Физика пласта

1. Абсолютная проницаемость?
   - проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе
2. Асфальто-смолистые вещества.
   - высокомолекулярные соединения, содержащие два и более гетероатома (S, N₂, O₂). Содержание их в нефтях изменяется от 1 до 35 %.
3. В каких единицах измеряется пористость?
   -%, дол.ед.
4. Вероятно-статистические модели пласта.
   не отражают детальные особенности строения и свойства пластов. При их использовании ставят в соответствие реальному пласту некоторый гипотетический пласт, имеющий такие же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.
5. Виды залежей УВ
   1) чистогазовые;
   2) газоконденсатные;
   3) газонефтяные (с большой газовой шапкой и нефтяной оторочкой);
   4) нефтяные (с различным содержанием попутного газа);
   5) газогидратные (залежи твердых углеводородов).
6. Влияние водонасыщенности на проницаемость для газа.
   водонасыщенность до 60 % не влияет на фильтрацию газа
   водонасыщенность до 80 % фильтрация стремится к 0
7. Влияние водонасыщенности на проницаемость для нефти.
   с ростом водонасыщенности относительная проницаемость для нефти
8. Влияние на вязкость состояния нефти в пласте.
   Вязкость нефти в пластовых условиях уменьшается
   +с увеличением температура
   +с повышением количества растворенного газа
   +с уменьшением давления
9. Влияние состояния природных газов на их вязкость.
   вязкость газов почти не зависит от давлений
   с увеличением температуры вязкость увеличивается
   уменьшается с возрастанием молекулярной массы
   при высоких давлениях вязкость газов изменяется с повышением температуры аналогично изменению вязкости жидкости
10. Влияние типов коллекторов на проницаемость.
    Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами
    К проницаемым относятся грубообломочные породы (галечники, гравий), слабо сцементированные и хорошо отсортированные песчано-алевритово-глинистые породы, кавернозные и особенно закарстованные и трещиноватые, известково-магнезиальные породы, трещиноватые магматические породы.
    К полупроницаемым относятся менее отсортированные глинистые пески, некоторые разновидности алевритов, песчаников и алевролитов, а также ряд карбонатных пород, в частности мелкотрещиноватые меловидные известняки и доломиты. Поровое пространство этих пород в большом объеме представлено субкапиллярными порами, содержание связанной воды повышенное. Коэффициент проницаемости от 10-4 до 10-2 мкм2.
    К практически непроницаемым относятся породы с Kпо меньше 10-4 мкм2: глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели с субкапиллярными порами, сильно сцементированные пески, песчаники и алевролиты, плотные мел и меловидные известняки, невыветрелые кристаллические карбонаты и магматические породы, породы с закрытой пористостью и т. д.
    В обломочных породах К _пр по наслоению выше, чем в направлении, перпендикулярном наслоению. В трещиноватых породах по направлению трещин проницаемость может быть очень высокой, а вкрест простиранию трещин может практически отсутствовать.
    Максимальны значения проницаемости для трещинных пород. Наиболее распространенное значение К _пр для промышленно продуктивных пластов от 1·10^-15 до 1·10^{-12 м2}. Проницаемость более 1·10^{-12 м2} является очень высокой, характерна для песков, песчаников до глубин 1, 5-2 км и трещинных карбонатных пород.
11. Водонасыщенность коллекторов
    (S_в) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой, к общему объёму пор горной породы.

12. При увеличении водонасыщенности до 40 %, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2–2, 5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80 % фильтрация флюидов 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.

    Возможность совместной фильтрации нефти газа и воды.
    
    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.
13. Вязкость газов.
    Вязкость — одно из свойств газов, определяющих закономерности движения их в газоносных пластах.
14. Вязкость нефти.
    важнейшее свойство нефтяных систем, определяющее их текучесть.
15. Газовый фактор.
    где Vг – объём газа, выделившегося из объема Vн нефти в процессе её изотермического контактного разгазирования. Vн – объём дегазированной нефти, полученный из пластовой в процессе её разгазирования.(объём выделившегося равновесного нефтяного газа (Vг) приведён к стандартным условиям (давление атмосферное – 100 кПа, температура – 293, 15 К) или к нормальным условиям (0, 1013 МПа, 273, 15 К).
16. Гранулометрический состав горных пород.
    - называют количе­ственное (массовое) содержание в породах частиц различной величины. Гранулометрический состав характеризует степень дисперсности мине­ральных частиц, слагающих горную породу.
17. Давление максимальной конденсации.
    Давление, при котором выделяется максимальное количество жидкой фазы
18. Давление насыщения нефти газом.
    давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворяется в жидкости.
19. Детерминированные модели пласта.
    это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов (должна стать похожей на “фотографию” пласта)
20. Дифференциальное (ступенчатое, многократное) разгазирование.
    разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы (часть жирных газов остается растворенным в нефти, чем предотвращаются неоправданные потери ценного углеводородного сырья).
21. Единицы измерения коэффициента проницаемости.
    - м² (мкм²), Д (дарси)
22. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов.
    Вода с увеличением её содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть, при водонасыщенности до 60 % из пласта можно добывать чистый газ. Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10–15 % для песка и песчаника, а известняка и доломитов до 25–30 %, как правило, наивысшие. С ростом газонасыщенности относительные проницаемости для жидкой фазы закономерно снижаются. Пороговыми значениями по газонасыщенности считаются для известняков и доломитов до 22 %, для песков до 30 %, для песчани-ков до 60 %. При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45–75 %), а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю.
23. Закон Авогадро.
    Зависимость между объемной и мольной концентрациями компонентов вытекает из закона Авогадро ,
24. Закон Амага.
    где V – общий объём смеси газов; Vi – мольный объём i-го компонента газа в смеси
25. Закон Генри.
    Опизывает растворимость газов в нефти, где Vг – объём растворённого газа при данной температуре; – коэффициент растворимости газа; Vж – объём жидкости-растворителя; Р – давление газа над поверхностью жидкости.
26. Закон Гука
    относительная деформация тела (отношение приращения того или иного размера тела к первоначальной его величине) е в пределах упругих изменений прямо пропорциональна напряжению σ и обратно пропорциональна коэффициенту упругости Е, называемому также модулем Юнга, т. Е
    
27. Закон Дальтона.
    Выражает аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси, где Р – общее давление смеси газов; р_i – парциальное давление i-го компонента в смеси.
28. Закон Дарси.
    
29. Закон Ньютона.
    В соответствии с законом Ньютона сила внутреннего трения между слоями пропорциональна площади и градиенту разности скоростей слоев по толщине
    
30. Закон Пуазейля.
    где n – число пор на единицу площади фильтрации; r – радиус порового канала; F – площадь фильтрации; Δ Р – перепад давления; L – длина порового канала; μ – вязкость жидкости.
31. Какие породы являются коллекторами нефти и газа?
    - основными коллекторами нефти и газа являются пористые породы осадочного происхождения
32. Карбонатность горных пород.
    понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО₃, доломита – СаСО₃· МgСО₃, соды – Na₂СО₃, поташа – K₂СО₃, сидерита – FeСО₃ и других.
33. Кислородные соединения нефти.
    фенолы, эфиры, нафтеновые кислоты, жирные кислоты и другие. Содержание их в нефтях колеблется от 0, 1 до 1 %. Иногда в высокосмолистых нефтях содержание кислорода может дохо­дить до 2–3 %.
34. Классификация нефтей.
    По количеству серы нефти делятся на три класса: малосернистые (при содержании серы не более 0, 5%), сернистые (при содержании серы более 0, 5% – 2%) и высокосернистые (более 2%).
    По содержанию смол нефти подразделяются на подклассы: малосмолистые (содержание смол ниже 18%), смолистые (от 18 до 35%) и высокосмолистые (выше 35%).
    По содержанию парафина (точнее, по застыванию масляных фракций) нефти делятся на три подкласса: малопарафинистые (1, 5% по массе), парафинистые (1, 5 – 6%) и высокопарафинистые (более 6%) (при застывании масляной фракции нефти соответственно ниже —15° С, от —15° до +20° С и выше +20° С).
35. Константа равновесия.
    представляет собой отношение упругости паров индивидуального углеводорода (Qi) к давлению смеси (Рсм)
36. Контактное (одноступенчатое, однократное стандартное) разгазирование.
    -процесс характеризуется тем, что образовавшиеся паровая и жидкая фазы находятся в равновесии и не разделяются до окончания процесса, а при достижении конечной температуры их разделяют в один приём, однократно
37. Коэффициент линейного и объемного теплового расширения
    , где L и V – начальные длины и объёмы образцов.
38. Коэффициент объемной упругости (сжимаемости) среды, его размерность.
    
    где β _с – коэффициент объёмной упругости пористой среды; β _п – коэффициент сжимаемости пор; V_о – начальный объём образца породы; Δ V_п – изменение объёма пор; ∆ P – изменение пластового давления;
    m – коэффициент пористости. [Па^-1]
39. Коэффициент сверхжимаемости
    учитывает отклонения состояния реального газа от предписываемого ему состояния в уравнении для совершенного газа. Коэффициента так же зависит от состава газа, температуры и давления
40. Коэффициент температуропроводности характеризует.
    скорость прогрева пород, изменения температуры пород вследствие поглощения или отдачи тепла, или скорость распространения изотермических границ.
    
41. Коэффициент теплопроводности
    - характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в породе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице
    
42. Кривая точек конденсации.
    Отрезок пунктирной кривой 2,
43. Кривая точек парообразования.
    Отрезок кривой влево от максимума, кривая 1
44. Критическая температура.
    максимальная температура, при которой газ и жидкость могут ещё сосуществовать в равновесии
45. Критическая точка.
    - основной признак критической точки — одинаковые свойства газовой и жидкой фаз, т. е. она находится в точке соединения кривых начала конденсации и парообразования (в точке С)
46. Критические точки УВ смесей.
    -основной признак критической точки — одинаковые свойства газовой и жидкой фаз, т. е. она находится в точке соединения кривых начала конденсации и парообразования (в точке С). Из этого рисунка следует, что в критической точке давление и температура не наибольшие, при которых еще возможно одновременное существование обеих фаз
47. Критическое давление
    давление паров вещества при критической температуре
48. Макронеоднородность коллекторов
    в разрезе чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами (на границе этих пород основные параметры продуктивных пластов будут изменяться резко и скачкообразно).
49. Механические свойства горных пород.
    Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность
50. Микронеоднородность коллекторов
    - структурные, текстурные и другие особенности строения выделенной для изучения «однородной» породы. Коллекторские свойства в этом случае изменяются более плавно и непрерывно.
51. Нефте- и газонасыщенность.
    характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных нефтью (газом), к общему объёму пор горной породы.
52. Объемный коэффициент нефти
    , где V_пл – объём нефти и растворённого в ней газа в пластовых условиях;
    V_дег – объём нефти при стандартных условиях после дегазации.
53. Определение динамической вязкости.
    Динамическая вязкость определяется по уравнению Ньютона:
    ,
    А – площадь перемещающихся слоёв жидкости (рис. 3.3);
    F – сила, требующаяся для поддержания разницы скоростей движения между слоями на величину dv;
    dy – расстояние между движущимися слоями жидкости;
    dv – разность скоростей движущихся слоёв жидкости;
    μ – коэффициент пропорциональности, абсолютная, динамическая вязкость.
54. Определение коэффициента проницаемости
    
55. Основные факторы определяющие физико-механические свойства горных пород.
    1) глубина залегания породы, определяющая величину давления, испытываемого породой от веса вышележащей толщи (горное давление);
    2) тектоника района, определяющая характер и степень интенсивности испытанных породой деформаций;
    3) стратиграфические условия залегания;
    4) внутрипластовое давление и условия насыщения пор жидкостями
56. Особенности газоконденсатных месторождений.
    - Газоконденсатный фактор определяется как отношение количества газа в м3, приходящееся на 1 м3 получаемой жидкой продукции — конденсата. К газоконденсатным относят залежи, из которых добывают слабоокрашенные или бесцветные углеводородные жидкости с плотностью 740 – 780 кг/м3 с газоконденсатным фактором от 900 до 1100 м3/м3
57. Особенности эксплуатации газоконденсатных месторождений.
    - Залежи, которым свойственны ретроградные явления, называются газоконденсатными
58. Отличие понятия вязкости для газа от вязкости для жидкостей.
    динамическая вязкость газа не зависит от давлений и увеличивается с ростом температуры, при высокой молекулярной массе вязкость газов уменьшается. При больших давлениях наблюдается сходство с жидкостями.
59. Относительная проницаемость?
    - отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной (% или доли единицы)
60. Парафины.
    С₁₇–С_42–53 → твёрдые, которые входят в тяжёлые нефтяные фракции и известны как парафины.
61. Плотность газов. Относительная плотность газов.
    За относительную плотность газа принимается число, показывающее, во сколько раз масса данного газа, заключенная в определенном объеме при данном давлении и температуре, больше или меньше массы сухого воздуха, заключенного в том же объеме при нормальных условиях:
    
62. Плотность пластовой и товарной нефти.
    Обычно плотность сепарированной нефти колеблется в пределах 800–940 кг/м3. По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: лёгкие (800–860), средние (860–900) и тяжелые с плотностью 900–940 кг/м3.
    В пластовых условиях под действием растворенного газа и температуры плотность нефти обычно ниже плотности сепарированной нефти. Известны нефти,
    плотность которых в пласте меньше 500 кг/м3 при плотности сепарированной нефти 800 кг/м3.
63. Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области.
    Действительно, если давление несколько меньше р', но больше, чем критическое Рс, в системе появляется газовая фаза, находящаяся в равновесии с жидкой. Это относится ко всей области ADCA. Точно так же в области CNBC существуют одновременно две фазы несмотря на то, что при этом температура в системе выше критической Тс-
64. Понятие крикондентерма и криконденбара.
    +Наивысшая температура при которой жидкость и пар существуют в равновесии
    +Наибольшее давление, при котором жидкость и пар могут существовать в равновесии
65. Пористость первичная и вторичная.
    - пористость, обусловленная особенностями осадконакопления (образовывается одновременно с формированием породы)
    -пористость, обусловленная возникающими геолого-минералогическими или химическими процессами.
66. Правило аддитивности.
    Аддитивный подход к расчёту физико-химических и технологических параметров означает, что каждый компонент газа в смеси ведёт себя так, как если бы он в данной смеси был один
67. Приведенные параметры газов.
    р_пр и T_пр выражают давление и абсолютную температуру в долях от соответствующих критических величин.(Различные газы, имеющие одинаковые приведенные температуру и давление, находятся в «соответственных состояниях»).
68. Проницаемость при радиальной фильтрации
    формула для определения проницаемости пород при фильтрации жидкости при радиальной фильтрации
69. Проницаемость при фильтрации газов
    формула для определения проницаемости пород по газу
70. Процессы ретроградного испарения и конденсации.
    необычные процессы фазовых превращений двух и многокомпонентных систем в области выше критической называются процессами обратного или ретроградного испарения и конденсации
71. Растворимость газов в нефти.
    При растворении углеводородных газов в нефти их вязкость уменьшается, уменьшается плотность. С неуглеводородными газами ситуация обратная.
72. Связь проницаемостей отдельных фаз с их насыщенностями.
    Наличие нескольких фаз в пористой среде снижает фильтрацию исследуемой фазы. Поэтому фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной. При фильтрации двухфазных смесей в зависимости от степени водонасыщенности коллектора возможен одно- и двухфазный поток. Расход двухфазной жидкости, определяемый суммой относительных проницаемостей породы, всегда меньше расхода однофазной жидкости. Численные значения проницаемости для отдельных фаз определяются распределением объема насыщения породы жидкостью между всеми фазами. Тогда проницаемость коллектора уже не будет постоянной велчиной, но явится отдельной функцией для каждой фазы местного фазового распределения внутри пористой среды.
73. Сернистые соединения нефти.
    меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, тиофены и дру­гие. Содержание их в нефтях изменяется от 0, 1 до 1–7 %. Кроме того, в нефти может присутствовать сера в свободном состоянии или в виде сероводорода как составляющая природного газа.
74. Состав природных газов.
    Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН4–С4Н10: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H2S, N2, CO, CO2, H2, Ar, He, Kr, Xe и других
75. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей.
    При значительном содержании парафина и асфальтенов вязкость нефти зависит от скорости сдвига, т.е. приобретает свойства неньютоновских жидкостей
76. Сухие и жирные газы.
    Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.
    Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины
77. Тепловые свойства горных пород.
    удельной теплоёмкостью;
    коэффициентом температуропроводности;
    коэффициентом теплопроводности
78. Типы коллекторов
    - гранулярный (терригенный, обломочный), трещинный и смешанного строения.
79. УВ состав нефтей.
    Парафины, нафтены, ароматические углеводороды, а также нафтеновые кислоты, асфальтены, смолы и т. д
80. Удельная теплоемкость
    свойство горных пород поглощать тепловую энергию при теплообмене (оценивается количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°, зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород)
    ,
81. Упругость насыщенных паров.
    это давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние,
82. Уравнение состояния идеального газа.
    - формула, устанавливающая зависимость между давлением, молярным объёмом и абсолютной температуройидеального газа
. Уравнение имеет вид:

83. Уравнение состояния природных газов.
    PV=ZRT
    - Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между термодинамическими параметрами, описывающими поведение вещества. В качестве таких параметров используются давление р, температура Т  и плотность
84. Фазовая диаграмма индивидуальных УВ.
    
    Рис. 4.1. Диаграмма фазового Рис. 4.2. Диаграмма фазового состояния состояния состояния чистого этана чистого этана в координатах Т-Р..
    Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 4.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно
85. Фазовая или эффективная проницаемость?
    - проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем
86. Фазовые превращения двух- и многокомпонентных состем.
    В области выше критической с изменением температуры и давления в многокомпонентной системе происходят необычные фазовые превращения.
    Рассмотренные необычные процессы фазовых превращений двух- и многокомпонентных систем в области выше критической называются процессами обратного или- ретроградного испарения и конденсации.
    Необходимо особо подчеркнуть, что при эксплуатации газоконденсатных месторождений следует обязательно и точно учитывать фазовые превращения, сопровождающие изменение давления и температуры смеси.
87. Фазовые превращения однокомпонентных систем.
    Для изотермических фазовых превращений однокомпонентных газов характерно постоянство давления в двухфазной области, т.
    после начала конденсации газа дальнейшее превращение его в жидкость при уменьшении объема системы происходит при постоянном давлении до тех пор, пока весь газ не превратится в конденсат.
88. Физические свойства нефти (перечислить).
    Плотность. Температура кристаллизации. Вязкость. теплоёмкость. температура вспышки
89. Физический смысл коэффициента проницаемости.
    - это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.
90. Что такое геологическая неоднородность коллекторов?
    всякая изменчивость характера и степени литолого-физических свойств пород, слагающих коллектор по площади и разрезу.
91. Что такое горное давление?
    - это давление на элемент горной породы, создаваемое весом вышележащих горных пород
92. Что такое коллектор нефти и газа?
    - горная порода, обладающая способностью аккумулировать (накапливать) углеводороды и отдавать (фильтровать) пластовые флюиды: нефть, газ и воду
93. Что такое пластовое давление
    - это давление, создаваемое пластовыми флюидами на стенки пор ГП
94. Что такое проницаемость коллектора?
    - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.
95. Что такое удельная поверхность пород?
    - суммарная поверхность частиц или поровых каналов, содержащихся в единице объема образца (зависит от степени дисперсности частиц, влияет на проницаемость, адсорбционную способность, содержание остаточной воды)
96. Что такое физическая или абсолютная пористость?
    - характеризует суммарный объём всех пор (V_пор), независимо открытые они или изолированные (закрытые), какую имеют форму, величину и взаимное расположение.
97. Что такое эффективная или полезная пористость?
    - характеризует фильтрацию флюида в породе
98. Адгезия и теплота смачивания
    Кроме измерения углов смачивания, взаимодействие жидких и твердых тел может быть исследовано путем изучения работы адгезии и теплот смачивания.
    Адгезия – слипание поверхностей двух соприкасающихся разнородных твердых или жидких тел (в физике). Работа адгезии оценивается уравнением Дюпре:
    Wa = σ _{1, 2} + σ _{2, 3} – σ _{1, 3},,
99. виды пластовых вод?
    • краевые воды, заполняющие поры вокруг залежи –;
    • подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под залежью –
    • остаточные воды, оставшиеся со времён образования залежи –
    • промежуточные воды, расположенные между продуктивными пропластками, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в нефтяном пласте –
    • верхние –
    • нижние –
100. Водонапорный режим
     С момента начала распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта (ВНК) в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин.
101. Газонапорный режим
     Газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий. При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) и вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается. Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным.
102. Гравитационный режим
     Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились. Выделяют такие его разновидности:
     1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные;
     2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.
103. жесткость пластовых вод?
     Соли пластовых вод влияют и определяют её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.
     Жёсткость различают временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.
104. Зависимость поверхностного натяжения пласт. жидкостей от давления и температуры
     Поверхностное натяжение с увеличением давления понижается, тем сильнее, чем ниже температура. Поверхностное натяжение уменьшается с повышением температуры
105. Замкнуто-упругий режим
     В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима – замкнуто-упругий режим.
106. Источники и характеристики пластовой энергии
     Энергия – это физическая величина, определяющая способность тел совершать работу. Работа, применительно к нефтедобыче, представляется как разность значений энергии или освободившаяся энергия, необходимая для перемещения нефти в пласте и дальше на поверхность. Различаем естественную и, в случае ввода извне, с поверхности, искусственную пластовую энергию. Они выражаются в виде потенциальной энергии как энергии положения и энергии упругой деформации. Потенциальная энергия положения
107. Минерализация пластовых вод?
     Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде до 300 кг/м³ в концентрированных рассолах. Основные минеральные вещества, входящие в состав пластовых вод, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды, карбонаты щелочных металлов и бикарбонаты щелочей и щелочноземельных металлов.
108. Молекулярное взаимодействия в веществах
     Молекулярные силы взаимодействия между различными веществами, насыщающими горные породы, играют важную роль в процессах извлечения нефти и газа из недр. Капиллярные силы представляют собой одну из форм проявления межмолекулярных сил.
109. Поверхностное натяжение
     Величина σ называется поверхностным натяжением на границе раздела двух жидкостей. Поверхностное натяжение имеет размерность силы, отнесенной к расстоянию. Его можно определить также как энергию, приходящуюся на единицу поверхности раздела между двумя жидкостями.Если капля жидкости В имеет форму шара, то R₁ = R₂, и из формулы (5.1) получаем формулу Кельвина
     . Поверхностное натяжение (σ) характеризует избыток свободной энергии, сосредоточенной на одном квадратном сантиметре площади поверхностного слоя на границе раздела двух фаз или работу образования новой поверхности в изотермических условиях: .
110. Полярность вещества
     Высокополярные жидкости, т. е. жидкости с высоким поверхностным натяжением, хуже смачивают твердую поверхность, чем жидкости малополярные (т. е. обладающие меньшим поверхностным натяжением).
111. Растворимость и нерастворимость жидкостей
     Пусть молекулы жидкости В сильнее притягиваются к молекулам жидкости А, чем между собой. Тогда любое случайное скопление молекул В (рис. 35) окажется недолговечным — молекулы жидкости А «растащат» молекулы жидкости В. Жидкость В является в данном случае полностью растворимой в жидкости А. Если же взаимное притяжение молекул жидкости В намного больше притяжения молекул жидкости В к молекулам жидкости А или если между этими разносортными молекулами существуют силы отталкивания, то скопление молекул жидкости В, находящихся в жидкости А, будет устойчивым. Такие жидкости называются взаимно нерастворимыми или несмешивающимися. Следовательно, характер взаимодействия молекул различных веществ определяет их взаимную растворимость.
112. Режим растворенного газа
     обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Снижение давления ниже значения сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа.
113. Режимы работы газовых залежей
     Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.
114. Смачивание и краевый угол
     Величину поверхностного натяжения твердого тела непосредственно измерить трудно. Поэтому для исследования процессов взаимодействия твердых тел с жидкостями и газом пользуются косвенными методами изучения поверхностных явлений, протекающих на контактах между твердыми и жидкими телами. К таким методам относятся измерение работы адгезии (Адгезия измеряется работой, которую надо затратить, чтобы оторвать твердое тело от жидкости в направлении нормали к поверхности раздела), исследование теплоты смачивания и углов избирательного смачивания и т. д.
     Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие – несмешиваемые жидко Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания сти или жидкость и газ.
     
     Гидрофильная Гидрофобная Нейтральная
115. Смешанные режимы
     Режим, при котором возможно одновременное проявление энергии растворенного газа, упругости и напора воды, называют смешанным
116. Состояние остаточной воды в нефтяном и газовом пластах?
     Состояние остаточной воды и начальное распределение нефти, газа и воды в пористой среде пласта определяются многочисленными свойствами пористой среды и пластовых жидкостей – структурой пор и составом пород, физико-химическими свойствами пород и пластовых жидкостей, количеством и составом остаточной воды и т. д.
117. Типы пластовых вод?
     По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом
118. упругий режим
     Главное условие упругого режима – превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом . При этом забойное давление не ниже , нефть находится в однофазном состоянии.
119. Упруговодонапорный режим
     Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области.
120. Физические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, кэф сжимаемости., об коэф)?
     Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, то есть содержания растворённых в ней солей. В среднем плотность пластовых вод изменяется в диапазоне 1010–1210 кг/м³.
     Вязкость воды в пластовых условиях зависит от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает.
     Коэффициент сжимаемости пластовой воды характеризует относительное изменение объёма воды при изменении давления на единицу: