Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Физика пласта

Физика пласта

Коллекторские свойства горных пород. Фильтрация нефти и газа в пористой среде. Состав и физические свойства газа, нефти и пластовых вод. Фазовые состояния углеводородных систем. Физические основы вытеснения нефти, конденсата и газа из пористой среды.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курс лекций
Язык русский
Дата добавления 10.03.2013
Размер файла 1,6 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФИЗИКА ПЛАСТА

КУРС ЛЕКЦИЙ ПО ОСНОВНЫМ РАЗДЕЛАМ ДИСЦИПЛИНЫ

(учебное пособие)

2004

Содержание

  • Введение
  • 1. Коллекторские свойства горных пород
  • 1.1 Типы пород-коллекторов
  • 1.2 Пористость
  • 1.2.1 Виды пористости
  • 1.3 Проницаемость
  • 1.3.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде
  • 1.3.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
  • 1.3.3 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости
  • 1.3.4 Классификация проницаемых пород
  • 1.3.5 Зависимость проницаемости от пористости
  • 1.3.6 Виды проницаемости
  • 1.4 Удельная поверхность
  • 1.5 Карбонатность породы
  • 1.6 Механические свойства горных пород
  • 1.7 Тепловые свойства горных пород
  • 2. Состав и физические свойства газа, нефти и пластовых вод
  • 2.1 Состав и физико-химические свойства природных газов
  • 2.1.1 Состав природных газов
  • 2.1.2 Физико-химические свойства углеводородных газов
  • 2.1.3 Растворимость газов в нефти и воде
  • 2.1.4 Давление насыщения нефти газом
  • 2.2 Состав и физико-химические свойства нефтей
  • 2.2.1 Физико-химические свойства нефти
  • 2.2.2 Различие свойств нефти в пределах нефтегазоносной залежи
  • 2.3 Состав и физико-химические свойства пластовой воды
  • 2.3.1 Физико-химические свойства пластовых вод
  • 3. Фазовые состояния углеводородных систем
  • 3.1 Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
  • 3.2 Фазовые переходы в нефти, воде и газе
  • 4. Поверхностно-молекулярные свойства системы пласт-вода-нефть-газ
  • 5. Физические основы вытеснения нефти, конденсата и газа из пористой среды
  • 5.1 Источники пластовой энергии
  • 5.2 Силы, действующие в залежи
  • 5.3 Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей и причины нарушения закона дарси
  • 5.4 Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
  • 5.5 Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
  • 5.6 Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
  • 5.7 Зависимость нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой
  • Основная литература

Введение

Нефть стала известна людям более четырёх тысяч лет тому назад. На заре цивилизации нефть не играла большой роли в быту и технике. До нас дошли скупые сведения о том, что она применялась греками, египтянами и ассирийцами преимущественно для медицинских целей, в строительном деле (асфальт), при изготовлении туши, в военном деле ("греческий огонь"), а также для освещения комнат и смазки колёс. Признание как дешёвого топлива и источника ценных продуктов нефть получила только за последние сто лет. В данный момент развитие техники и промышленности невозможно себе представить без использования нефти и продуктов её переработки.

Из нефти вырабатываются горючее для двигателей внутреннего сгорания, топлива для газовых турбин и котельных установок, смазочные масла, битумы для дорожных покрытий, сажа для резиновой промышленности, кокс для электродов и множество других промышленных и потребительских товаров.

Газы - попутные, природные, газы нефтепереработки, ароматические углеводороды, жидкие и твёрдые парафины - незаменимое сырьё для нефтехимической промышленности.

На базе газового и нефтяного сырья производятся полимерные материалы, синтетические волокна, каучук, моющие средства, спирты, альдегиды и многие другие ценные материалы.

Развитие научно-технической базы человечества, освоение и ввод в эксплуатацию крупнейших по запасам нефти и газа месторождений осуществляется на основе достижений прогресса в области физики нефтяного пласта. Полученные новые данные относительно нефтяных и газовых пластов, коллекторских и фильтрационных свойств горных пород, физических свойств пластовых жидкостей и газов, фазовых состояний предельных углеводородных систем успешно применяются на практике.

физика пласт порода горная

Прогресс в области физики пласта, посредством более совершенного проектирования системы разработки, способствует поведению грамотной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, разработке и внедрению методов повышения нефте- и газоотдачи пластов.

Современный инженер-нефтяник, занимающийся рациональной разработкой нефтяных и газовых месторождений, должен хорошо знать геологическое строение залежи, её физическую характеристику, физические и физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих породу; должен уметь правильно обработать и оценить данные, которые получены при вскрытии пласта и при его последующей эксплуатации. Эти данные позволяют определить начальные запасы углеводородов в залежи. Они необходимы для объективного представления о процессах, происходящих в пласте на различных стадиях его разработки. На этом комплексе сведений основывается проектирование разработки месторождения, выбор тех или иных методов искусственного воздействия на залежь, если это признаётся необходимым.

1. Коллекторские свойства горных пород

1.1 Типы пород-коллекторов

Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов - гранулярным, трещинным и смешанного строения. К первому типу относятся коллекторы, сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строением порового пространства характеризуются также некоторые пласты известняков и доломитов. В чисто трещиноватых коллекторах (сложенных преимущественно карбонатами) поровое пространство образуется системой трещин. При этом участки коллектора между трещинами представляют собой плотные малопроницаемые нетрещиноватые блоки пород, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации. На практике, однако, чаще всего встречаются трещиноватые коллекторы смешанного типа, поровое пространство которых включает как системы трещин, так и поровое пространство блоков, а также каверны и карст.

Анализ показывает, что около 60% запасов нефти в мире приурочено к песчаным пластам и песчаникам, 39% - к карбонатным отложениям, 1% - к выветренным метаморфическим и изверженным породам. Следовательно, породы осадочного происхождения - основные коллекторы нефти и газа.

В связи с разнообразием условий формирования осадков коллекторские свойства пластов различных месторождений могут изменяться в широких пределах. Характерные особенности большинства коллекторов - слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств пород, толщины пластов и других параметров.

Нефтяной пласт представляет собой горную породу, пропитанную нефтью, газом и водой.

Под горной породой понимается естественный твердый минеральный агрегат определенного состава и строения, образующий в земной коре тела различной формы и размера. Горные породы делятся на три группы: осадочные, изверженные (магматические) и метаморфические. Осадочные породы возникают в результате преобразования в термических условиях поверхностной части земной коры осадков, представляющих собой выпавшие механическим или химическим путем продукты разрушения более древних пород, изверженных вулканов, жизнедеятельности организмов и растений.

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

- гранулометрическим составом пород;

- пористостью;

- проницаемостью;

- насыщенностью пород водой, нефтью и газом;

- удельной поверхностью;

- капиллярными свойствами;

- механическими свойствами.

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.

1.2 Пористость

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод, за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами образуются поры, например выщелачивания, вплоть до образование карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3? МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12%, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации - Al2O3?2SiO2?H2O.

4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2) - (5) - это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Объём пор зависит от:

- формы зёрен и размера зёрен;

- сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

- укладки зёрен, например, при кубической укладке пористость составляет " 47,6%, при ромбической укладке - 25,96% (см. Рис. 1.1);

- однородности и окатанности зёрен;

- вида цемента (см. Рис. 1.2).

Рис. 1.1 Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а - менее плотная кубическая укладка;, б - более компактная ромбическая укладка

Рис. 1.2 Разновидности цемента горных пород

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

1.2.1 Виды пористости

Общая (полная, абсолютная) пористость - суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор и измеряется она в м3, см3.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) зависит от объема всех пор:

. (1.1)

Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

. (1.2)

Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.

(1.3)

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны.

Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

mп > mo > mэф. (1.4)

Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25%. Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные - размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

- капиллярные - размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

- сверхкапиллярные - размер пор > 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам - при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Таблица 1.1

Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Горная порода

Пористость, %

Глинистые сланцы

0,54-1,4

Глины

6,0-50,0

Пески

6,0-52

Песчаники

3,5-29,0

Известняки

до 33

Доломиты

до 39

Известняки и доломиты, как покрышки

0,65-2,5

Общая и открытая пористость зависят от:

­ глубины залегания и, как правило, падает с увеличением глубины залегания (Рис. 1.3.);

Рис. 1.3 Влияние естественного уплотнения пород на их пористость:

1. - песчаники,

2. - глины

­ от плотности пород;

­ количества цемента и др.

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу (см. раздел лаборат. практикума). Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

1.3 Проницаемость

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы. Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку (Рис. 1.4).

Рис. 1.4 Пример массивной пакетной упаковки глин - фильтрация происходит через каналы между пакетами

Рис. 1.5 Пример упорядоченной пакетной упаковки глин - фильтрация практически не происходит

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой (Рис. 1.5), глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией. Для существующих типов каналов (субкапиллярные, капиллярные, трещины), фильтрация идет, в основном, через капилляры, каналы и трещины.

1.3.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр (Рис. 1.6), установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.

Рис. 1.6. Схема экспериментальной установки Дарси для изучения течения воды через песок

Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

, (1.5)

где Q - объёмная скорость воды;

v - линейная скорость воды;

F - площадь сечения, F = d2/4;

L - длина фильтра;

k - коэффициент пропорциональности.

Нефть - неидеальная система. С точки зрения химии компоненты такой системы взаимодействуют между собой. Поэтому уравнение, описывающее линейный закон фильтрации нефти, содержит параметр вязкость, учитывающий взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы:

, (1.6)

где - вязкость нефти.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k (1.6), который называется коэффициентом проницаемости (kпр).

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения (1.6):

, (1.7)

Таблица 1.2

Размерность параметров уравнения Дарси в разных системах единиц

Параметры уравнения

Размерность

СИ

СГС

НПГ

Объемный дебит, Q

м3/с

см3/с

см3/с

Площадь поперечного сечения фильтра, F

м2

см2

см2

Длина фильтра, L

м

см

см

Перепад давления, ?P

Па

дн / см2

атм

Вязкость жидкости, µ

мПа · с

дн · с / см2

спз (сантипуаз)

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2; в системе СГС [kпр] в см2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [kпр] в Д (дарси).

1 дарси = 1,0210-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 = 1,02 мкм2 ? 1 мкм2.

Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Пас составляет 1 м3/сек.

Пористая среда имеет проницаемость 1 дарси, если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2 и перепаде давления 1 атм., расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/сек.

Физический смысл размерности проницаемости - это величина площади сечения каналов пористой среды, через которые идет фильтрация.

Приведённые выше уравнения (1.5-1.7) справедливы при условии движения несжимаемой жидкости по линейному закону Дарси.

В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При перепаде давления объём газа изменяется, и его объем оценивается по закону Бойля-Мариотта:

При Т = const, P·V = const (1.8)

Средняя скорость фильтрации газа (Vср) при линейной фильтрации оценивается:

Vcр· Pср = Vо ·Pо = V1· P1 = V2 · P2, (1.9)

Pср = (P1 + P2) / 2, (1.10)

Vcр = Vо·Pо / Pср = 2·Vо·Pо / (P1 + P2). (1.11)

Тогда, средний объёмный расход газа будет равен отношению объема газа (Vср) за время (t):

. (1.12)

Уравнение для оценки коэффициента проницаемости при линейной фильтрации газа запишется с учетом выражений (1.7) и (1.12):

. (1.13)

1.3.2 Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде

Процесс притока пластовых флюидов из пласта в скважину описывается моделью радиальной фильтрации. В этом случае образец породы представляется в виде цилиндрического кольца с проводящими каналами в осевом направлении (Рис. 1.7).

Рис. 1.7 Схема радиального притока жидкости в скважину

Площадь боковой поверхности цилиндра обозначим через (F) и она оценивается как: F=2rh. Таким образом, уравнение Дарси для радиальной фильтрации нефти (пластовой воды) будет иметь следующий вид:

. (1.14)

Отсюда, дебит при радиальной фильтрации жидкости:

. (1.15)

Таким образом, оценить коэффициент проницаемости при радиальной фильтрации жидкости можно по уравнению (1.16):

. (1.16)

А для оценки коэффициента проницаемости при радиальной фильтрации газа выражение запишется соответственно с учетом уравнений (1.13) и (1.15).

1.3.3 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких пропластков различной проницаемости

Пласт состоит, как правило, из отдельных пропластков, поэтому общая проницаемость пласта (kпр) оценивается с учетом проницаемости пропластков и направления фильтрации.

Рис. 1.8 Линейная фильтрация в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости.

При линейной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости (Рис. 1.8), средняя проницаемость пласта рассчитывается следующим образом:

, (1.17)

где hi - мощность i-го пропластка; ki - проницаемость i-го пропластка.

При линейной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости (Рис. 1.9),

Рис. 1.9 Линейная фильтрация через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости.

коэффициент проницаемости пласта рассчитывается следующим образом:

, (1.18)

где Li - длина i-го пропластка; ki - проницаемость i-го пропластка.

При радиальной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости (Рис. 1.10),

Рис. 1.10 Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости.

средняя проницаемость пласта оценивается следующим образом:

(1.19)

где rk - радиус контура; rс - радиус скважины;

ri - радиус i-го пропластка; ki - проницаемость i-го пропластка.

1.3.4 Классификация проницаемых пород

По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г. И.) различают следующие виды коллекторов:

- равномерно проницаемые;

- неравномерно проницаемые;

- трещиноватые.

По величине проницаемости (мкм2) для нефти выделяют 5 классов коллекторов:

1. очень хорошо проницаемые (>1);

2. хорошо проницаемые (0,1 - 1);

3. средне проницаемые (0,01 - 0,1);

4. слабопроницаемые (0,001 - 0,01);

5. плохопроницаемые (<0,001).

Классификация коллекторов газовых месторождений включает 1-4 классы.

1.3.5 Зависимость проницаемости от пористости

Теоретически, для хорошо отсортированного материала (песок мономиктовый) проницаемость не зависит от пористости.

Для реальных коллекторов в общем случае более пористые породы являются и более проницаемыми.

Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеальной пористой среды оценивается из соотношений уравнений Пуазейля и Дарси. В этом случае пористая среда представляется в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной L, равной длине пористой среды. Уравнение Пуазейля описывает объёмную скорость течения жидкости через такую пористую среду:

, (1.20)

где r - радиус порового канала;

L - длина порового канала;

n - число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации;

F - площадь фильтрации;

- вязкость жидкости;

Р - перепад давлений.

Коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация:

. (1.21)

Следовательно, уравнение (1.20) можно переписать следующим образом:

. (1.22)

И сравнить с уравнением Дарси:

. (1.23)

Приравняв правые части уравнений (1.22) и (1.23) получим выражение для взаимосвязи пористости, проницаемости и радиуса порового канала:

. (1.24)

Из чего следует, что размер порового канала можно оценить:

. (1.25)

Если выразить проницаемость в мкм2, то радиус поровых каналов (в мкм) будет рассчитываться:

. (1.26)

Уравнения (1.24) - (1.26) характеризуют взаимосвязь между пористостью, проницаемостью и радиусом порового канала. Соотношения (1.24) - (1.26) справедливы только для идеальной пористой среды, например, для кварцевогой песка.

Для реальных коллекторов оценка радиуса порового канала производится с учетом структурных особенностей пород. Обобщенным выражением для этих целей является эмпирическое уравнение Ф.И. Котякова:

, (1.27)

где r - радиус пор; - структурный коэффициент, учитывающий извилистость порового пространства.

Значение можно оценить путём измерения электрического сопротивления пород. Для керамических пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28, по экспериментальным данным, изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно оценить по эмпирической формуле:

. (1.28)

Для оценки взаимосвязи коэффициента проницаемости от радиуса порового канала (при фильтрации жидкости только через каналы, капилляры) используются соотношения уравнений Пуазейля и Дарси.

и . (1.29)

Причем, пористая среда представляет собой систему трубок. Общая площадь пор через которые происходит фильтрация равна: F = р · r2, откуда р = F/ r2. Подставив эту величину в уравнение Пуазейля и сократив одинаковые параметры в выражениях (1.29) получим:

. (1.30)

Если r измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д] (1Д = 10-8см). то вводится соответствующий коэффициент пересчета = 9,869·10 - 9. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации жидкости через капилляр оценивается эмпирическим выражением:

Кпр = r2/ (8·9,869·10 - 9) = 12,5 · 106 r2. (1.31)

Оценка взаимосвязи коэффициента проницаемости от высоты поровой трещины (для фильтрации жидкости только через трещиноватые поры) оценивается из соотношений уравнений Букингема и Дарси.

Потери давления при течении жидкости через щель очень малой высоты оцениваются уравнением Букингема:

, (1.32)

где h - высота трещины; v - линейная скорость фильтрации.

Подставив это выражение в уравнение Дарси (1.23) и сократив подобные члены, получим:

. (1.33)

С учетом того, что r измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д], вводим соответствующий коэффициент пересчета = 9,869·10 - 9. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации жидкости через трещину оценивается:

Кпр = h2/ (12 · 9,869·10 - 9) = 84,4 · 105 h2. (1.34)

Уравнения (1.31) и (1.34) используется для теоретической оценки коэффициентов проницаемости для конкретного вида пор. На практике проницаемость породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу (см. раздел лаборат. практикума).

1.3.6 Виды проницаемости

Проницаемость абсолютная (физическая) - это проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

2. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или системы (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода).

При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность - ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины.

При миграции (аккумуляции) углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части пласта, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов, из капилляров вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Таким образом, в пласте остаётся связанная вода.

Чтобы определить количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, необходимо определить насыщенность порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность SВ - отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте - и газонасыщенности:

. (1.35)

Обычно для нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне: SВ = 6 - 35% (пласт считается созревшим для разработки, если остаточная водонасыщенность в среднем (SВ) < 25%; нефтенасыщенность: SН = 65 - 94%, в зависимости от "созревания" пласта.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (Sнасыщ = 1) или 100%. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1. (1.36)

Для газонефтяных месторождений:

SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 - (SB + SH). (1.37)

Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа. На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. На рисунке 1.11 представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа. Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух - и трёхфазное движение. Результаты исследования представлены в виде треугольной диаграммы (Рис. 1.11).

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, - нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

Рис. 1.11 Области распространения одно-, двух - и трёхфазного потоков:

1. - 5% воды;

2. - 5% нефти;

3. - 5% газа.

При водонасыщенности до 25% нефте - и газонасыщенность пород максимальная: 45-75%, а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40%, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80% фильтрация газа и нефти в пласте стремится к нулю.

При газонасыщенности меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10% движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33 - 35% фильтроваться будет один газ.

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.

Заштрихованные промежуточные области, примыкающие к сторонам треугольника, отвечают двухфазным потокам: газ - вода, газ - нефть, вода - нефть.

Область совместного движения в потоке всех трех фаз выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в следующих пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%.

1.4 Удельная поверхность

Под удельной поверхностью (Sуд.) горных пород понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Удельная поверхность возрастает с уменьшением диаметра зерен и коэффициента пористости. Экспериментально измерить удельную поверхность реальных коллекторов очень сложно. В коллекторах всегда присутствуют поры различного диаметра. Удельная поверхность зависит и от фазовой проницаемости, и от адсорбционной способности пород. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени:

Sуд. = 7?105 (m?vm) / (vkпр.). (1.38)

Если выразить проницаемость в мкм2, то получим удельную поверхность в м2/м3. Выражение (1.38) один и вариантов формулы Козени.

1.5 Карбонатность породы

Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка - СаСО3, доломита - СаСО3? МgСО3, соды - Na2СО3, поташа - K2СО3, сидерита - FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к СаСО3, потому, что углекислый кальций науболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом (см. раздел лаборат. практикума). Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты действием соляной кислоты и измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

СаСО3, +2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O. (1.39)

По объему выделившегося CO2 вычисляют весовое процентное содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.

1.6 Механические свойства горных пород

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. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей в пласте влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

При снижении пластового давления, объем жидкости будет увеличиваться, а объем порового пространства будет уменьшаться. Считается, что основные изменения объема пор при уменьшении пластового давления происходят вследствие увеличения сжимающих условий на пласт от веса вышележащих пород. При одинаковой прочности пород интенсивность трещиноватости будет увеличиваться при уменьшении мощности пласта.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука:

, =m?вп (1.40)

где вс - коэффициент объемной упругости пористой среды;

вп - коэффициент сжимаемости пор;

Vо - объем образца;

ДVпор - объем пор;

P - давление;

m - коэффициент пористости.

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объемной упругости пористой среды (вс) и наименьшего напряжения (уо):

m = mo? [1 - вn ? (у - уo)], (1.41)

где mo - пористость при начальном эффективном напряжении.

Коэффициент объемной упругости пористой среды (вс) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (вn) и на пористость пород:

вn = вс / mo. (1.42)

Величина коэффициента объемной упругости пористой среды (вс) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0.3 - 2?10-10 [м2/н].

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объемного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов.

1.7 Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности.

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

. (1.43)

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4 - 2 кДж/ (кгК).

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

. (1.44)

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

Коэффициенты линейного (L) и объёмного (V) расширения характеризуют изменение размеров породы при нагревании:

, (1.45)

где L и V - начальные длина и объем образца.

Взаимосвязь тепловых свойств горных пород выражается соотношением:

, (1.46) . (1.47)

Теплопроводность и температуропроводность пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Вдоль напластования теплопроводность выше, чем поперёк напластования на 10-50%.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.

Таблица 2.1

Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов

Горная порода

с, кДж/ (кгК)

, Вт/ (мК)

103, м2/с

L105, 1/К

глина

0,755

0,99

0,97

-

глинистые сланцы

0,772

154-218

0,97

0,9

доломит

0,93

1,1-4,98

0,86

-

известняк

1,1

2,18

0,91

0,5-0,89

кварц

0,692

2,49

1,36

1,36

песок

0,8

0,347

0,2

0,5

Пластовые флюиды

с, кДж/ (кгК)

, Вт/ (мК)

103, м2/с

L105, 1/К

нефть

2,1

0,139

0,069-0,086

-

вода

4,15

0,582

0,14

-

2. Состав и физические свойства газа, нефти и пластовых вод

2.1 Состав и физико-химические свойства природных газов

Природные газы - это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

Углеводородные газы в пластовых условиях в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях - газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке.

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, как правило, растворённого газа содержится в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

От давления насыщения зависит газовый фактор - количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3).

2.1.1 Состав природных газов

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 - С4Н10, и выше), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He и др.). Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений.

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1-С4. Углеводороды С5 и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл.2.1).

Таблица 2.1

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

N2

СО2

Относит. плотность

Северо-Ставропольское

98,9

0,29

0,16

0,05

-

0,4

0,2

0,56

Уренгойское

98,84

0,1

0,03

0,02

0,01

1,7

0,3

0,56

Шатлыкское

95,58

1,99

0,35

0,1

0,05

0,78

1,15

0,58

Медвежье

98,78

0,1

0,02

-

-

1,0

0,1

0,56

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях колеблется от 75 - 95% (табл.2.2).

Таблица 2.2

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

N2

СО2

Относит. плотность

Вуктыльское

74,80

7,70

3,90

1,80

6,40

4,30

0,10

0,882

Оренбургское

84,00

5,00

1,60

0,70

1,80

3,5

0,5

0,680

Ямбургское

89,67

4,39

1,64

0,74

2,36

0,26

0,94

0,713

Уренгойское

88,28

5,29

2,42

1,00

2,52

0,48

0,01

0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 35 - 85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе варьируется в диапазоне 20-40%, реже доходит до 60% (табл.2.3).

Таблица 2.3

Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %

Месторождение

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

N2

СО2

Относит. плотность

Бавлинское

35,0

20,7

19,9

9,8

5,8

8,4

0,4

1,181

Ромашкинское

3838

19,1

17,8

8,0

6,8

8,0

1,5

1,125

Самотлорское

53,4

7,2

15,1

8,3

6,3

9,6

0,1

1,010

Узеньское

50,2

20,2

16,8

7,7

3,0

2,3

-

1,010

Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные нефтяные газы, с преобладанием метана. Коэффициент сухости (k сух.) пропорционален содержанию метана:

(2.1)

Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводородов от этана (С2Н6) и выше.

Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы. Коэффициент жирности (k жирн.) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов:

(2.2)

2.1.2 Физико-химические свойства углеводородных газов

Нефтяной газ при нормальных условиях содержит неполярные углеводороды - смесь углеводородовв от С1 до С4: метан, этан, пропан, изо-бутан и н-бутан. С точки зрения физики к ним можно применять законы для идеальных систем. С точки зрения математики - это аддитивная система. Следовательно, для оценки свойств нефтяного газа (при нормальных или стандартых условиях) применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси):

, (2.3)

где gi - весовая доля;

Ni - мольная доля;

Vi - объёмная доля;

Пi - параметр i-го углеводорода или неуглеводородного компонента.

Например, плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:

. (2.4)

Плотность газа можно расчитать через отношение молекулярной массы газа (Mi) к мольному объему (Vм). Например, для нормальных условиях (н. у.):

г = Mi / 22,414. (2.5)

Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств по формуле (2.3) необходимо знать, как выражается состав смеси. Массовая доля (gi) - отношение массы i-го компонента (mi), содержащегося в системе к общей массе системы:

(2.6)

Молярная (мольная) доля (Ni) - отношение числа молей i-го компонента (тш) к общему числу молей в системе:

, (2.7)

где mi - масса i-го компонента;

Мi - молекулярный вес i-го компонента.

Из соотношений (2.6 - 2.7) легко найти выражения для пересчетов массового и мольного составов:

(2.8)

Объёмная доля - это доля (Vi), которую занимает компонент в объёме системы и с учетом выражений (2.5 - 2.8) можно найти взаимосвязь ее с массовым и мольным составами:

(2.9)

Для идеального газа соблюдается соотношение: объемная доля компонента (Vi) равна мольной доли компонента (Ni), Vi = Ni, как следствие закона Авогадро. Для идеальной системы, как нефтяной газ, состав его можно рассчитать на основе любых данных: масс компонентов, объемов, плотностей, парциальных давлений и др., см. раздел "Практикум для самостоятельной работы".

Молекулярная масса смеси рассчитывается по принципу аддитивности для смесей, состав которых выражен в мольных или объемных долях (2.10, левое выражение). Для смесей, состав которых выражен в массовых процентах по формуле 2.10, правое выражение:

(2.10)

Относительная плотность газа рассчитывается по отношению к плотности воздуха:

. (2.11)

Для нормальных условий (н. у.) свозд " 1,293; для стандартных условий (с. у.) свозд " 1, 205. Если плотность газа (со) задана при атмосферном давлении = 0,1013 МПа, то пересчёт её на другое давление (Р) при той же температуре для идеального газа производится по формуле:

. (2.12)

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов.

Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

, (2.13)

где Р - давление смеси газов;

рi - парциальное давление i-го компонента в смеси,

или

. (2.14)

. (2.15)

Т.е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов (2.14).

Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

, (2.16)

где V - объём смеси газов; Vi - объём i-го компонента в смеси или аналогично уравнениям (2.14 - 2.15) выражением 2.17:

. (2.17)

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём.

Состояние газа при нормальных и стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:

, (2.18)

где Р - абсолютное давление, Па;

V - объём, м3;

Q - количество вещества, кмоль;

Т - абсолютная температура, К;

R - универсальная газовая постоянная, Пам3/ (кмольград).

На основе уравнения состояния газа можно рассчитать много параметров для системы нефтяного газа: плотность, мольный объем, количество молекул, число молекул, парциальные давления и др., если рассматривать уравнение состояния газа для 1 моля, т.е., Q = ?Ni и PV = ?NiRT, см. раздел "Практикум для самостоятельной работы".

У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном, атмосферном давлении (1 атм) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм).

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу (физическое взаимодействие).

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (2.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:

, (2.19)

где Q - количество вещества, моль;

z - коэффициент сверхсжимаемости.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева - Клайперона для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температуры), природы газа.

Критическое давление - давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура - температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

(2.20)

(2.21)

z = f (Тприв, Рприв) (2.22)

Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур, см. раздел "Практикум для самостоятельной работы".

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

. (2.23)

Отношение объема газа в пластовых условиях (Vпл.) к объему газа при нормальных условиях (Vo) называется объемным коэффициентом (b) газа. Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):

. (2.24)

Вязкость газа - свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Страница:


Подобные документы

  • Происхождение нефти и газа

    Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.

    курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013

  • Физико-химические свойства нефти и газа

    Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.

    реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015

  • Нефть в пластовых условиях

    Условия залегания и свойства газа, нефти и воды в пластовых условиях. Физические свойства нефти. Главные свойства нефти в данных условиях, принципы и этапы отбора проб. Нефтенасыщенность пласта, характер и направления движения нефти внутри него.

    курсовая работа [1000,9 K], добавлен 19.06.2011

  • Состав коллекторов пласта месторождения. Типы коллекторов нефти и газа

    Залегание нефти, воды и газа в месторождении. Состав коллекторов, формирование и свойства. Гранулометрический состав пород, пористость, проницаемость. Коллекторские свойства трещиноватых пород. Состояние остаточной воды в нефтяных и газовых коллекторах.

    учебное пособие [3,1 M], добавлен 09.01.2010

  • Физика пласта

    Основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов. Физические и механические свойства горных пород нефтяных и газовых коллекторов. Методы анализа пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Характеристика природных коллекторов нефти и газа.

    презентация [670,8 K], добавлен 21.02.2015

  • Геология нефти и газа

    Понятие природного газа и его состав. Построение всех видов залежей нефти и газа в ловушках различных типов. Физические свойства природных газов. Сущность ретроградной конденсации. Технологические преимущества природного газа как промышленного топлива.

    контрольная работа [2,0 M], добавлен 05.06.2013

  • Применение геофизики при поисках и разведки месторождений углеводородов

    Образование нефти и газа в недрах Земли. Физические свойства пластовых вод, залежей нефти, газа и вмещающих пород. Геофизические методы поисков и разведки углеводорода. Гравиразведка, магниторазведка, электроразведка, сейсморазведка, радиометрия.

    курсовая работа [3,3 M], добавлен 07.05.2014

  • Геология нефти и газа

    Физико-химические свойства нефти и газа. Принципы и показатели классификации видов нефти и применение тригонограмм. Макроскопическое описание осадочных горных пород. Особенности пород-коллекторов и покрышек. Аспекты построения геологического профиля.

    методичка [379,3 K], добавлен 25.10.2012

  • Физика пласта

    Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа. Типы осадочных пород: терригенные, хемогенные и органогенные. Гранулометрический состав как содержание в горной породе зерен крупности, выраженное в % от массы или количества зерен, его изучение.

    презентация [2,5 M], добавлен 17.04.2015

  • Классификации запасов нефти, газа и конденсата, принятые в мире

    Изучение основных методов подсчета запасов. Исследование степени геологической изученности и промышленного освоения. Российская классификация запасов нефти, газа и конденсата. Сравнение классификационных систем ресурсов нефти и газа различных стран.

    отчет по практике [1,2 M], добавлен 11.04.2019

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены