Шпаргалка по "Физике пласта"

 

Относительная: представл отношение эфф прониц к абсол и выраж безразм величиной меньше 1. Прониц пород зависит от d пород, от степени их извилистости, от степени насыщения пор различными флюидами, от тектонич трещиноватости породы, а так же от физико-хим взаимод флюидов с породой и составом и св-в самих флюидов.

 

32. Под уд поверхн пор  пониают суммарн пов-ть ее порового  простр-ва в ед V породы. Уд пов хар-ет степень дисперсности породы и опред ее адсорбц св-ва, в первую очередь содерж остат воды. Она увелич с уменьш d зерен породы. Эксперим замерить очень сложно, расчитыв по формкле .. Если выразить kпр в мкм, m- в долях, то поверхн будет оцен-ся в м2/м3. Она увелич с ухудш кол св-в.

 

29. Прониц пород может  опред-ть по результатам гидродинамич  исследований скважин, а также  л/б способами на образцах керна. Гидродинамич исслед скв поз-ет опред-ть эффект прониц интервала разреза, из которого в скважину идет приток того или иного флюида. Абсол прониц этим методами не опред. Лаборат исследов на образцах керна допускают замеры всех видов прониц-ти, причем эти замеры могут произ-ся как в поверхн условиях, так и при моделиров разнообр пластовых усл.

 

31. Открытая пористость  сама по себе не яв-ся показат  коллект св-в в породе. Очень  часто породы, обладающие большой  открытой порист яв-ся практически не проницаемыми. Это происх тогда, когда в породе хотя и имеется больш V откр пор, но все они очень незначит по размерам с раскрытием менее 0,2 мкм. Такие поры заполнены адсорбир водой, кот нах-ся в неподв состоянии и препятствует движ флюидов. Для оценки практич значимости пород-кол необходимо иметь сведения не только о их пористости, но и о проницаемости. Прямой связи м/ду порист и прониц не сущ-ет, поскольку на эту связь влияет 3 параметр (радиус поровых каналов). Впервые зависимость м/ду этими 3 параметрами для ид среды, частицы которой не взамод друг с другом, установл Ур Пуазейля и Дарси . Из этого уравн можно опред радиус поровых каналов для ид среды: .Если выразить прониц-ть в мкм2, а пористость в долях, то r будет оценив-ся в мкм.. Для реальной среды оценка r произ-ся по Ур-ю Котяхова.

 

.Все эти Ур-я в основном исп-ся для теоретич целей. На практике предпочтение отдается л/б методам измер r. 

35. Прямой (экстрационно-дистилляционный)  способ основан на изучении  образцов пород с естеств пластовым насыщ-ем. Этот способ дает наиболее достоверные результаты, примен редко. Поскольку для этого необход бур спец дорогост скв-н с использ буровых раств на нефт основе или растворов не фильтр-ся в пласт. Такие растворы не искажают остат водонасыщ пород-коллект н и г, поскольку фильтрат этих растворов представлен углевод жид-ми, кот попадая в поры пород в процессе бур оттесняют из них часть, наход-ся там н и г, но на сод остат воды не влияют. Отобранные образцы концервируются на буровой, чтобы исключить возм испарения из них флюидов и доставл в лаб. В лаб такие образцы исслед в аппарате Закса. Физич основы этого метода заключ-ся в экстракции из образцов углеводородов и дистилляции из них воды.

 

36. Косвенные способы определения  насыщ пород основаны на моделировании  возможного содержания в них  различных флюидов. Среди косв л/б способов наиболее распростр яв-ся способы центрифугирования, капилляриметрии (углевод раств), испарения (сущ эн связь форм воды с поверхн порового прост-ва). Все эти способы предусматривают определения ост водонасыщ, нефтенасыщ или газонасыщ-ти. 

37. Механич св-ва пород  проявл-ся при воздействии на  них внешней нагрузки. Они включают  обширный комплекс параметров  и раздел-ся на деформац, прочностные и реологич. Физика пласта изуч деф и прочн св-ва. Исслед-ся упругие дефформ пород, т е те параметры мех св-в, кот могут оказывать влияние на процессы разраб н и г местор и на нефтеотдающ св-ва пород. Прочностн св-ва пород изуч-ся для выбора оптим режимов бур скв-н. Упругость – способн пород уменьшать свой V, V порового простр-ва при увелич внешней нагрузки и восстан их при ее уменьш. Величина внешн нагрузки опред-ся по разнице м/ду нагрузкой, создав массой перекрывающих пород и велич пластового давления в данных породах. По мере сниж пласт давл, что может происх на залеже н и г, внешняя нагрузка на породы таких зал увелич и приводит к некоторому уменьш V их порового простр-ва и тем самым влияет на процесс извлечения нефти и газа. Итак, упругие св-ва пород, насыщающих их флюидов, создают запас упругой энергии пласта, которая освобожд-ся при уменьш пластового давл и служит одним из источников извлечения н и г. Упругие св-ва пласта описыв-ся з Гука.

 

 

 

 

38.

 

Эти св-ва оцениваются удельной теплоемкость, коэф-ом

 

температуро – проводности  и коэф теплопроводности. Удельная

 

теплоемкость характеризует  количество теплоты необходимое 

 

для прогрева ед массы породы на 1С. Коэффициент теплопроводности –

 

колич теплоты переносимой  в породе через ед площади в ед временги

 

и при градиенте температуры. Коэф температуро-проводности хар-ет

 

скорость прогрева пород  или скорости распростран изотермич  границ.

 

Тепловые св-ва пород очень низкие по сравнению с аналогичными

 

св-ми метал поэтому для прогрева призаб зон скважин треб-ся большие

 

затраты энергии. Вдоль напластования  пород теплопров-ть выше,

 

чем поперек напластования.

 

39.

 

Под карбонатностью пород  понимают содерж в них солей угольной кислоты:

 

известняка (CaCO3), сидерита (FeCO3). Определение карбонатности пород  проводят

 

с целью выяснения возможности  солянокислотной обработки призабойной  зоны

 

 скв для дополнит  увеличения ее прониц-ти и ,следовательно, увеличения дебитов

 

н и г скв, а также  для определения хим состава горных пород, слагающих продукт пласт.

 

Из различных методов  определения карбонатности пород  наиб распростран яв-ся

 

 газометрич метод. Он  основан на хим разложении солей угольной кислоты под

 

 действием сол кислоты  и измерении V углек газа, обра-ся в рез-те реакции

 

CaCO3+2HCl=CaCl2+H2O+CO2. По плуч данным производят расчет карбонатности

 

 породы, все расчеты  осуществл-ся на углекислый кальций,  как наиболее распростран в

 

 горных породах.

 

40.

 

Эти св-ва лежат в основе промымлово-геофизич исследований скважин. Однако

 

эти св-ва не явл-ся самоцелью  промысловой геофизики, ибо перед  ней стоит задача

 

определения интервалов разреза  в скважине, где могут быть залежи нефти и газа,

 

 а также задача определения  коллект св-в этих интервалов. Для того, чтоб можно

 

 было решать подобные  задачи, промысловой геофизике необходимо  так называемая

 

петрофизическая база, которая  по результатам л/б изучения образцов пород и включает

 

 зависимости м/ду электр, акустич и др параметрами и колл св-ми. Имея такие зависимости

 

 промысл гофизика уже  может косвенно определять коллект  св-ва пород, и чем точнее 

 

будут эти зависимости, тем  точнее будут рез-ты интерпретации промысл геофизики.

 

Именно для этих целей  и произв-ся определения перечисл параметров на образцах

 

пород л/б способами.

 

42.

 

Нефть в поверх условиях-жид-ть жирн на ощупь, зеленовато-бурого иногда

 

черного цвета. По конститенции нефть также различна: от легко  подвижных,

 

до высоко вязких почти нетекучих субстанций. По хим сост нефть предст сложные

 

 природные смеси, органич  углеводородн соедин, их производных  и гетероат соедин,

 

которые в пласт и станд поверх условиях нах-ся в жидкой фазе. В нефти сод-ся

 

 такие группы углевод: метановые/парафиновые (пред насыщ углевод с общ форм

 

CnH2n+2); нафтеновые(от С5Н12-С16Н34 в поверхн и пласт усл яв-ся жид-ми и

 

сост осн V нефти, С17Н36 и выше в поверхн усл нах-ся в ТВ сост наз парафинами);

 

ароматические (недонасыщ угл соедин с форм СnH2n-6). Также в н присутств

 

гетероат соедин, в состав молек входит O, S, N, металлы и углевод. Состав н в

 

поверхн условиях отлич от ее состава в пласт усл, в первую очередь за счет наличия в

 

 пластов н раствор  газов, ТВ на поверхн вещ-в,  нах-я в пласт нефти в расплавл  или 

 

дисперсном состоянии.

 

43.

 

Классифик нефти по хим составу: 1) в зависим от преоблад тойили иной группы ув

 

в составе н они раздел-ся на метановые, нафтеновые, ароматич. Нефти также раз-ся

 

 и по другим особен  их хим сотава: 1) по содерж серы (малосернистые до 0,5%;

 

серн-до 0,-2%; высокосерн-более 2%); 2) по содержанию смол: малосмолист-до

 

18%; смолистые-18-35%; высокосмолистые-более35%; 3) по сод парафина:

 

малопарафин – до 1,5%; парафин-1,5-6%; высокопарафин – более 6%.

 

44,45,46,47.

 

К основным физич параметрам, кот хар-ют нефти относят: плотность, вязкость,

 

 газосодержание, объемный  коэффициент, давление насыщения.  Физич св-ва нефтей 

 

определяют в стандартных  поверхн услов, а иногда и в  пластовых. Если физич 

 

св-ва опреде-ют в поверхн  усл, то они зависят от состава  исследуемой нефти.

 

Если же св-ва опред-ся в  пластовых условиях, то они будут  зависеть от

 

насыщенности нефти и  газа, от пластового давл и темп. 1) Газосодерж пласт нефти 

 

– объем газа, растворенного  в 1 м3 пласт нефти. Оно может достиг 300-500 м3/м3

 

и даже более. Для большинства  нефти газосод нах-ся в пределе  от 30-100 м3/м3.

 

2) Коэф растворимости газа  показ, какое кол-во газа может  раствор-ся в единице 

 

объема жид-ти при данном р. Зависит от состава газа и нефти, р и Т. 3) Коэф

 

 разгазирования – колич  газа, выделившегося из единицы  V н при снижении р

 

 на ед. 4) Объемн коэф  пласт н (b)-отнош v н в пласт  усл к V того же кол-ва н в

 

 стандартных поверхн  усл, т е после дегазации  н при атм р и t =+20 С. Велич b>1

 

 иногда достиг 2-3. После  дегаз V н ум-ся в 2 раза. 5) Усадка  нефти (U) хар-ся во

 

ск-ко уменьш V н после дегазации. 6) Давление насыщ н – при котором газ начин

 

 выд-ся из пласт нефти. Р нас может быть = Р пласт или < его. Если Рпл < Рнас, то

 

 часть газа нах-ся  в своб сост и нефт залежь имеет газ шапку. Если >, то н недосыщ

 

газом и весь газ растворен  в нефти. Если =, то нефть полн насыщ газом. 7) Плотность

 

 н – масса н в  ед V, зависит не только от сост плотн н, но и от кол-ва раств газа.

 

По этой причине пл н в пласт усл обычно 1,2-1,8 < чем в поверхн усл. Известны нефти,

 

 плотн котор в пласт  усл сост-ет 0,3 – 0,4 г/см3. Зависит  от t и р. 8) Вязкость н-св-во,

 

характериз степень подвижности  н. Бывает динамическая (абсол) – сила трения,

 

возник м/ду 2 смежными слоями жид-ти или газа при их взаимном перемещ относит

 

друг друга; кинематическая – св-во жид оказывать сопротивл перемещ 1 части жид-ти

 

относит др с учетом силы тяж. 9) Текучесть-велич обр вяз-ти.

 

48.

 

По физическим св-ам: 1) по плотности в стандартных поверх условиях: легкие

 

 нефти до 850 г/см3; тяжелые-более  850; 2) по вязкости: с незначит вязк  – менее 1

 

мПа*с; маловязкие – 1-5 м Па*с; с повыш вязк – 5-25 мПа*с; высоковязк – более 

 

25 мПа*с. Фракц состав  отражает содержание соединений  выкипающих в

 

 определен интервалах температур. Нефти выкипают в очень широком интерв

 

температур – 28-540 С.

 

49.

 

В природе сущ-ет большое разнообр нефтй. Отлич-ся могут не только нефти разл местор,

 

 но даже нефти с  1 месторождения. Причины раздел-ся: 1) первичные: к ним относят

 

 причины, определ-ся  составом исходного органич-ого вещ-ва из которого образов

 

нефть. 2) вторичные: относят  причины, которые связаны с формиров нефт залежей и

 

 процессами их изменений.  Это процессы фильтрации, восстановл, окисление и

 

 выветривания. А также  особ-ти пластовых условий, в  которых нах-ся та или иная 

 

залежь. Их действие: при фильтр через горные породы нефти очищ-ся от смолистых

 

 и асфальтовых компонентов,  следов, плотность нейти уменьшается.

 

 Она становится 

 

более легкой и светлой. Восстановит процессы происходят под влиянием t, различн

 

катализаторов, радиактивных элементов и в условиях отсутствия кислорода. Эти 

 

процессы также приводят к обогащ нефти легкими компон-ми. При окисл нефти

 

 происходят изменения  в обратом направл., т е н теряет компоненты и обогащ-ся

 

более тяж-ми. Окисл н может  происх не только на дневной пов-ти при контакте с

 

 кислор атмосферой, но  и на глубине. В рез-те проникновения в нефти залежи

 

подземных вод обогащен кислор.

 

55.

 

Дифференциальное разгазирование – газ отводиться, удаляется из системы.

 

Контактное разгазирование – выделяется, но находится в контакте.

 

(Если в пласт усл:  раств газ перех в своб фазу: часть газа в виде нефти, 

 

а др часть в газовую шапку).

 

56.

 

Пластовые воды нах-ся в водонасыщ  пластах-коллекторах и 

 

обладают способностью перемещ-ся при возникновении перепадов

 

р. Этим они отлич от остаточн воды, которая в породах нах-ся в

 

неподв состоянии и не учит-ся в фильтрации. По отношению к

 

 залежам н и г выделяют след виды пластовых вод: подошвенные

 

(контурные), кот насыщают породы-кол под залежами н и г;

 

краевые (законтурные), кот  насыщают породы-коллекторы

 

 вокруг залежи; промежуточные,  кот заполняют водоносные 

 

пласты м/ду залежами н и г.

 

57.

 

По степени минерализации  пластовые воды разделяются на:

 

рассолы (М>50 г/л); соленые (10,50); солоноватые (1-10);