Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«ВОРОНЕЖСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

(ФГБОУ ВО «ВГТУ», ВГТУ)
Факультет "Машиностроения и аэрокосмической техники"

Кафедра "Нефтегазового оборудования и транспортировки"

Специальность 21.03.01 "Нефтегазовое дело"

Профиль "Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки"

РЕФЕРАТ
По дисциплине: "Геология нефти и газа"
Тема: "Свойства коллекторов нефти и газа"

Разработал: О.А.Невалёная

_{(подпись, дата) (инициалы, фамилия)}

Руководитель: А.В.Никитин

_{(подпись, дата) (инициалы, фамилия)}


Воронеж 2019
Содержание
Введение 3
Основные свойства коллекторов 4
Список литературы 7



КОЛЛЕКТОРЫ НЕФТИ И ГАЗА- этим термином называют горную породу, которая способна  вмещать в себя (собирать) углеводородные соединения в жидком и газообразном виде, а в процессе переработки – отдавать их. Среди коллекторов нефти и газа преобладают осадочные породы. В природных условиях залежи нефти и газа чаще всего приурочены к терригенным и карбонатным отложениям, в других осадочных толщах они встречаются значительно реже. Магматические и метаморфические породы не являются типичными коллекторами. Нахождение в этих породах нефти и газа - это следствие миграции углеводородов в выветрелую часть породы, где в результате химических процессов выветривания, а также под воздействием тектонических процессов могли образоваться вторичные поры и трещины.


К основным признакам, характеризующим качество коллектора, относятся пористость, проницаемость, плотность, насыщение пор флюидами (водо-, нефте- и газонасыщенность), смачиваемость, пьезопроводность, упругие силы пласта

---

. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы.

Пористость - совокупность всех пор независимо от их формы, размера, связи друг с другом. Понятие пористости соответствует полной пористости породы и численно выражается через коэффициент пористости:

 

К_п = V_пор/V_породы ? 100 %.

Размеры порового пространства - от долей микрометров до десятков метров.   В обломочных породах - песчаных и алевритовых - размер пор обычно меньше 1 мм. По размеру выделяются поры сверхкапиллярные > 0,1 мм; капиллярные 0,0002-0,1 мм; субкапиллярные  < 0,0002 мм; ультракапиллярные  < 0,1 мкм.

Каверны - поры, образованные в результате растворения составных частей хемогенных или биогенных пород или разложения соединений, неустойчивых в определенных термобарических обстановках. 

Трещины в породах бывают открытые и закрытые (за счет вторичного смыкания и минерализации). Вследствие тектонических процессов образуются системы трещин, ориентированных в определенной плоскости. Если вдоль трещин не происходит смещение пород или оно незначительно, то система трещин называется трещиноватостью. В одном пласте может быть несколько систем трещин, обычно разновозрастных.

Практический интерес представляют только открытые трещины, по которым может осуществляться миграция УВ. 

Проницаемость - способность горных пород пропускать сквозь себя жидкость или газ. Пути миграции флюидов - поры, каверны, соединяющиеся каналами, трещины. Чем крупнее пустоты, тем выше проницаемость. 

К_пр = Q m L / D p F ,

 

где Q - объем расхода жидкости в единицу времени; D р - перепад давления; L - длина пористой среды; F - площадь поперечного сечения элемента пласта; m - вязкость жидкости. Выразив величины, входящие в приведенное выше уравнение, в системе единиц СИ, получим:  Q = м³/ с;  D р = Н/ м²;  L = м;  F = м²;  m = Н?с/ м²;  К_пр = м². 

Плотность породы - отношение массы породы (г) к ее объему (см

---

³). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости.

Насыщенность пор флюидами - заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Смачиваемость - способность породы смачиваться жидкостью. В нефтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью. Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти. По отношению к нефти  также выделяются смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность - способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта, может длиться очень долго. Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности (?, см²/с):

? = К_пр / m (mb_ж + b_п),  

 

где К_пр - коэффициент проницаемости, дарси; m  - вязкость жидкости в пластовых условиях, сП; m - коэффициент пористости породы, доли ед.; b_ж - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/атм; b_п - коэффициент сжимаемости породы, 1/атм.

Упругие силы пласта - силы упругости породы. Степень упругости определяется коэффициентом объемного упругого расширения (коэффициент сжимаемости), показывающим, на какую часть от своего первоначального объема изменяется объем жидкости или горной породы при изменении давления на 1 атм:

b_нефти = (7 - 140) ? 10^-5 1/атм; b_песчан. = (1,4 - 1,7) ? 10^-5 1/атм.

 



Список литературы

1.http://www.mining-enc.ru/k/kollektory-nefti-i-gaza/

---

2. https://neftok.ru/oborudovanie/kollektor-nefti-i-gaza.html

3. https://chem21.info/info/1564671/

4. https://studopedia.org/1-92427.html

---

Смотрите также файлы

• 27 ндірістік оыту сабаты жоспары таырыбы.docx

• Контрольная работа по дисциплине Метрология, стандартизация и сертификация.doc

• 664007 г. Иркутск ул.doc

• Теплотехнические характеристики используемых материалов.docx

• Государственный лесотехнический.docx