СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТЕЙ
СОСТАВ И СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
ФАЗОВЫЕ СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД
МОЛЕКУЛЯРНО-ПОВЕРХНОСТНЫЕ СВОЙСТВА СИСТЕМЫ
НЕФТЬ–ГАЗ–ВОДА–ПОРОДА
Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 606 стр.
(NEW YORK TORONTO LONDON McGRAW-HILL BOOK COMPANY, INC 1949)
Желтов Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М., «Недра», 1975, 216 с.
Сваровская Н. А. Физика пласта: Учебное пособие. – Томск: ТПУ, 2003. – 156 с.
Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузовМ. Недра, 1982, 311 с.
Горные породы по происхождению (генезису) разделяются на осадочные (пески, песчаники, доломиты, алевролиты, известняки), магматические (изверженные) и метаморфические.
Метаморфические и изверженные породы - 1%
мел, известняки органогенного происхождения и другие окаменелые останки животных и растительных организмов
коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, состоящие из песчаников, песка, алевролитов, реже известняков, доломитов
Условия формирования нефтеносных толщ включают наличие коллекторов с надежными покрышками практически непроницаемых пород.
ГАЗ
НЕФТЬ
ВОДА
ГЛИНА
ПРИРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА
Диапазон размеров частиц в нефтесодержащих породах 0,01 – 1 мм
Изучаемый диапазон размеров: 0,001- 5 мм
Методы анализа гранулометрического состава горных пород
Ситовой анализ
d > 0,05 мм
Седиментационный анализ
0,01< d < 0,1 мм
Микроскопический анализ шлифов
0,002 < d < 0,1 мм
СИТОВОЙ АНАЛИЗ
C глубины h через время tx в пипетку проникнут только те частицы, диаметр которых меньше d1 так как к этому времени после начала их осаждения более крупные зерна расположатся ниже кончика пипетки.
1. Первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопле-ния. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.
2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.
Вторичные поры
4.Пустоты и трещины, образованные за счет эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, пере-кристаллизации.
5.Пустоты и трещины, образованные за счет тектонических процессов, напряжений в земной коре.
Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости mп называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр
Коэффициент пористости – отношение объема пор в породе к видимому объему образца V
ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД
Абсолютной называется проницаемость при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом.
Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.
Фазовой или эффективной называется проницаемость, определенная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред.
Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.
За единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 , длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3 /с.
Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.
Для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %.
Нефтенасыщенность (Sн), равная 65 % и выше (до 90 %) пласта считается хорошим показателем залежи.
Нефтенасыщенность
Газонасыщенность
При содержании воды в несцементированном песке до 26–28 % относительная проницаемость для неё остается равной нулю. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной водонасыщенности, как неподвижной фазы, еще выше.
При возрастании водонасыщенности до 40 % относительная проницаемость для нефти резко снижается, почти в два раза. При достижении величины водонасыщенности песка около 80 % , относительная фазовая проницаемость для нефти будет стремиться к нулю
При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.
Область существования трёхфазного потока (совместного движения в потоке всех трёх систем) для несцементированных песков находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %.
Определение карбонатности пород проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.
Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом.
СаСО3 + 2HCl = CаCl2 + CO2↑ + H2O
По объёму выделившегося газа (CO2) вычисляют весовое (%) содержание карбонатов в породе в пересчёте на известняк (СаСО3).
Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:
Email: Нажмите что бы посмотреть