенность пор смачивающей фазой

Основные методы определения содержания в пористой породе пор различного размера (радиуса R):

1. метод вдавливания ртути в образец;

2. метод полупроницаемых перегородок;

3. центробежный метод.

Метод вдавливания ртути.

Отмытый от нефти сухой образец породы помещают в камеру, заполненную ртутью (после вакуумирования). Ртуть вдавливается в поры образца специальным прессом при ступенчатом повышениидавления. Препятствует вдавливанию ртути ее капиллярное давление в порах, которое зависит от радиуса пор и смачивающих свойств ртути. "Радиус" пор, в которые вдавливается ртуть, определяется по формуле:

(1.22)

где Р_К - капиллярное давление,

д - поверхностное натяжение (для ртути д = 430 мН/м),

и - угол смачивания (для ртути принимается и = 140⁰),

R - радиус пор.

При повышении давления от Р₁ до Р₂ в камере ртуть вдавливается только в те поры, в которых приложенное давление преодолело капиллярное давление менисков ртути, т.е. ртуть входит в поры, радиус которых изменяется от R₁ = до . Суммарный объем этих пор с радиусами (R₂?R?R₁) равен объему ртути, вдавленный в образец при повышении давления от Р₁ до Р₂.

Давление последовательно повышают и регистрируют объем вдавливаемой при этом ртути до тех пор, пока образец не перестанет принимать ее. Таким образом, определяют объем пор различного размера.

Метод полупроницаемых (малопроницаемых) перегородок.

Используют установку (рис. 7):

Рис. 7

1 - образец, насыщенный жидкостью (водой или керосином);

2 - камера;

3 - полупроницаемая перегородка (мембрана);

4 - манометр;

5 - градуированная ловушка жидкости;

6 - подача газа (азота) под давлением.

Образец и мембрана насыщены жидкостью.

Поры мембраны (керамические, фарфоровые и др. плитки) должны быть значительно меньше средних пор образца.

Жидкость из образца вытесняется азотом, давление которого создается внутри камеры 2, и измеряется манометром 4.

При повышении давления азот вначале в крупные поры образца и жидкость уходит из них через поры мембраны 3 в градуированную ловушку 5. Азот из камеры 2 через мембрану 3 может прорваться только тогда, когда давление в нем превышает капиллярное давление минисков в порах мембраны () - это давление велико из-за малых размеров пор в мембране и ограничивает верхний порог испытуемых давлений в камере.

Повышая ступенями давление в камере 2 и регистрируя соответствующие вытесненные из образца объемы жидкости по формуле (1.22) определяют объем пор в зависимости от интервалов их радиусов (размеров) (предварительно необходимо найти значения д и и жидкости).

Результаты анализа, как правило, изображают в виде дифференциальных кривых распределения пор по размерам (рис. 8). По оси абсцисс при этом откладывают радиусы поровых каналов в микрометрах, а по оси ординат - - относительное изменение объема пор приходящиеся на единицу изменения их радиуса R. Согласно данным экспериментальных исследований коллекторов, движение жидкости происходит по порам радиусом 5-30 мкм.

Центробежный метод

Основан на вращении керна насыщенного жидкостью, в центрифуге. В результате развиваются центробежные силы, способствующие удалению жидкости из пор. При возрастании скорости вращения жидкость удаляется из пор меньшего радиуса.

Рис. 8

В опыте регистрируется объем жидкости, вытекшей при данной скорости вращения. По скорости вращения рассчитывают центробежную силу и капиллярное давление, удерживающее жидкость в образце. По значению капиллярного давления определяют размер пор, из которых вытекла жидкость при данной скорости вращения, и строят дифференциальную кривую распределения пор по размерам.

Преимуществом центробежного метода является быстрота исследований.

По данным всех указанный методов измерений, кроме дифференциальной кривой распределения пор по размерам, можно построить другую кривую - зависимость капиллярного давления от водонасыщенности пор (рис. 9).

Рис. 9

Проницаемость пород: K₃>K₂>K₁

Метод полупроницаемых перегородок позволяет получить зависимости Рк = f(S_В) наиболее близкие к пластовым условиям, т.к. можно использовать воду и нефть в качестве насыщающей и вытесняющей среды.

Зависимость Рк = f(S_В) широко используют при оценки остаточной водонасыщенности коллектора в переходных зонах нефть-вода, вода-газ.

2.3 Лабораторные методы определения проницаемости пород

В связи с тем, что проницаемость горных пород зависит то многих факторов (горного давления, температуры, взаимодействие флюидов с твердой фазой и т.д.) необходимы методы экспериментального изучения этих зависимостей. Например, установлено:

1. проницаемость пород по газу всегда выше, чем для жидкости (из-за частичного проскальзывания газа вдоль поверхности каналов - эффект Клинкенберга и асорбции жидкости на стенках коллекторов, разбухании глин и т.д.);

2. при увеличении температуры и давления газопроницаемость пород уменьшается (уменьшение длины свободного пробега молекул и возрастания сил трения): при давлении 10 МПа у некоторых пород газопроницаемость уменьшается в 2 раза, по сравнению с таковой при атмосферном давлении (0.1 МПа); при увеличении температуры с 20⁰С до 90⁰С проницаемость пород может уменьшиться на 20-30%.

Определение абсолютной проницаемости

Определение абсолютной проницаемости горных пород выполняют с помощью различных установок (но принципиальные схемы и элементы одинаковы - рис. 10).

Рис. 10

1 - кернодержатель, позволяющий фильтровать жидкость и газы через керн,

2 - расходимер

3 - устройство для создания постоянного расхода жидкости или газа через керн,

4 - измерители перепада давления.

В связи с указанными ниже особенностями фильтрации жидкости и газа, абсолютную проницаемость керна измеряют при фильтрации газа (воздух, азот или др. газа). Значение проницаемости керна k по газу (абсолютная проницаемость) рассчитывается по формуле (1.9):

где Р₀ и Q₀ - атмосферные давления и расход газа при атмосферном давлении, Р₁ и Р₂ - давление на входе и выходе образца керна, F - площадь фильтрации (поперечного сечение керна), _Г - динамическая вязкость газа.

Определение фазовой проницаемости

Определение фазовой проницаемости производится при многофазовом насыщении пор (3-х фазовом водой, нефтью, газом или 2-х фазовом). Установки для исследования многофазного потока обычно состоят из следующий частей:

1. устройство для приготовления смесей и подачи их в керн;

2. кернодержателя;

3. устройство для насыщенности пористой породы различными фазами (по электропроводности, если одна фаза - проводящая, взвешиванием - определение массы образца при изменении газосодержания).

В случае движения многофазных флюидов, проницаемость для каждой фазы определяется по однотипным формулам (1.7):

(1.24)

где ,, - расход воды, нефти, газа (средний); k_В, k_Н, k_Г - фазовые проницаемости для воды, нефти, газа; F - площадь фильтрации; Р - перепад давления; L - длина образца.

2.4 Удельная поверхность горных пород

Удельная поверхность горных пород - это суммарная поверхность твердой фазы в единице объема породы (м²/м³) зависит от степени дисперсности пород.

В породах, состоящих из частиц малого размера (алевриты, глины и др.) удельная поверхность может достигать очень больших величин и через поверхностные явления (асорбция и др.) влиять на процесс фильтрации.

Суммарная поверхность (S_УД) шарообразных частиц в 1 м³ фиктивного грунта составляет:

(1.25)

где S_УД - удельная поверхность, м²/м³; m - пористость доли единиц; d - диаметр частиц, м. Для естественных песков удельная поверхность вычисляется суммированием ее значений для каждой фракции гранулометрического состава:

(1.26)

где М - масса породы, кг; М_i - масса данной фракции, кг; d_i - средний диаметр фракций, определяемые по формуле:

(1.27)

где d'_I и d''_I - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

Для учета несферичности частиц в правую часть формулы (1.26) необходимо ввести повышающий множитель (1,2 - 1,4).

Реальный грунт с неоднородными частицами заменяют эквивалентным фиктивным грунтом (при этом гидравлическое сопротивление фильтрации жидкости и удельная поверхность этих грунтов должны быть одинаковыми).

Диаметр частиц фиктивного грунта называется эффективным диаметром частиц (d_ЭФФ).

С учетом формул (1.25) и (1.26) имеем:

(1.28)

или

(1.29)

С другой стороны, гидравлический радиус пористой среды определяется выражением:

(1.30)

что с учетом (1.29) дает (если принять d_ЭФФ = d):

(1.31)

Учитывая, что гидравлический радиус равен отношению площади порового канала к его периметру, для поры с крупным сечением радиуса R имеем:

Тогда из (1.31) получаем:

(1.32)

Подставляя в (1.32) R из (1.18) (), получим:

(1.33)

где k - проницаемость, м²; S_УД - удельная поверхность, м²/м³.

Если выразить проницаемость в мкм², а S_УД - в м²/м³, то:

(1.34)

Из формул (1.32), (1.34) что чем меньше радиус поровых каналов и проницаемость пород, тем больше ее удельная поверхность.

Формула (1.34) является одним из вариантов формул Козени-Кармана, устанавливающей зависимость коэффициента проницаемости от пористости, удельной поверхности и структуры порового пространства.

В общем случае формула Козени-Кармана имеет вид:

(1.35)

где m - пористость (характеризующая динамическую полезную емкость коллектора),

S_УД - удельная поверхность,

Т - извилистость поровых каналов (отношение средней длины каналов к длине керна - может достигать значение 6 и более),

- структурный фактор, учитывающий форму сечения поровых каналов.

Методы определения удельной поверхности горных пород

1. Выше описанный способ (по гранулометрическому составу пород, величине пористости и проницаемости - формулы (1.25), (1.26), (1.29), (1.34), (1.35));

2. фильтрационный, основанный на изучении сопротивления течения через пористые породы разряженного воздуха (чтобы пренебречь столкновением молекул - Киудсеновский режим).

3. асорбционный (красителей или радиоактивных индикаторов - меченых атомов) - удельную поверхность определяют по формуле:

где а_М - число молей (атомов) вещества, связанного с 1г твердой фазы;

- площадь, приходящаяся на один атом данного вещества на поверхности кристалла (значение ее известно для многих веществ),

N - число Авогадро.

Обычно для нахождения S_УД коллекторов применяют фильтрационный метод. S_УД керна изменяется в пределах 38000113000 м²/м³ (по данным Ф.И. Котяхова).

2.5 Коллекторские свойства трещиноватых пород

Трещиноватые коллекторы обычно представлены плотными карбонатными породами, в некоторых районах (Восточные Карпаты, Иркутский район и др.) - терригенными отложениями. Трещиноватость карбонатных пород обычно больше, чем аргиллитов и песчано-алевритовых пород, песчаников и солей.

Развитие трещиноватости и ее распределение (системы трещин) связаны с тектоникой и направлением дизъюнкции.

Наиболее трещиноваты элементы нефтегазовых структур, где изменяются углы падения пород - переклинами на пологих складках, а своды на структурах с крутыми крыльями.

Как правило, объем трещин (т.е. пористость пород за счет трещин) весьма малы - десятые и сотые доли процента от объема породы (m_ТРn*0.01n*0.1%) основная доля пористости трещиноватых коллекторов - за счет межзернового пористого пространства (в блоках пород) и каверн или прокарстовых пустот.

Однако важнейшая роль трещин состоит в том, что они представляют пути фильтрации нефти и газа, обеспечивая высокие притоки их.

Раскрытость трещин зависит от литологического состава пород и их происхождения (колеблется в пределах 14-80 мкм). Трещины на больших глубинах (при больших давлениях) существуют благодаря неровностям стенок и многочисленным контактам их. Пары трещиноватости:

Рис. 11

Г - густота трещин:

;

где n - число трещин;

L - расстояние по нормали к трещинам.

Для однородной трещиноватости (L = const - расстояние между трещинами):

1. Объемная плотность трещин Т:

где S - половина площади поверхности всех стенок трещин, имеющих объем V;

2. Поверхностная плотность трещин Р:

где L - суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F.

При одинаковой раскрытости трещин (b - const)

(1.60)

где m_Т - трещинная пористость,

Т - объемная плотность трещин.

Согласно уравнениям Буссинеска имеем:

(1.61)

где q - расход жидкости на единицу длины щели (в плоскости фильтрации, т.е. перпендикулярно к q),

b - раскрытие трещин,

- динамическая вязкость жидкости,

- градиент давления.

Отсюда, расход жидкости Q через площадь фильтрации F (которая соответствует длине щели L) определяется формулой:

(1.62)

Приняв, что верно равенством , получим:

(1.63)

С другой стороны, согласно закону фильтрации Дарси, имеем:

(1.64)

где k_Т - трещинная проницаемость пород.

Приравнивая правые части формул (1.63) и (1.64), найдем:

(1.65)

где b - раскрытие трещин,

m_Т - трещинная пористость (доли единицы),

k_Т - трещинная проницаемость.

Практические измерения показывают, что трещинная пористость коллектора обычно не превышает 1% (часто менее 0.1%) от общей пористости. Однако, проницаемость трещинного коллектора определяется в основном проницаемостью трещин (т.к. малозерновая проницаемость блоков низка (< 0.1 мкм²).

2.6 Физико-механические свойства горных пород

Физико-механические свойства горных пород (упругость, прочность на сжатие, пластичность и др.) имеет важное значение при разработки нефтегазовых месторождений, т.к. эти свойства:

1. существенно влияет на процессы в пласте в период эксплуатации (перераспределение давления, проявление неустановившихся процессов, формирование и использование упругого запаса нефти - за счет расширения объема жидкости и уменьшение объема пор при снижении давления во время эксплуатации месторождения);

2. должны быть учтены при строительстве скважин, нефтяных шахт, подземных хранилищ газа;

3. необходимы при расчете параметров искусственного воздействия на призабойную зону для увеличения притока нефти (торпедирование, гидроразрыв и др.)

2.7 Напряженные состояния и деформация горных пород в массиве

На горные породы в условиях их естественного залегания действуют следующие силы:

1. горное давление, создаваемое весом вышележащих пород;

2. пластовое давление (давление флюидов в порах пласта);

3. тектонические силы;

4. термические напряжения (результат действия естественного геотермического и искусственного теплового полей).

По определению, напряжение () - это поверхностная плотность действующий сил:

(2.1)

где - сила, действующая на элемент площадки dS. Размерность напряжений в системе СИ - паскаль (Па).

1 Па = 1 Н/м² = 1 кг/(м*с²).

Если внешние силы действуют только в направлении одной оси, то они вызывают в ней одноосное напряженное состояние; по двум осям - плоское (двухосное) напряженное состояние, по трем осям - объемное напряженное состояние, которое в случае равенства всех сил, называется гидростатическим.

Напряжения, направленные перпендикулярно рассматриваемой площадке dS, называются нормальными (), а направленные вдоль площадки dS - касательными ().

Если выделить из массива горных пород элементарный кубик (рис. 12), то в общем случае результирующие векторы напряжений, действующие на его грани, (3 вектора) не будут перпендикулярными к ним. Каждый такой вектор можно разложить на три составляющие по осям координат

три компоненты - одну нормальную - и две касательные - (например, _X, _XY, _XZ для грани нормальной к оси Х).

Напряженное состояние элементарного объема (точки) характеризуется девятью компонентами тензора напряжений S_IJ второго ранга (рис.2.1):

(2.2)

Если горная порода находится в равновесии, то касательные напряжения, направленные противоположно друг другу в одной плоскости должны быть равны, так как суммарный момент действующих на кубик сил равен нулю:

_XY = _YX _XZ = _ZX _YZ = _ZY (2.3)

Тензор, при котором выполняются равенства (2.3) называются симметричным.

Компоненты напряжений зависят от ориентации выделенного элементарного объема. Этот объем можно ориентировать так, что касательные напряжения будут отсутствовать. В этом случае нормальные напряжения называются главными нормальными напряжениями, а грани на которые они действуют, называют главными плоскостями.

Рис. 12

Нормальные и касательные напряжения, действующие на элемент горной породы, вызывают соответствующие деформации его. Нормальные составляющие напряжений вызывают деформации сжатия или растяжения _Х, _Y и _Z, которые выражаются через относительное изменение линейных размеров образца (элемента) и называются относительными линейными (рис.12а):

где L' - длина ребра L после деформирования,

L - изменение длины ребра.

Линейные деформации, происходящие по направлению действующей силы, называют продольными, перпендикулярно ей - поперечными.

Касательные составляющие напряжений вызывают деформации сдвига граней _XY, _YZ, _XZ, которые выражаются через тангенсы углов сдвига tg (или через углы сдвига , т.к. из-за малости углов tg ), рис. 12.б, в, г.

Суммарная деформация граней _XY, _YZ, _XZ - величина, на которую уменьшается прямой угол между соответствующими гранями в результате сдвига вдоль двух соответствующих осей координат.

В случае чистого сдвига (т.е. при отсутствии нормальных напряжений), как видно из рис. 12 (б, в, г):

где ₁ - угол сдвига под действием касательного напряжения _XY,

а ₂ - угол сдвига под действием касательного напряжения _YX.

Если породы однородны и изотропны, то ₁ = ₂ = ₃ и суммарных угол сдвига _XY составит: или

С учетом этого можно написать выражение для тензора деформаций, содержащего как компоненты нормальные и сдвиговые деформации граней:

где k и е - индексы, обозначающий тензор деформации. При некоторых условиях (однородные, изотропные породы и равновесные состояния пород) - симметричный, т.е. противоположные сдвиговые деформации (например, _XY и _YX - равны).

Виды деформаций

Характер и величина деформации зависит от типа и величины приложенных напряжений. Увеличение нагрузок (напряжений) приводит к возрастанию деформаций и в пределе возникает разрушение - порода теряет свою сплошность и разделяется на части.

Деформации до момента разрушения породы (непроводящие к разрушению) могут быть упругими и пластическими.

Упругими называются деформации, когда порода восстанавливает исходную форму и размеры после снятия нагрузок (т.е. упругие деформации - обратимы).

Для упругих деформаций характерна линейная связь между величинами напряжений и соответствующих деформаций.

По мере увеличения напряжений на одном и том же образце последовательно можно наблюдать все три вида деформаций - упругую _Е, пластическую - _ПЛи разрушающую - _Р (рис. 13):

Рис. 13

В зависимости от соотношения величин _Е (предел упругости), _ПЛ и _РАЗ горные породы подразделяются на:

1. упруго-хрупкие (пластическая зона практически не наблюдается вплоть до разрушения породы);

2. упруго-пластичные (разрушающей деформации предшествует пластическая деформация);

3. пластичные (упругая деформация практически отсутствует)

2.8 Упругие свойства пород

Для упругих пород (упругих деформаций) связи между напряжениями и деформациями - линейные и выражаются обобщенным законом Гука, который для изотропных тел имеет вид следующих шести равенств:

(2.4) (2.5) (2.6) (2.7) (2.8) (2.9)

куда входят три параметра упругости: Е - модуль продольной упругости (модуль Юнга); G - модуль сдвига, - коэффициент Пуассона.Физический смысл этих параметров очевиден из приведенных выше уравнений (закон Гука).

1. Из первых трех уравнений при = 0 имеем:

т.е. при , .

Это значит, что численно модуль Юнга lEl равен напряжению ll, при котором длина образца L увеличивается в 2 раза (т.е. L = L).

Модуль Юнга для горных пород, как правило, лежит а пределах 10⁹ - 10¹¹ Па.

2. модуль сдвига G - коэффициент пропорциональности между касательным напряжением и соответствующей упругой деформацией сдвига :

При = 1 (радиан) , т.е. численно модуль сдвига G равен касательному напряжению , вызывающему поворот соответствующей грани элемента на угол в 1 радиан.

3. коэффициент Пуассона - это отношение относительного поперечного сокращения образца к его относительному удлинению при действии нормального напряжения по направлению L (рис. 12а), т.е.

так как тело при сжатии расширяется, а при растяжении - сужается, то

т.е. поперечная деформация _{попереч}составляет часть продольной.

Коэффициент Пуасона для горных пород изменяется, как правило, в пределах 00.5. Из трех параметров (Е, G, ) упругости независимых только два, т.к. между ними существует формула связи:

В случае равномерного трехосного сжатия упругого тела наблюдается прямая пропорциональность между давлением Р₀ и относительным изменением объема

где - модуль объемного (всестороннего) сжатия.

Модуль объемного сжатия пород выражается через выше приведенные упругие параметры пород:

В качестве примера рассмотрим распределение напряжений в горном массиве для простейшего случая однородных и изотропных горных пород (нормальное поле напряжений, не искаженное бурением скважин).

В условиях равновесия внешнее давление под действием веса вышележащих пород равно возникающим ответным напряжениям в породе:

где _Z - вертикальная составляющая напряжений,

- плотность пород ( = const),

g - ускорение свободного падения,

Н - глубина залегания пласта.

По горизонтали (в рассматриваемом простейшем случае):

(а)

где n - коэффициент бокового распора (). (б)

Для пластичных и жидких пород типа плывунов (когда напряжения определяются гидростатическим законом) n = 1.

Для плотных и крепких пород (вне зон тектонических напряжений n<1 - доли единицы). Для хрупких пород h0.30.7

Оценим приближение коэффициента бокового распора n и горизонтального напряжения пород _X = _Y:

Выделим элементарный объем. Его относительная деформация по оси х - _X определяется выражением (2.4):

С учетом (а) и (б) имеем:

Предположим, что при осадконакоплении происходит только сжатие пород в вертикальном направлении, а деформации в горизонтальном направлении не было:

Тогда из (1) находим:

т.е. сравнивая с (), находим:

Это значит, что при 0 < 0,5 0 n <1 и горизонтальные напряжения в породах меньше вертикальных (что обычно бывает на небольших глубинах при отсутствии пластичных пород, у которых n = 1)

При больших давлениях и глубинах (более 2500-3000 м) может происходить выравнивание напряжений вплоть до гидростатических, т.к. за длительные периоды времени породы испытывают пластические или псевдопластические деформации.

Однако, тектонические процессы могут привести к тому, что горизонтальные напряжения могут превышать в 2-3 раза вертикальное горное давление.

2.9 Напряженное состояние пород в области горных выработок

Основные уравнения теории упругости:

Выделяют три группы уравнений:

1. Статические уравнения, которые отражают условия равновесия (например, элементарного параллелепипеда dx,dy,dz в декартовой системе координат);

2. Геометрические уравнения, связывающие деформации элемента тела с перемещениями его точек U, V, W соответственно по координатам x, y,z;

3. Физические уравнения, учитывающие механические свойства горных пород (для упругих пород - это обобщенный закон Гука).

Для сплошных однородных и изотропных горных пород имеем:

1. Статические уравнения:

а) Приравнивая сумму проекций всех сил на оси x, y,z последовательно:

(2.15)

где X, Y, Z - составляющие интенсивности (т.е. отнесенной к единице объема) объемной внешней нагрузки (например, веса тела или силы инерции)

б) приравнивая нулю сумму моментов всех сил относительно осей x, y,z получим известный закон парности касательных напряжений:

...

Страница:

учебное пособие "Физика нефтяного и газового пласта" скачать

Подобные документы

Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа
Залегание нефти, воды и газа в месторождении. Состав коллекторов, формирование и свойства. Гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость. Коллекторские свойства трещиноватых пород. Состояние остаточной воды в нефтяных и газовых коллекторах.

учебное пособие [3,1 M], добавлен 09.01.2010
Физика пласта
Основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов. Физические и механические свойства горных пород нефтяных и газовых коллекторов. Методы анализа пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Характеристика природных коллекторов нефти и газа.

презентация [670,8 K], добавлен 21.02.2015
Физика пласта
Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа. Типы осадочных пород: терригенные, хемогенные и органогенные. Гранулометрический состав как содержание в горной породе зерен крупности, выраженное в % от массы или количества зерен, его изучение.

презентация [2,5 M], добавлен 17.04.2015
Физика нефтяного пласта
Определение емкостных свойств пород в лабораторных условиях. Структурные, гранулометрические свойства, смачиваемость, поверхностная проводимость. Фильтрационные свойства, проницаемость для нефти, газа и воды. Методы повышения извлекаемых запасов нефти.

курсовая работа [765,2 K], добавлен 08.01.2011
Физика пласта
Пористость пород коллекторов. Проницаемость неоднородного пласта. Дебит фильтрующейся жидкости для различных видов пористости. Состояние нефтяных газов в пластовых условиях. Растворимость углеводородных газов. Фазовое состояние углеводородных систем.

учебное пособие [4,3 M], добавлен 20.05.2011
Удельная поверхность горных пород и методы её определения
Типы пород-коллекторов нефти, газа и воды, их разнообразие по минералогическому составу, геометрии пустотного пространства и генезису. Типы нефтяных залежей. Пористость, проницаемость и удельная поверхность горных пород, лабораторные методы их измерения.

курсовая работа [463,4 K], добавлен 20.03.2013
Геология нефти и газа
Физико-химические свойства нефти и газа. Принципы и показатели классификации видов нефти и применение тригонограмм. Макроскопическое описание осадочных горных пород. Особенности пород-коллекторов и покрышек. Аспекты построения геологического профиля.

методичка [379,3 K], добавлен 25.10.2012
Типы пород-коллекторов и нефти и газа
Классификация, механические и тепловые свойства пород-коллекторов. Характеристика и оценка пористости, проницаемости и насыщенности пустотного пространства жидкостью и газом. Условия залегания пород-коллекторов в ловушках нефти и газа в Западной Сибири.

реферат [1,6 M], добавлен 06.05.2013
Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа
Коллектор - горная порода с высокой пористостью и проницаемостью, содержащая извлекаемые количества нефти и газа. Классификационные признаки коллекторов. Типы пород и залежей. Фильтрационные и емкостные свойства нефтяных и газовых пластов. Типы цемента.

курсовая работа [2,0 M], добавлен 27.01.2014
Физико-химические свойства нефти и газа
Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.

реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015
Типы пород – коллекторов, гранулометрический состав пород, коллекторские свойства трещиноватых пород
Классификация коллекторов терригенного и карбонатного состава. Гранулометрический состав пород. Трещины диагенетического происхождения. Закономерности в расположении и ориентировке трещин в горной породе. Методы определения остаточной воды в пластах.

контрольная работа [30,2 K], добавлен 04.01.2009
Геология нефти и газа
Понятие природного газа и его состав. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов. Физические свойства природных газов. Сущность ретроградной конденсации. Технологические преимущества природного газа как промышленного топлива.

контрольная работа [2,0 M], добавлен 05.06.2013
Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны
Извлечение нефти из пласта. Процесс разработки нефтяных и газовых месторождений. Изменение притока нефти и газа в скважину. Механические, химические и тепловые методы увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны. Гидравлический разрыв пласта.

презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016
Происхождение нефти и газа
Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.

курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013
Нефть в пластовых условиях
Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.

курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011
Разработка и эксплуатация Ново-Елховского нефтяного месторождения
Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.

отчет по практике [293,0 K], добавлен 30.09.2014
Физика пласта
Физические свойства коллекторов, их виды, классификация, геометрические параметры. Гранулометрический состав породы. Составляющие нормального поля напряжений. Деформационные и прочностные свойства горной породы. Порядок насыщения пористой среды.

презентация [2,7 M], добавлен 15.03.2015
Технология проведения гидравлического разрыва пласта на месторождении "Снежное"
Общие сведения о месторождении, его стратиграфия, тектоника, нефтегазоводоностность. Свойства и состав нефти, газа, конденсата, воды. Физико-химические свойства пластовых вод. Гидравлический разрыв пласта, применяемое при нем скважинное оборудование.

дипломная работа [1,1 M], добавлен 18.04.2014
Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении
Общие сведения, геолого-физическая характеристика Мишкинского месторождения. Физико-гидродинамическое описание продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти газа, конденсата и воды, оценка их запасов. Пути повышения эффективности проведения ОПЗ.

дипломная работа [4,0 M], добавлен 23.08.2008
Ключевые гипотезы происхождения нефти и газа
Анализ неорганической и органической теорий происхождения нефти и газа. Залегание нефти и газа в месторождении, состав коллекторов, их формирование и свойства. Проблемы коммерческой нефте- и газодобычи на шельфе Арктики, устройство ледостойких платформ.

презентация [3,5 M], добавлен 30.05.2017

Другие документы, подобные "Физика нефтяного и газового пласта"

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

сколько стоит заказать работу?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.