Способы определения.
разрушение породы (теряется структура);
шлиф;
используя породу как адсорбент, можно исследовать площадь адсорбции.
Sтв=Q/(m); =310-7¼1710-7 гэкв/м2,
где Q- количество адсорбируемого вещества;
- количество вещества в монослое;
m- масса вещества.
11. Обобщенный закон Дарси, понятие фазовой проницаемости, коэффициенты ее характеризующие и область применения.
Qн= (k0/н) fн(S) grаd (Рн)
Qв= (k0/в) fв(S)grаd (Рв)
k0 – абсолютная проницаемость пласта.
Рн = Рв – Рк, где Рк – капиллярное давление.
Капиллярное давление свойственно системе, состоящей, по крайней мере, из трёх фаз.
Рк=2соs/rк,
где соs - косинус угла смачивания;
- поверхность натяжения.
Относительная фазовая проницаемость.
fн=kн/kа
fв=kв/kа
Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.
Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:
kпф=kпkн.н. kвф=kп(1 – kн.н.)
Они зависят от степени нефтенасыщенности:
kн.н.=1 – kв(Sв)
Фазовая проницаемость зависит от степени водонасыщенности:
fв=(Sв)
Каждая фаза движется по своей системе пор и не влияет на другую.
в 100% г 100%
1 график. S1– точка, где вода теряет свою сплошность (образуются капли). В ней минимальная насыщенность водой. Проницаемость от 0 до S равна 0.
Начиная с S водяная фаза преодолевает порог перколяции, образуя фазу.
S2 - точка, где нефть/газ перестаёт двигаться. В ней максимальная водонасыщенность. Нефть в объёме пор находится в связанном состоянии.
Sос=(1-S2) – характеризует долю нефти/газа, которые неподвижны – остаточная нефтенасыщенность.
В обоих случаях f1.
0 – точка равенства проницаемостей по нефти и по воде.
Т.е. фазовая проницаемость характеризует фильтрационную способность пласта в присутствии другой фазы.
Чтобы рассматривать насыщенность только в области, где существуют обе фазы, берут приведённую насыщенность.
=(Sв–S1)/(1–S1–(1-S2))=(Sв-S1)/(S2 –S1)
2 график. В заштрихованной области могут двигаться все три фазы. Трёхфазное насыщение представляет неблагоприятную обстановку для разработки месторождения. Если в процессе фильтрации выделяется третья фаза, то она мешает первым двум фазам двигаться по поровому пространству, вследствие чего ухудшается фазовая проницаемость. Поэтому не рекомендуется при разработке нефтяных месторождений достигать давлений, при которых из нефти начинает выделяться газ, а при разработке газовых месторождений достигать давлений, при которых из газа начинает выделяться газоконденсат.
Факторы, влияющие на фазовую проницаемость:
геометрия структуры пор
градиент давления
характер смачивания пористой среды данной фазы
Если мы имеем аномальные жидкости, например насыщенные ПАВ.
Происходит повышение проницаемости (>1)
12. Смачиваемость нефтегазового пласта, коэффициенты ее характеризующие, области использования. Капиллярное внутрифазовое давление, характеристика, области использования.
1,2 1 В
2
Н
2,3 3 1,3 Тв. ф.
Из-за равенства векторов, т.к. капля неподвижна, получаются следующие соотношения:
2,3=1,3+1,2соs
соs=(2,3 - 1,3)/1,2
Такие соотношения называются законом (правилом) Юнга.
Величины 1,3 и 2,3 практически неизвестны, поэтому об их соотношениях судят косвенно по углу .
не зависит от размеров капли до определённых её размеров и определяется методом «висячей капли». Этот угол зависит также от природы контактирующих областей и полярности веществ.
Работа адгезии.
Wа=2,3+1,2 - 1,3
или, записанная через угол :
Wа=1,2(1+соs)
Это соотношение называется соотношением Дюпре-Юнга.
2,3 - 1,3=1,2соs,
где 1,2соs называется натяжением смачиваемости, или смачиваемостью.
13. Капиллярное внутрипоровое давление, характеристика, области использования.
- Методы изучения пласта.
- Уровни неоднородности.
- Закон Дарси
- Способы определения.
- Капиллярное давление
- Пластическая деформация.
- Реологические модели.
- 4.Теплопередача.
- 39. Уравнения состояния идеальных и природных газов.
- 40,41. Физические свойства реальных газов. Физические свойства газового конденсата.
- Плотность природного газа и стабильного конденсата.
- Вязкость газов и углеводородных конденсатов.
- 42. Физические свойства природных нефтей.
- 1)Сжимаемость нефти.
- 2)Упругий запас.
- 3) Плотность.
- 43. Аномально-вязкие нефти и их структурно-механические свойства.
- 1. Вязкопластическую жидкость;
- 2. Степенная жидкость.
- 3.Упруго пластические жидкости.
- 44. Физические свойства неньютоновских нефтей, законы фильтрации аномальных нефтей.
- 45. Изменение состава и свойств пластовых нефтей в природных условиях и при реализации процессов нефтеизвлечения.
- Давление насыщения нефти газом.
- 46. Вода в нефтегазовых пластах, формы нахождения и свойства.
- 2. Адсорбционная вода;
- 3. Плёночная вода;
- 4. Свободная вода;
- Физические свойства пластовых вод.
- 4. Вязкость воды.
- Выпадение неорганических осадков из пластовых вод.
- 47. Фазовые превращения углеводородных систем. Фазовое равновесие в углеводородных системах.
- 48. Физика процессов вытеснения нефти водой, роль микросил в процессах вытеснения.
- 49. Виды остаточной нефти в залежи.
- 50. Капиллярно-защемленная остаточная нефть.
- 51. Адсорбированная и пленочная остаточная нефть
- 52. Остаточная нефть неустойчивого вытеснения.
- 53. Физические принципы доизвлечения остаточной нефти.
- 54. Техногенные изменения нефтяного пласта при разработке.
- 55. Физические принципы повышения продуктивности скважин.
- 56. Методы изучения природной и остаточной нефтенасыщенности.
- Геофизические методы.
- 57. Принципы физического моделирования процессов вытеснения.
- 58. Режимы образования остаточной нефти.