- •1.Происхождение нефти. Залежи и месторождения нефти и газа.
- •2.Состав и свойства нефти
- •3. Состав и свойства природного газа
- •4 Состав и основные свойства пластовых вод
- •5. Классификация нефти по содержанию в них серы, парафина, смол.
- •5. Классификация нефти по содержанию в них серы, парафина, смол.
- •6. Плотность нефти. Измерение плотности нефти.
- •7. Вязкость нефти, её значение, измерение.
- •8. Классификация пород-коллекторов нефти и газа.
- •9. Гранулометрический состав горных пород, способы его определения.
- •10. Пористость горных пород. Виды. Определение пористости.
- •11. Проницаемость горных пород и методы определения. Закон Дарси.
- •12. Плотность горных пород, их виды, значения.
- •13. Механические свойства горных пород.
- •14. Теплофизические свойства горных пород.
- •16. Уравнение состояния газов.
- •17. Физические свойства нефти в пластовых условиях.
- •18. Режимы работы нефтяных и газовых залежей.
- •19 Пластовое давление: определение, формула.
- •20. Приведенное пластовое давление, порядок его определения.
- •21. Плотность и объемный коэффициент нефти, их значение в добычи нефти.
- •22.Состав и основные свойства пластовых вод
- •23. Классификация пластовых вод по мессу залегания и степени минерализации.
- •24. Понятие о пластовом и забойном давлениях, способы их определения.
- •25. Пластовая температура. Оценка величины пластовой температуры.
- •26. Исследование проб пластовой нефти.
- •27. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи.
- •28. Состояние углеводородных смесей в зависимости от давления и температуры. Диаграмма фазовых состояний
- •29. Цели и задачи исследований скважин
- •30. Содержание связанной воды в нефтяной залежи.
- •31. Показатели нефтеотдачи пластов: коэффициент нефтеотдачи, коэффициент вытеснения, коэффициент охвата.
- •32. Механизм вытеснения нефти из пласта.
- •33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- •33. Водонапорный режим работы залежи, условия применения.
- •35. Режим растворенного газа, условия применения.
- •36. Объект и система разработки месторождений.
- •37. Система и показатели разработки.
- •38. Стадии разработки месторождений
- •39. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •40. Контроль за разработкой месторождений
- •41. Основы проектирования разработки залежей.
- •42. Охрана природы и недр при осуществлении процесса разработки месторождений.
- •43. Цели и задачи исследований скважин и пластов.
- •44. Исследование скважин при установившихся режимах фильтрации
- •45. Исследование скважин на неустановившихся режимах.
- •46. Коэффициент продуктивности скважин.
- •47.Исследования нагнетательных скважин
- •48. Техника, применяемая при исследовании скважин.
- •49. Понятие о методах воздействия на нефтяные пласты.
- •50. Виды заводнения, условия их применения.
- •51. Законтурное заводнение, область применения.
- •52. Внутриконтурное заводнение, область применения.
- •53. Выбор и расположение нагнетальных скважин.
- •54. Источники водоснабжения нагнетательных скважин.
- •55. Блочные кустовые насосные станции (бкнс), принцип работы.
- •57. Требования, предъявляемые к закачиваемой воде
- •58. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Критерии эффективного применения методов.
- •59. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, условия применения.
- •60. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Условия приминения.
- •Внутрипластовое горение
- •61. Газовые методы вытеснения нефти из пласта
- •62.Физико-химические методы вытеснения остаточной нефти, условия применения.
- •63. Микробиологические методы воздействия на пласт, критерии выбора объекта.
11. Проницаемость горных пород и методы определения. Закон Дарси.
Проницаемость горных пород - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при наличии перепада давления.
При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть, газ, вода или, скажем, их смеси. В зависимости от того, что движется в пористой среде и каков характер движения, пропорциональность одной и той же среды может быть различной. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (или фазовой) и относительной проницаемости.
Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).
Фазовая (эффективная) проницаемость - проницаемость породы для одного газа или жидкости при содержании в породе многофазных систем.
Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости данной пористой среды к абсолютной ее проницаемости. За единицу проницаемости принимается - проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 м2 и длиной 1 м, при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1Па·с составляет 1м3 /с.
Отношение эффективной проницаемости (Ko, Kw) к абсолютной (KoSwir).
Kro = Ko / KoSwir
Krw = Kw / KoSwir
В промысловых исследованиях для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей – мкм2·10-3 (микрометр квадратный).
Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широком диапазоне значений даже в пределах одного и того же пласта. Приток нефти и газа к забою скважин наблюдается в пластах с высоким пластовым давлением даже при незначительной проницаемости пород (1020 мкм2·10-3 и менее). Проницаемость большинства нефтеносных и газоносных пластов составляет обычно несколько сот мкм2·10-3.
На проницаемость влияет характер напластования пород.
При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пористой среде движутся нефть или газ (при наличии в порах воды), или многофазные системы (вода, нефть и газ одновременно). В этих условиях проницаемость породы для одной какой-либо фазы всегда будет меньше абсолютной проницаемости этой породы. При этом величина эффективной (фазовой) проницаемости зависит от нефте-, газо- и водонасыщенности породы. Так, при водонасыщенности примерно 20% проницаемость породы для нефти падает, в то время как движение воды в порах почти не наблюдается. При водонасыщенности 80% движение нефти (газа) практически прекращается и фильтруется только вода.
Вывод: необходимо предохранять нефтяные пласты от преждевременного обводнения и предотвращать прорыв вод к забоям нефтяных скважин.
Некоторое влияние на относительную проницаемость различных фаз оказывают физико-химические свойства жидкостей, проницаемость пород, градиент давления.
Источники данных о проницаемости
гидродинамические исследования, данные эксплуатации,
лабораторные исследования на образцах пористой среды (керна), в условиях максимально приближённых к пластовым,
использование данных о схожем пласте,
математические модели (эмпирические зависимости),
корреляционные зависимости по данным ГИС.
Лабораторные методы определения проницаемости
Проницаемость породы определяется при фильтрации флюидов через керн. Для оценки пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации флюида в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости:
V = Q / F = K × ΔP /(μ) × L
K = Q × μ × L / ΔP × F, где
V - скорость линейной фильтрации (см/с),
Q - объёмный расход флюида (см3/с),
μ - вязкость флюида (сП),
ΔP - перепад давления (атм),
F - площадь фильтрации (см2),
L - длина образца (см),
K - коэффициент проницаемость (Д).