Роль физики пласта в процессе разработки месторождений нефти и газа (стр. 5 )

Удельную поверхность пористых сред в водной среде обычно определяют методом адсорбции красителей или методом поверхностного обмера при помощи радиоактивных индикаторов. Площадь поверхности минералов Syд при этом рассчитывают по числу молекул радиоактивного индикатора, поглощенных пористой средой, и по площади, приходящейся на один атом данного радиоактивного вещества на поверхности кристалла:

где бm - число молей (атомов) вещества, связанного с 1 г твердой фазы; щ - площадь, приходящаяся на один атом данного вещества на поверхности кристалла (значение ее известно для многих веществ); N - число Авогадро.

38. Влияние гранулометрического состава пород на величину удельной поверхности.

Удельная поверхность зависит от гранулометрического состава, степени дисперсности, правильность геометрической формы и шероховатости зерен скелета, типов контактов между ними, содержания и типа цемента.

В модели фиктивного грунта величина удельной поверхности определяется выражением:

, где S — удельная поверхность в м2/м3; m — пористость; d — диаметр частиц в м.

Из этого соотношения следует, что при уменьшении диаметра частиц, удельная поверхность увеличивается. В связи с эти крупнозернистые и хорошо отсортированные песчаники будут обладать минимальной удельной поверхностью, а с увеличением в породе количества мелких частиц удельная поверхность будет увеличиваться.

39. Связь удельной поверхности с нефте-газо-конденсатоотдачей пласта.

Внутрипоровые взаимодействия флюидов и скелета породы оказывают определяющее влияние на степень извлечение флюидов из пласта и определяют эффективность использования физико-химических и тепловых методов увеличения нефте-газо-конденсатоотдачи. Влияние удельной поверхности проявляется, прежде всего, через сорбционные процессы на границе скелет-флюид. Они приводят к удержанию части флюидов во внутрипоровом пространстве в неподвижном состоянии, к изменению эффективного порового объема, фазовых проницаемостей и т. д.

40. Структура пустотного пространства горных пород и способы ее изучения.

Структура порового пространства – это характер распределения пор по размерам, форме и конфигурации, а так же по взаимному расположению пор относительно друг друга.

Пористая среда характеризуется рядом структурных параметров:

Пористость

Размер пор

Распределение пор по размерам

Извилистость

Удельная поверхность

При исследовании структур поровых пространств используют:

Прямые методы:

Метод просвечивания рентгеновскими лучами

Изучение шторов!?

Метод изучение породы в сколе

Косвенные методы

Оптический (метод случайных секущих)

Метод адсорбции

Метод полупровод. мембран

Ртутная порометрия

Ультразвуковое прозвучивание

41. Связь пористости с проницаемостью и удельной поверхностью горных пород.

Связь пористости с проницаемостью и удельной поверхностью горных пород описывается формулой  Козени— Кармана.

В общем  виде  формула Козени — Кармана записывается в виде:

, где  Т — извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна); ϕ — структурный коэффициент, учитывающий форму поровых каналов. S – удельная поверхность, m — пористость, k – коэффициент проницаемости.

42. Неоднородность горных пород и способы ее определения. Статистические методы ее отображения.

Неоднородность ГП

По фазовому составу

По компонентному (минеральному) составу

По структурно-текстурному строению

Геологическая неоднородность – изменчивость геологических и физических характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи:

Ультрамикро неоднородность

Микронеоднородность

Мезонеоднородность

Макронеоднородность

Метанеоднородность

43. Насыщенность пористой среды флюидами и ее влияние на фазовые проницаемости.

44. Перечислите основные фильтрационные и емкостные свойства нефтегазовых пластов, дайте понятие анизотропии нефтегазового пласта.

гранулометрическим  (механическим)  составом пород;

пористостью;

проницаемостью;

капиллярными  свойствами;

удельной поверхностью;

механическими  свойствами  (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатию  и  другим  видам  деформаций);

насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

Анизотропия нефтегазового пласта – неодинаковость свойств пласта по различным направлениям внутри пласта.

45. Основные физические и физико-технологические свойства нефтегазового пласта и покрышки.

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругость - свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:

=m·вп

где вс - коэффициент объемной упругости пористой среды;

вп - коэффициент сжимаемости пор;

Vо - объем образца;

ДVпор - объем пор;

P - давление;

m - коэффициент пористости.

Прочность на сжатие и разрыв - горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию.

Пластичность – изменение формы породы при воздействии на них различных нагрузок, без появления видимых трещин. Последние характеризуют хрупкость породы.

Твердость – способность тела оказывать сопротивление внедрению в него другого тела. Существуют различные методы определения твердости: по Бринеллю, Шору, Моосу.

Абразивность – способность горных пород изнашивать в процессе трения металл, и сплавы.

Набухание и размокание – глинистые породы при взаимодействие с водой увеличивают свой объем и влажность.

46. Основные механические свойства горных пород: упругость, сжимаемость, прочность на сжатие и разрыв, твердость, пластичность, набухаемость.

47. Деформация пород. Остаточная деформация и ее влияние на фильтрационные свойства коллекторов.

Деформация – изменение формы (объёмов, размеров) под воздействием напряжений.

Деформация зависит от вида напряжённого состояния, т. о. можно выделить:

линейные деформации;

сдвиговые деформации;

объёмные деформации.

Деформации могут быть:

Упругими

Пластичными

Крип (ползучесть)

48. Основные показатели механических свойств коллекторов.

49. Тепловые свойства горных пород: теплоемкость, теплопроводность, температуропроводность.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°С:

.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород.

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) л характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

Коэффициент температуропроводности (б) характеризует скорость прогрева пород или скорость распространения изотермических границ.

50. Состав природных газов газовых и газоконденсатных месторождений.

Природный газ – смесь углеводородов гомологического ряда метана, кислых газов N, H2S, CO2, инертных газов He, Kr, Ne, Ar, в состав так же входят примеси: H2O (пар) и механические.

Газогидраты – представляют собой твердые соединения (клатраты) в которых молекулы газа при определенных температурах и давлениях заполняют пустоты кристаллической решетки образованной молекулами воды с помощью прочной H связи.

Пластовая газоконденсатная смесь – это сложная система, состоящая из большого числа углеводородов, азота, H2S, CO2, He, H20 (пар).

Газ, добываемый вместе с нефтью, называется попутным или нефтяным. Газ, добываемый из чисто газовых месторождений, называется природным. Газы, добываемые из чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, по качественному составу близки между собой. Они включают, главным образом, углеводороды метанового ряда (алканы) и примеси неуглеводородных компонентов: азот, углекислый газ, сероводород, инертные газы (гелий, аргон, криптон).

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, состоят почти из одного метана, в них отсутствуют тяжелые фракции, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях, и поэтому их называют сухими.

Газы из газоконденсатных месторождений содержат и более тяжелые компоненты, которые при нормальном давлении могут представлять собой жидкость, называемую газовым конденсатом.

Газы нефтяных месторождений содержат значительно меньше метана и большую долю пропан-бутановой фракции, которая при нормальной температуре и давлении выше 0,9 МПа находится в жидком состоянии и используется в качестве сжиженного газа. Жидкий газ при снижении давления испаряется, переходит в газообразное состояние, что делает удобным его транспортирование и использование.