porozitate efectivă
9. Conceptul de legi permeabilitate filtrare fază și utilizarea permeabilității.
Zona Pronitsaemost- toate găurile prin care fluidele.
roci Permeabilitatea numit capacitatea lor de a trece lichid sau gaz sub acțiunea presiunii diferențiale. Aproape fără excepție, sedimente au Prony-permitivitatea
permeabilitate absolută - permeabilitatea rocii, care este definit de lichide sau gaze, saturarea complet roci spațiu gol și inert chimic față de acesta. Permeabilitatea absolută Nye caracterizează numai proprietățile porilor găurii și nu trebuie să depindă de proprietățile fizico-chimice ale lichidului sau gazului fil-truyuscheysya și a condițiilor de filtrare.
Faza (efectivă) permeabilitate - permeabilitatea rocii pentru o singură fază, în prezența sau DWI-zhenii în spațiul porilor sistemului multifazice roca. permeabilitate relativă nu depinde numai de proprietățile rocii, dar și asupra condițiilor de filtrare, în principal, pe saturarea spațiului porilor unei faze particulare și cu privire la natura interacțiunii inter-moleculare la interfețele dintre fazele și pe suprafețele porilor. kpr.a. ³ kpr.f.
permeabilitate relativă - raportul dintre permeabilitatea absolută
rata de filtrare lichid în mediul poros este direct proporțională cu cădere de presiune și invers proporțională cu vâscozitatea:
Dp - gradient de presiune
k - factorul de proporționalitate - capacitatea unui mediu poros pentru a reacționa la schimbările de presiune / filtru. În caz contrar, coeficientul de permeabilitate.
Legea lui Darcy este folosit pentru a determina atât permeabilitatea absolută și relativă a rocilor. Este valabil într-o gamă largă de condiții și este întreruptă doar la viteze mari de filtrare.
[Katt] = [(m 3 / s) × (Pa × c) × m / ((Pa) x (m 2))] = [m 2]
10. Suprafața specifică a rezervorului de petrol și gaze, raporturi ce caracterizează aceasta, domeniul de utilizare.
Suprafața specifică a rocii - valoarea suprafața totală de particule pe unitatea de volum a probei.
Relația dintre volumetric și suprafața specifică de masă este exprimată după cum urmează:
în care Stv - suprafața specifică de masă
Sn - suprafața specifică volumetrică
1. distrugerea rocii (structura pierdută);
3. Folosind rasa ca adsorbant, zona de adsorbție poate fi investigate.
STV = Q / (m × s); s = 3 × 10 -7 ¼17 × 10 -7 xg eq / m 2,
unde Q - cantitatea substanțelor adsorbite;
s - cantitatea de substanță în monostrat;
11. O generalizată legea lui Darcy, conceptul de coeficienți de permeabilitate și caracterizare a domeniului său de aplicare.
K0 - permeabilitate absolută.
Caracteristica presiune Capilar a sistemului format din cel puțin trei faze.
unde sosq - cosinusul unghiului de contact;
s - tensiune superficială.
permeabilitate relativă.
Constanta fază - permeabilitatea un astfel de mediu fictiv, care este format din pori fracțiune saturată cu o fază dată, și în care influența cealaltă fază nu a simțit.
Porozitatea mediu poros inactiv este scris după cum urmează:
Acestea depind de gradul de saturație ulei:
permeabilitate relativă depinde de gradul de saturare a apei:
Fiecare fază se deplasează pe sistemul său și nu are nici un efect asupra altuia.
1 grafic. S1 - punctul în care apa își pierde continuitatea sa (format picături). Se saturație apă ireductibilă. Permeabilitatea de la 0 la S este 0.
Deoarece faza S a apei depășește pragul de percolare, formând fază.
S2 - punctul în care ulei / gaz se oprește în mișcare. În ea saturația maximă a apei. Volumul de ulei este apoi legat.
Soc = (1-S2) - descrie proporția de petrol / gaz, care sunt fixate - saturarea cu petrol rezidual.
În ambele cazuri, f<1.
0 - punctul permeabilitate egalitatea de petrol și apă.
Ie permeabilitate fază caracterizează o capacitate de filtrare rezervor în prezența unei alte faze.
Pentru a lua în considerare doar saturația în zona în care există două faze, să ia intensitate redusă.
2 grafic. În zona hașurată se poate muta toate cele trei faze. saturație cu trei faze este un mediu nefavorabil pentru dezvoltarea domeniului. Dacă a treia fază se află în procesul de filtrare, interferează cu primele două faze muta spațiu poros, care rezultă în faza de permeabilitate deteriorată. Prin urmare, nu se recomandă dezvoltarea de câmpuri de petrol ajunge la presiuni la care uleiul începe să se separe de gaz, precum și în dezvoltarea de câmpuri de gaze să ajungă la presiunea la care gazul începe să se separe de condens.
Factorii care afectează permeabilitatea:
1. Geometria structurii porilor
2. gradientul de presiune
3. Natura umectarea mediului poros al acestei faze
Dacă avem un fluid anormale, cum ar fi agent tensioactiv saturat.
Există o creștere a permeabilității (> 1)
12. higroscopicitatea rezervorului de petrol și gaze, coeficienții care caracterizează acesta, domeniul de utilizare. caracteristici de presiune capilară Intraphase, domeniul de utilizare.
Din cauza egalității de vectori, ca picătură este staționară, obținem următoarea relație:
Aceste relații se numesc legea (regula) Jung.
Valorile s1,3 s2,3 și practic necunoscute, așa că relațiile lor sunt judecate indirect de q unghi.
q nu depinde de mărimea picăturilor la unele dintre dimensiunile sale și este determinată de „agățat picătură“. Acest unghi depinde și de natura regiunilor de contact și substanțele de polaritate.
sau înregistrat prin unghiul q:
Acest raport se numește raportul Young-Dupre.
unde s1,2 × sosq numit umezire tensiune. sau higroscopicitate.
13. Caracteristica presiune capilară a porilor, domeniul de utilizare.
unde sosq - cosinusul unghiului de contact;
s - tensiune superficială.
distribuția dimensiunii porilor poate fi determinată în diferite moduri: de extrudare mercur, extrudare și alte centrifuge. Metoda cea mai răspândită de centrifugare, datele experimentale care este construită curba de presiune capilară de saturație a apei.
Funcția presiunii capilare dependentă de proprietățile de rezervor. Cu cât factorul k, curba este deplasată mai mult spre stânga, reduce saturația apei reziduale.
Funcția Leverett - raportul presiunii capilare la presiunea dezvoltată în porii dimensiune medie:
Presiunea capilară are histerezis, care este determinat prin care procesul merge:
ü crește în saturație a apei (impregnare)
ü scăderea saturației apa (drenaj)
Curbele corespunzătoare pentru înmuiere și drenaj complet diferit:
Pentru cusături hidrofobe pe permeabilitatea relativă a apei mai mare decât cea a hidrofil, de aceea nu trebuie să zavodnyat straturi hidrofobe (au comportat mai bine decât apa). Ele prezintă un efect de lubrifiere. Lichidul întâmpină rezistență mai mică, deoarece suprafața nu afectează mișcarea.
dacă 0 ° dacă 90 ° Prin predominant suprafețe hidrofobe includ suprafața de minerale, cum ar fi bitum, cărbuni minerale, argilă hidrofobă (roci sursă, de exemplu Bazhenovsky argilă). Prin predominant hidrofile - alte argile, cuarț, feldspat, calcit. Suprafețele minerale precum dolomita, anhidrit, și calcar sunt fie predominant hidrofilă sau au o higroscopicitate selectivă. În condiții de rezervor de carbonat pentru apariția suprafețelor hidrofobe sunt mai favorabile decât în clastic. 15. Metode de determinare hidrofilie formațiunii. Pentru a evalua higroscopicitatea utiliza abordarea clasică de a găsi unghiul q, dar este destul de convențional. Caracteristic este natura clasificării, iar clasificarea este după cum urmează: q = 0 ° - suprafața complet hidrofil; q = 180 ° - suprafața complet hidrofob. Suprafața noastră se referă în general la un amestec (umezirea este neuniformă) de tip, deoarece ulei constă dintr-o rășină asfaltene componentele sunt adsorbite hidrofile (pentru majoritatea sale) minerale, stratul hidrofobizare și hidrocarburi grele de film adsorbit este neuniformă. SiO2 feldspat plagioclaz În zăcămintele de gaze prezente până la 28-30% din hidrocarburile adsorbite. Suprafața hidrofobic în masă bituminoasă acoperită. De aceea, împreună cu o suprafață hidrofilă, prezentăm unele părți ale hidrofobie, care permite complex higroscopicitate formarea mozaic. Prin urmare, aceste suprafețe de mozaic sunt împărțite în funcție de unghiul q următoarele tipuri: dacă 0 ° dacă 90 ° Prin predominant suprafețe hidrofobe includ suprafața de minerale, cum ar fi bitum, cărbuni minerale, argilă hidrofobă (roci sursă, de exemplu Bazhenovsky argilă). Prin predominant hidrofile - alte argile, cuarț, feldspat, calcit. Suprafețele minerale precum dolomita, anhidrit, și calcar sunt fie predominant hidrofilă sau au o higroscopicitate selectivă. În condiții de rezervor de carbonat pentru apariția suprafețelor hidrofobe sunt mai favorabile decât în clastic. Compoziția mineralogică și unghiurile de contact de pe placa de limita si dropsurile nu sunt informative. Academicianul Rebinder a fost introdusă o nouă metodă pentru evaluarea umectabilitatea: proba presaturat ulei rezervor, studiu pe unele proprietăți fizice, atunci eșantionul a fost extras (a îndepărtat toți constituenții organici, inclusiv compoziția de rășină asfaltene) este verificată din nou în aceeași proprietate și prin estimarea diferenței ce porțiune a fost ocupată de rășină asfaltene. El a propus următoarea opțiune: în care Qsm.v - căldura de umezire în apă purtătoare de mediu; Qsm.n - căldura de umectare într-un mediu bogat în petrol. Rebinder a constatat că, dacă lucrați pe o suprafață orizontală de agenți activi de suprafață, proprietățile de deformare se vor schimba (suprafata este mai moale, asa ca va fi mai ușor de foraj). Rebinder Coeficientul determina natura umectare: dacă b> 1, stratul hidrofil; în cazul în care b<1, то пласт гидрофобный. Desigur, această metodă nu găsește o aplicație particulară ca diferențierea căldurii de umectare este nesemnificativă. Metoda a fost propusă parametru studiu Rebinder folosind rezonanță magnetică nucleară. Dacă ne afectează câmpul magnetic, atunci câmpul este îndepărtat, moleculele încep să preceseze și b este determinată de timpul de centrifugare (timpul de relaxare). Această metodă se numește - metoda de relaxare spinovo- zăbrele. Alinierea propriilor lor momente în direcția câmpului magnetic al naturale și artificiale, pe care le creăm. 16. Efectul umectabilitate asupra structurii naturale și tehnologice ale unei formațiuni cu mai multe faze. 17. Tensiunea și deformarea rezervor de țiței și gaze. presiune Rock - forțe mecanice care acționează în formarea, atât în starea sa naturală, cât și în schimbările provocate de om în rezervor. Tensiune - stratul de reacție pe sarcina aplicată. În cazul în care tensiunea în aceeași direcție, vom obține o stare de stres uniaxială. În cazul în care tensiunea de a opera avionul în direcții diferite, vom obține o stare de stres plat. Dacă avem o schimbare de tensiune în volumul, există stare de stres tridimensional. În funcție de modul în care tensiunea de operare, acesta este împărțit în: primar - tensiune asociată cu formarea rezervorului; Secundare - subliniază asociate activităților umane. în cazul în care s - principal (normal) de putere, Rik - un set de nouă tensiuni atunci când i = k și tangențială cu i¹k. Deformarea - schimbarea formei (volum, mărime), sub influența stresului. Deformarea depinde de tipul de stare de stres, astfel pot fi identificate: 18. Dependența tensiune-deformație, distrugerea deformare elastică și plastică rocă. parcele tipice e (e), după cum urmează: Tulpina de tip elastic-fragil Elasto-plastic tip deformare Tipul de deformare plastica Plast având o deformare elastică. Acest tip de deformare este descrisă de legea lui Hooke. Pârtia este caracterizat prin modul Young. Plast tip elastoplastic. Trecerea de la elastic la plastic se caracterizează printr-o limită de elasticitate. Un strat de tip plastic. deformarea plastică se caracterizează prin roci elastic-plastic, cum ar fi argila, rasa presată. Pentru rocile care formează straturile, rupt legea lui Hooke: DV / V = (3 x (1 - 2 x n) / E x) p, p = (SX + Sy + sz) / 3. Elasticitatea rezervorului - capacitatea formațiunii de a rezista la o modificare a dimensiunii corpului si forma. În cazul în care formarea este izotrop și omogen, relația dintre tulpinile și tensiuni pot fi scrise ca: în cazul în care SX, Sy, sz - stresul principal normale; # 957; - coeficientul lui Poisson; tensiunea de forfecare poate fi scris ca: ghu = 1 / G × thu; Guz = 1 / G × tuz; gzh = 1 / G × tzh G - modulul de forfecare. Distrugerea - decalajul dintre particulele și moleculele rețelei cristaline. Spargerea legături interatomice în rețeaua de mărunțire are loc atunci când forfecare stres t G / (2 x p); normală - s 19. Tensorul stres și tensorul tulpina. Rik - un set de nouă tensiuni atunci când i = k și tangențiale cu i¹k.