Download Đề cương ôn tập môn vật lý tầng chứa Khoa Dầu Khí Đại Học Mỏ Địa Chất Hà Nội

Đề cương ôn tập môn tính chất vật lý tầng chứa
Câu 1: Các loại đá Collector? Dầu khí thường tìm thấy trong loại đất đá nào , tại sao?
Câu 2: Tính chất Collecter của đá?
Câu 3: Dầu mỏ và tính chất vật lý?
Câu 4: Thành phần chủ yếu của khí dầu? Tính chất vật lý của khí ?
Câu 5: Đặc điểm và tính chất vật lý của nước vỉa?
Câu 6 : So sánh giản đồ pha của hệ 1 và 2 cấu tử ?
Câu 7: Trạng thái pha của Dầu khí trong điều kiện vỉa?
Câu 8: So sánh chế độ năng lượng nước vận động và chế độ năng lượng đàn hồi Dầu-Nước?
Câu 9: So sánh chế độ năng lượng khí hòa tan và chế độ năng lượng đàn hồi mũ khí?
Câu 10: Vai trò của quá trình mao dẫn trong đẩy dầu từ khe hổng?
Câu11: Phân tích quá trình đẩy và thay thế dầu bằng khí và nước?
Câu 12: Sự phụ thuộc hệ số nhả dầu vào điều kiện “Tiêu tháo”?

Câu 1:Các loại đá colector?dầu khí thường tìm thấy trong các loại đá
nào?tại sao?
Các loại đá colector :
1 colector là đá trầm tích :
+ colector là đá trầm tích lục nguyên:dăm, sỏi ,cát, bột,...
+colector là cácbonat:đá vôi và đolômit.
+colector là hỗn hợp đá lục nguyên và đá cacbonat.


•

•

•

•

trầm tích lục nguyên:là sản phẩm của quá trình phong hóa ,rửa trôi,vận chuyển,tích tụ,tạo
đá.Loại đá này đóng vai trò quan trọng hàng đầu trong đá chứa đầu khí ,đọ rỗng đạt 3040%(chủ yếu là khe hổng nguyên sinh)độ thấm trên 1D
Colector thuộc nhóm cacbonat:Sản phẩm các quá trình hóa học và sinh hóa.Tiêu biểu nhất
trong nhóm này là đá vôi và đolômit.Vai trò colector là không nhỏ.Độ rỗng đạt từ 0.550,60%Chủ yếu là khe rỗng thứ sinh)độ thám đạt 1-1000mD.Đá loại này cũng có thể là đá
sinh.
Colector là đá macma:là sản phẩm được tạo ra do quá trình nguội lạnh,kết tinh và đông
cứng của nham thạch nóng chảy.Sản phẩm ban đầu thường là khối đậm đặc ,gần như chặt
xít ,giống vs thủy tinh.Nhưng chính các quá trình biến đổi sau đó do tác động từ bên ngoài
đã tạo ra trong đá các khe hổng,giúp cho macma có thể trở thành collector đối vs dầu khí.
Đá phong hóa biến chất :Quá trình biến chất của đá dưới tác động của áp suất ,nhiệt độ
,nhiệt dịch cùng các chất có hoạt tính hóa học mạnh có thể xảy ra đối vs bất kể loại đá nào
nằm trong vỏ trái đất.Sự biến chất của đá có thể dẫn đến sự biến đổi toàn phần hay 1 phần
về thành phần khoáng vật,về cấu trúc đá và thường là kéo theo sự hình thành các khe hổng
trong đá,làm tăng khả năng chứa chất lưu trong chúng.

->so sánh các đặc tính của các loại đá ở trên ta có thể kết luận :dầu khí thường tìm thấy trong
đá trầm tích.
Vì yếu tố quyết định sự tạo thành các tích tụ dầu khí là sự tồn tại trong đá các khe hổng thông nối
vs nhau tạo thành 1 hệ thống liên thông có khả năng chứa các chất lưu.Qua hệ thống các khe hổng
của khối đá.Hầu như tất cả các loại đá nằm trong thành phần vỏ Trái Đất đều có chứa các khe
hổng dạng này hay dạng khác,mức độ liên thông cũng khác nhau nhưng trong đá trầm tích tỉ lệ %
cao hơn nhiều so vs các loại đá khác.Đá trầm tích có độ thấm cao 1D.Do đặc điểm của quá trình
lắng đọng và tạo đá ,cát và bọt thường được xen kẽ trộn lẫn vs đá sét -là đá được tạo ra do lắng
đọng và hóa đá từ các sẩn phẩn phân hủy hóa học của các khoáng vật.

Câu 2: Tính chất colector của đá?
1)

thành phần hạt:đặc trưng cho tính phân tách của hạt khoáng vật
-kích thước của hạt đá quyết định kích thước các khe hổng và độ lớn mặt tiếp xúc cá chất lưu

vs đá,cũng chính là quyết định về lượng chất lưu và lấy ra từ các khe hổng nằm trong khối đá.
-trong khai thác các chất lưu,thành phần hạt của đá chứa còn làm cơ sở để lựa chọn kích thước
ống lọc trong giếng khai thác.
•

cách xác định thành phần hạt:

- xác định thành phần hạt trầm tích bở rời bằng hệ thống sàng rung


- xác định thành phần hạt trầm tích hạt vụn bằng thiết bị kính hiển vi phân cực Axio skope
và phần mềm Petrog
2) độ rỗng của đất đá:là tính chất của đất đá tồn tại những lỗ hổng không chứa những vật thể
cứng
-Độ rỗng tuyệt đối : f=Vr/Vs
được dùng để đánh giá trữ lượng tuyệt đối của dầu
- độ rỗng hiệu dụng :tỷ số giữa thể tích hiệu dụng của các khe hở mà chất lỏng và chất khí có thể
cháy qua trên thể tích thực của đất đá: fhd=Vhd/Vs
- độ rỗng động:tỷ số thể tích của chất lỏng chuyển đọng trong đất đá và thể tích thực của đất
đá:fđ=Vl/Vs
* phân loại độ rỗng
- khe rỗng giữa hạt:không phụ thuộc vào kích thức hạt đá,phụ thuộc vào hình dạng hạt đá,phụ
thuộc vào độ mài tròn của hạt đá,phụ thuộc vào độ lựa chọn của hạt đá,phụ thuộc vào tương qun
sắp xếp các hạt đá,phụ thuộc vàođộ lấp đầy khe hổng bằng xi măng.
- khe rỗng dạng khe nứt:đây là các khe rỗng tạo ra bởi nguyên nhân khác nhau như: giảm thể tích
đá,kết tinh và lớn lên của tinh thể,do vận động kiến tạo,do phong hóa đá.phụ thuộc vào mật độ khe
nứt trong 1 đơn vị thể tích đá,độ mở của khe nứt,độ rỗng mở phụ thuộc vào độ liên thông giữa các
khe nứt,độ lấp đầy khe nứt bằng xi măng.
-phân loại theo nguồn gốc các khe rỗng
+ khe rỗng trên mao dẫn (macro)d>0,5mm

+khe rỗng á mao dẫn d=0,5:- 0,0002mm
+khe rỗng mao dẫn d<0,0002mm
-đối vs khe nứt
+ khe nứt macro d>0,1mm
+ khe nứt micro d<0,1mm
*Phương pháp Preobrazesky Y.A xác định độ rỗng mở của đá
+ xác định độ rỗng tương đối của đá bằng máy có sử dụng khí


+ xác định độ rỗng hiệu dụng bằng phương pháp tính toán dựa trên kết quả do địa vật lý giếng
khoan
+ xác định độ rỗng mẫu lõi hình trụ bằng máy đo độ rỗng lõi PORG-200(xác định trong phòng thí
nghiệm)
3)độ thấm của đất đá là khả năng của đất đá cho chất lỏng và chất khí đi qua khi có sự chênh
lệch áp suất
+ độ thấm tuyệt đối (k) là tính thẩm thấu của đất đá khi trong đất đá chỉ có 1 pha bất kỳ chuyển
động
+độ thấm hiệu quả (Ko,Kw,Kg)là độ thẩm thấu của đất đá đối vs khí hoặc chất lỏng khi trong
không gian rỗng của đất đá có hệ thống nhiều pha tồn tại hoặc chuyển động
+độ thẩm tương đối của môi trường thấm là tỉ số giữa độ thấm pha của 1 pha cụ thể nào đó và độ
thầm tuyệt đối của môi trường thấm
*xác định độ thấm của đất đá theo Darcy
Q=k.denta P.A/nguy L
+đơn vị :D,mD
+ý nghĩa :tính thấm đặc trưng cho diện tích của khe hổng xảy ra trong quá trình thấm
+ xác định độ thấm mẫu lõi hình trỵ bằng máy đo độ thấm mẫu lõi UltraPerm-500
4)độ bão hòa chất lưu của đá là hệ số được đo bằng tỷ lệ phần trăm (hoặc phần đơn vị)giữa tổng
thể tích các khe hổng được lấp đầy bởi chất lưu và tổng thể tích chất lưu co thể chiếm chỗ và tự do
di chuyển Sbh=Vcl/Vdc.100%
5)độ lớn riêng bề mặt của đá là tổng diện tích bề mặt cảu các phần tử ,bề mặt các khe hổng trong

1 đơn vị thể tích đá
độ lớn riêng bề mặt của đá chứa quyết định lượng chất lỏngcần thiết để tẩm ướt toàn bộ mặt
đá,lượng chất lưu hấp thụ trên bề mặt đá(nước liên kết,khí hấp thụ)

Câu 3:Dầu mỏ và tính chất vật lý?
Dầu mỏ là hỗn hợp các hợp chất rất phức tạp ,trong đó thành phần chủ yếu là hydrocacbua.người
ra còn có các hợp chất chứa S,O,N,P.các phương pháp phân tích hóa học hiện đại còn cho thấy


trong tàn cho đốt cháy của dầu mỏ đặc biệt là các dầu nặng còn chứa các nguyên tố
như:Si,Fe,Ca,Mg.Cr,Co,Ni,... vs vi hàm lượng
-Hydrocacbua có trong thành phần dầu mỏ và khí đốt được phân thành 3 nhóm cơ bản:
+Alkan đây là hydrocácbua có cấu trúc mạch hở,liên kết đơn
+Sicloalkan đây là hydrocacbua có cấu trúc mạch vòng liên kết đơn
+ Aren đay là hydrocacbua chưa no,trong cấu trúc phân tử có liên kết kép tạo thành vòng nhân
Benzen
* Prafin:parfin sạch kết tinh tạo khối trong không mầu hoặc hơi mở,không có khả năng hòa tan
trong nước ,hòa tan tốt trong Ête,clorofooc,benzol.các cấu trúc tử parafin được chia ra parafin
C17:-C35và Serezin C36+
+ parafin chủ yếu có cấu trúc phân tử mạch thẳng ,nhiệt độ nóng chảy T=27:-71*C,kết tinh dưới
dạng tấm hay dải mỏng, nhiệt độ nóng chảy cao thì kích thước tinh thể càng nhỏ
+ serezin chủ yếu có cấu trúc phân tử mạch nhánh , nhiệt độ nóng chảy T=65:-88*C,tinh thể hình
kim liên kết kém
**Tính chất vật lý dầu mỏ
1)khối lượng riêng mật độ(p)cđơn vị:g/cm3:kg?dm3,t/m3,API*
Khối lương riêng của dầu mỏ là khối lượng của 1 đơn vị thể tích dầu mỏ ở điều kiên xác định
-khối lượng riêng của dầu mỏ dao động trong khoảng 0.7-1,1g/cm3
+dầu co p<0,9 g/cm3 được gọi là dầu nhẹ
+ dầu có P>0,9g/cm3 dọi là dầu nặng
-áp suất tăng làm cho khối lượng riêng của dầu mỏ tăng.tuy nhiên, trong điều kiện vỉa khí áp suất

tăng lại làm cho khối lượng lớn khí hòa tan vào dầu mỏCđặc biệt là hydrocacbua),dẫn đến giảm
khối lượng riêng dầu mỏ.khối lượng riêng của dầu mỏ chỉ thực sự tăng lên khi áp suất vỉa vượt
qua giá trị áp suất bão hòa
2)độ nhớt của dầu mỏ
Độ nhớt hay còn gọi là ma sát tronglà tính chất đặc biệt của các phần tử chất lỏng hay chất khí
chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa chúng dưới tác động của ngoại lực
nguy =F/S.dentad/dentaV


trong đó F là ngoại lực buộc các phẩn tủe chất lỏng chuyển động,N/m2
nguy là hệ số nhớt cảu chất lỏng
dentav chênh lệch vận tốc các phần tử chất lỏng
denta dkhoảng cách giữa 2 lớp chất lỏng
S là diện tích lớp chất lỏng
-độ nhớt tuyệt đối là khả năng chất lưu chống lại sự dịch chuyển tương đối giữa các lớp chất lưu
dưới sự tác động của ngoại lực
-độ nhớt tương đối H là tỉ số độ nhớt tuyệt đối của chất lỏng khảo sát và độ nhớt tuyệt đối của
nước ở cùng 1 nhiệt độ
-độ nhớt động học garma(Y)là tỉ số giữa độ nhớt tuyệt đối và khối lượng riêng của chất lưu
3)độ bão hòa và khả năng hòa tan của dầu mỏ
*Khi đóng vai trò là chất tan:
- dầu mỏ và các sản phẩm chưng cất từ dầu mỏ rất ít hòa tan trong nước(bình quân 270gram/m3)
- độ hòa tan trong nước của hydrocacbua tăng khi nhiêt độ ,áp suất tăng và độ khoảng hóa của
nước giảm.Đặc biệt,khi nhiệt độ tăng quá 100-150*C,độ hòa tan của dầu mỏ trong nước tăng lên
rất nhanh
-Độ hòa tan của dầu mỏ giảm khi nó được hòa tan ở dạng hợp chất và theo chiều tăng của các cấu
tử nặng
-Dầu mỏ và các sản phẩm của dầu mỏ dễ hòa tan trong các dung môi như:ete dầu
mỏ,benzen,clorofooc,...
chính câc phân đoạn nhẹ của dầu mỏ cũng là các dung môi rất tốt để hòa tan dầu mỏ nói chung và

các phân đoạn nặng của nó nói riêng
*khi đóng vai trò là dung môi:trước hết là đối vs nước,dầu mỏ và các sản phẩm dầu mỏ là dung
môi rất tồi đối vs nước(không thể vượt qua 10^-3%).ngược lại là dung môi rất tốt cho nhiều chất
hữu cơ khác,mỡ động vật ,các chất như Br,I,S.... trong dầu mỏ hòa tan rất tốt,đặc biệt là ở nhiệt độ
và áp suất cao các khí H2S,N2,O2,CO2,NO2,CO,...
4)độ nén của dầu mỏ
là khả năng thay đổi thể tích có sự tác động của áp suất nén bên ngoài


c=1/V.denta V/ denta P
c hệ số nén của dầu(1/Pa)
denta P độ tăng áp suất (Pa)
denta V thay đổi thể tích (m3)
V la the tich ban đầu của dầu m3
5)Hệ số thể tích B0 và hệ số chuyển đổi E
Hệ số thể tích B0 của dầu mỏ là tỉ số giữa thể tích trong điều kiện vỉa và thể tích trong điều kiện
chuẩn của 1 khối lượng dầu nhất định
B0=Vvỉa/Vtc và q=1/B0=Vtc/Vvỉa
B0 là hệ số thể tích dầu
Vvỉa là thể tích dầu trong điều kiện vỉa
Vtc la thể tích dầu trong điều kiện tiêu chuẩn sau khi tách khí
6)kích thước phân tử
7)khối lượng phân tử
8)độ dẫn điện của dầu mỏ
9)nhiệt độ nóng chảy (nhiệt độ đônng đặc của dầu mỏ)
10)nhiệt độ sôi và nhiệt lượng bay hơi của dầu mỏ
11)nhiệt dung riêng của dầu mỏ
13)Độ giãn nở nhiệt của dầu mỏ
14)nhiệt độ bốc cháy và nhiệt độ bắt lửa của dầu mỏ
15)đặc tính phat quang của dầu mỏ

16)tính hấp thụ ánh sáng của dầu mỏ
17)hoạt tính quang học của dầu mỏ
18)tính hòa tan ngược của dầu mỏ


Câu 4:Thành phần chủ yếu của khí dầu?tính chất vật lý của khí?
Khí thiên nhiên chủ yếu là khí Metan chiếm 94 - 98% thể tích ;Các Parafin có mạch Cacbon
từ C2  C5 thuộc loại khí dầu mỏ , ngoài ra khí thiên nhiên còn có 2 loại khí khác :
- Khí đồng hành là khí trong các mỏ dầu :ngoài Metan chủ yếu còn có các hyđrocacbon
khác từ C2  C5 (khí đồng hành có sẵn trên bề mặt của dầu).
- Khi chế biến ,dầu mỏ được tạo thành trong quá trình chế biến gồm :các hyđrocacbon
khong no là những nguyên liệu quí trong công nghiệp tổng hợp hữu cơ.
Ngoài các thành phần trên còn có :Hyđro ,các hợp chất có hại (các hợp chất của lưu huỳnh
như H2S) ,CO2 ,N2 ,hơi ẩm.
- trong nghành dầu khí người ta thướng sử dụng 1 số khái niệm
+khí khô là khí mà thành phần của nó có khí mẻtan,êtan,êtylen,trong đó chủ yếu là
mêtan(>97%)
+ khí ẩm là khí mà trong thành phần chủ yếu là propan ,propylen,buttan,izobutan,butylen,hàm
lượng mêtan không chiếm quá 3%thể tích
+khí benzen là khí vs thành phần chủ yếu là pentan,izopentan,hecxan,...
***tính chất vật lý của khí
1)khối lựng riêng (mật độ)của khí
Khối lượng riêng của khí là khối lượng của 1 đơn vị thể thể tích khí đó ở điều kiện tiêu chuẩn
(T=0*C và P=1at=760mhg)đơn vị đo là kg/m3 thường dung g/cm3
2)độ nhớt của khí
độ nhớt tuyệt đối của khí là lực ma sát trong xuất hiện khi các phân tử khí chuyển động tương
đối.chúng thướng có giá trị rất nhỏ,kgông vượ quá 0,01cP
-ở điều kiện nhiệt độ và áp suất và 1 số tính chất khác của khí tự nhiên gần giống vs tính chất của
khí lý tưởng.khi áp suất của khí tăng lên,khoảng chách giữa các phần tử khí giảm đi làm cho tần
số va chạm giữa chúng tăng lên,dẫn tới độ nhớt của khí phải tăng

-khi tồn tại trong chế độ nhiệt động khắc nghiệt (áp suất và nhiệt dộ đều cao).ở điều kiện áp suất
cao sự biến đổi độ nhớt của khí khi nhiệt độ tăng sẽ tương tự như chất lỏng (độ nhớt giảm)vì khi
đó khoảng cách phân tử là nhỏ,rất gần vs khoáng cách phân tử trong chất lỏng,các phân tử có thể
liên kết tạm thời vsn nhau thành 1 tổ hợp.khi nhiệt độ tăng khả năng liên kết tạm thời trở nên khó
khăn hơn,phân tử tự do hơn,độ nhớt giảm đi.
3)hiện tượng phun khí
Hiện tượng phun khí còn được gọi là khí dòng là hiện tượng xâm nhập và dịch chuyển của các
phần tử khí theo các khe hổng nhỏ vs chênh lệch áp suất nhỏ
Độ phun khí được đo bằng lượng khí di chuyển qua 1 đơn vị diện tích chất cho khí thấm qua sau 1
đơn vị thời gian.nó phụ thuộc vào:
-độ chênh áp suất đã gây ra phun khí
-độ nhớt của khí
-tính chất của vật chất cho khí thấm qua và cấu trúc khe hở trong đá
4)tính chất hòa tan của khí
*khí hòa tan trong nước


-ở điều kiện chuẩn,lượng khí hòa tan trong nước không nhiều nhưng trong điều kiện vỉa với nhiệt
độ và áp suất cao,diện tích mặt tiếp xúc khí nước lớn thì lượng khí hòa tan trong nước không còn
là nhỏ.khí hòa tan trong hầu hết các loại nước ngầm vs hàm lượng rất khác nhau tùy thuộc vào
điều kiện nhiệt động cụ thể.các khí hòa tan trong nước nhiều nhất là H2S,CO2,thường gặp hơn là
Nitơ,cacbonicvà mêtan,ít hơn là ôxy;argon;hêli;êtan;propan;buttan
*khí hòa tan trong dầu mỏ
-khí hydrocacbon rất dễ hòa tan trong dầu mỏ,lượng khí hòa tan phụ thuộc vào nhiều yếu tố:độ
nhớt , độ nén và mật độ của dầu;chế độ nhiệt động vỉa chứa
-dầu mỏ có khối lượng riêng nhỏ hòa tan khí được nhiều hơn dầu có khối lượng lớn
-khả năng tan của khí trong chất lỏng giảm đi khi chúng ở dạng hỗn hợp
5)kích thước phân tử
6)khối lượng phân tử
7)các tính chất nhiệt của khí

8)khuếch tán khí
9)sự hấp thụ khí
10)tính đàn hồi của khí

Câu 5:Đặc điểm và tính chất vật lý của nước vỉa?
1 Đặc điểm của nước (H2O)
nước là 1 hợp chất được tạo nên từ ôxy và hydro là hai trong số các nguyên tố cơ bản của chu
trình sống trên trái đất.
Hydro trong phân tử nước có sự gắn bó đặc biệt không chỉ vs ôxy trong phân tử mà còn tạo mối
liên kết vs ôxy trong phân tử nước khác ,thậm chí vs oxy trong phân tử khoáng vật tạo đá.Đặc
điểm này giúp cho H2O tồn tại trong trạng thái lỏng ở điều kiện tiêu chuẩn,tạo lớp nước liên kết
bao quanh mặt đá vì thé nước có các tính chât vật lý như
- nước có sức căng mặt ngoài lớn
-nước có nhiệt dung riêng cao nhất ở điều kiện tiêu chuẩn
-nước có khả năng truyền nhiệt lớn nhất
-nước có khả năng hòa tan rất lớn
-nước có hằng số điện môi lớn
-nước có nhiệt hóa hơi cao
Trong trạng thái hơi đa phần các phân tử nước ở trạng thái độc lập.trong trạng thái rắn phân tử
nước kết hợp vs nhau tạo thành khối tứ diện đều vs 4 phân tử ở 4 đỉnh,bao quanh 1 phân tử ở
trung tâm.cấu trúc này còn bảo tồn khá nhiều khi nước ở trạng thái lỏng
1> tính chất vật lý của nước vỉa
* khối lượng riêng
khối lượng riêng của nước vỉa trong các mỏ dầu khí rát khác nhau phụ thuộc vào độ khoáng hóa
,nhiệt độ và áp suất vỉa.về giá trị mật độ nước vỉa thường nhỏ hơn mật độ của nước trong điều


kiện trên mặt đất do nhiệt độ cao và co hàm lượng lớn các loiạ khí.tuy nhiên nước vỉa có độ
khoáng hóa cao nước vỉa co thể đạt mật độ 1,5kg/lít
*nhiệt độ nước vỉa phụ thuộc vào chế độ địa nhiệt khu vực và độ sâu vỉa chứa.tuy nhiên cũng có

thể xảy ra hiện tượng khac biệt giữa nhiệt độ nước vỉa và nhiệt độ đá chứa mặc dù không
nhiều.Do là nước vỉa có khả năng dẫn nhiệt cao,nước vỉa trong trạng thái chuyển độnghoặc thông
nguồn nước khac có nhiệt độ cao
*Độ giản nở nhiệt
ở 4 *C nước đóng băng,khi đó ,khi đó nước co thể tích nhỏ nhất .khi nhiệt độ tăng thể tu=ích của
nước cũng tănglên phụ thuộc vào hệ số giãn nở nhiêt của nước
Eh20=1/V.denta V/denta T
Eh20 là hệ số giãn nở nhiệt của nước 1/*C
V thể tích nước ban đầu m3
denta T mức tăng thể tích nước khi nhiệt độ tăng lên denta T*C
Do nước vỉa nằm trong điều kiện nhiệt động học phức tạo ,có độ tan khoáng chất và khí vs hàm
lượng khác nhau nên hệ số giãn nở nhiêt của nước vỉa ko phải là 1 hằng số mà dao động trong
khoảng 6-:90).10^-5(1/*C).khi nhiệt độ tăng áp suất giảm thì hệ số giãn nở nhiệt của nước tăng
lên,
*độ nén của nước vỉa
khi áp suất tăng và nhiệt độ không thay đổi thì thể tích nước vỉa giảm đi phụ thuộc vào độ nén(hệ
số nén)thể tích của nó.hệ số nén thể tích thể hiện mức giảm thể tích của 1 đơn vị thể tích nước khi
áp suất tăng lên 1 đơn vị
Bh20=1/V.denta V/denta P
Bh2o là hệ số nén của nước (1/at;1/p)
V thể tích nước ban đầu m3
denta V mức giảm thể tích nước khi áp suất tăng denta P đơn vị
mức độ thay đổi hệ số nén của nước vỉa
Bh2o=Bo(1+,05S)
Bo là hệ số nén nước không chứa khí hòa tan\
S là lượng khí hòa tan trong nước m3/m3
độ nén của nước vỉa có ý nghĩa quan trọng trong hình thành chế độ năng lượng trong vỉa chứa
*hệ số thể tích của nước vỉa
hệ số thể tích của nươc vỉa là tỉ số giữa thể tích trong điều kiện vỉa và thể tích trong điều kiện tiêu
chuẩn của lượng nước vỉa nhất định.hệ số thay đổi của nước vỉa dao động khoảng 0,8:-1,2.nó

tăng ên khi nhiệt độ và lượng khí hòa tan trong nó tăng lên còn áp suất và độ khoáng hóa giảm đi
*độ nhớt của nước
nước có độ nhớt nhỏ xấp xỉ 1,005c.P.vì vậy nước linh động hơn nhiều so vs dầu đặc biệt trong
điều kiện vải có nhiệt độ caoảnh hưởng của áp suất đến độ nhớt cũng rất nhỏ,đồng thời còn phụ
thuộc vào độ khoàng hóa và nhiệt độ của nước:ở nhiệt độ thấp (5-10*C)độ nhớt của nước có độ
khoáng hóa nhỏ giảm di khi áp suất tăng
*sức căng mặt ngoài


có ý nghĩa rất quan trong nó ảnh hưởng trực tiếp đến khả năng đẩy rửa của nước vỉa đối vs dầu mỏ
trong quá trình khai thác.nước có sức căng mặt ngoài cang nhỏ khả năng rửa cát đẩy dầu ra khỏi
khe hổng càng cao,sức căng mặt ngoài của nước vỉa phụ thuộc vào chính thành phần hóa học của
nước.người ta dùng 1 số hóa chất có hoạt tinh bề mặt cao xử lý làm giảm sức căng mặt ngoài,tăng
khả năng đẩy rửa dầu của nước để nâng cao hệ số thu hồi dầu,
sức căng mặt ngoài của các chất lỏng nói chung và của nước nói riênggiảm khi nhiệt độ vá áp suất
tăng
*Độ dẫn điện
đây là 1 trong các tính chất vậtn lý được ứng dụng trong đo địa vật lý giếng khoan bằng phương
pháp điện đối vs các giếng khoan dầu khí.độ dẫn điện phụ thuộc vào độ khoáng hóa của
nước.nước vỉa thường có độ khoáng hóa cao vì vậy khả năng dẫn điện tốt.nước tinh khiết hầu như
ko dẫn điện.

Câu 6:so sánh giản đồ pha củ hệ 1 cấu tử và 2 cấu tử?
Phân tích so sánh độ thị pha của cá hệ ta sẽ nhận thấy các đặc điểm sau
-khi khôilượng phân tử (hoặc nhiệt độ sôi) cấu tử thứ hai tăng thì đòi hỏi phải có áp suất cao hơn
để biến đổi nótừ pha lỏng sang pha khí
-khối lượng phân tử thứ hai tăng thì giá trị áp suất tới hạn của hệ cũng tăng
-trong cùng 1 điều kiện khi khối lượng phân tử của cấu tử thứ hai tăng,độ hòa tan của CH4 vào
trong nó sẽ giảm so vs độ hòa tan của CH4 vào trong các cấu tử nhẹ hơn nó
Để xét ảnh hưởng của cấu trúc phân tử tới biến đổi trạng thái pha của các cấu tử ta phân tích theo

nhánh phải của đường đẳng nhiệt.
+ các đồng phân của các đồng đẳng dãy metan có nhiệt độ sôi thấp hơn vì vậy sẽ hòa tan trong khí
mêtan tốt hơn trong cùng điều kiện
+ trong cùng điều kiện các đồng phân của các đồng đẳng dẫy mêtan có khả năng bay hơi ngược
tôt hơn
+ áp suất tới han của hệ mêtan vs đồng phân benzen (C6H6) cao hơn áp suất tới hạn của hệ mêtan
vs đồng phân C6H12,cao hơn nhiều so vs hệ mêtan vs đồng phân C6H14
> khi so sánh giữa các hệ mêtan và hydrocacbua nặng có điểm tới hạn gần giống nhau thì aromatic
hòa tan vào mêtan tốt hơn so vs naften,tốt hơn nhiều so vs cac parafin
*phân tích vị trí nhánh trái qua của đồ thị có thể thấy được mức độ hòa tan của CH4 trong hệ vs
các hydrocacbua các loại khác
- các đồng phân của các parafin hòa tan CH4 kém hơn chính bản thân parafin mạch thẳng
-tính tan của CH4 trong parafin tốt hơn trong nafen và aromatic
+ phân tích kết hợp cả hai dạng đồ thị
_khi tiến gần tới điểm tới hạn khả năng tan vào nhau của tất cả các hydocacbua đều tăng nhanh
- khi tăng áp suất và nhiệt độ thì khả năng tan của hydrocacbua nặng trong khí CH4 tăng lên ,đặc
biệt khi tiến gần tới điểm tới hạn .tuy nhiên,khi giá trị của áp suất còn cách xa giá trị tới hạn,sự
tăng nhiệt độ có làm chậm đôi chút độ tan của các hydrocacbua vào trong khí.


***kết luận :khi các hydrocacbua nặng tiếp xúc vs các khí CH4 áp suất tăng làm tăng nhanh tốc
độ chuyển hóa của hydrocácbua nặng từ pha lỏng sang pha khí ,và tốc độ tan của chúng vào khí
CH4 ,ảnh hưởng của tăng nhiệt độ đối vs các quá trình tren yếu hơn nhiều so vs ảnh hưởng của
tăng áp suất.:khi nhiệt độ áp suất tăng thì mật dộ khí condensat cũng tăng lên do có sự hòa tan
thêm nhiều hydrocacbua lỏng.

Câu 7: Trạng thái pha của Dầu khí trong điều kiện vỉa?
1 – Trạng thái pha của hệ dầu khí trong đk nhiệt động khác nhau :
-

Khi T,P tăng thì thành phần các cấu tử nặng trong Condensat và lượng Condensat nói chung
tan trong khí cũng tăng lên. Trong đk T đạt 150 o C và P đạt 70MPa thì thành phần cấu tử

-

của Condensat gần giống như thành phần dầu mỏ.
P k đổi, T tăng thì hàm lượng Condensat hòa tan trong khí tăng lên. Tuy nhiên ảnh hưởng
của T nhỏ hơn của P. lượng Condensat nằm trong pha khí cũng sẽ giảm nếu như trong khí

-

có chứa Nito, trong dầu chứa nhiều hợp phần nặng đặc biệt là các cấu tử Aromatic.
Khi tỉ lệ K – D tăng lên thì lượng Condensat nằm trong pha khí cũng giảm đi, đồng thời
KLg trung bình của hỗn hợp cũng giảm do gia tăng hàm lượng cấu tử nhẹ giảm hàm lg cấu
tử nặng. Song độ hòa tan của D – K tăng khi áp suất tăng và phụ thuộc vào tỉ lệ D – K, đặc

-

biệt là khi T tăng cao hơn nhiệt độ tới hạn của hỗn hợp khí.
Các khí khác nhau có khả năng hòa tan dầu mỏ ở mức độ khác nhau, trong các khí HC, khả

-

năng hòa tan tăng lên theo thứ tự từ Mêtan, Êtan, Êtylen, Propan…
đá chứa cũng có ảnh hưởng đến giá trị của áp suất tới hạn của hệ D – K, P th sẽ giảm đi phần
nào do tính hấp thụ trên bề mặt đá các hợp phần nặng như Smol ; Asfant vốn đã nằm trong

-

dầu mỏ. Thực tế là làm giảm hàm lượng các hợp phần nặng của dầu.

Nước dư có khả năng làm tăng áp suất tới hạn của hệ D – K lên tới 10 – 15%
Trong đk vỉa dù P, T có cao, song thực tế k thể hòa tan toàn bộ các hợp phần nặng có trong

-

dầu mỏ.
Thành phần hỗn hợp khí Condensat trong đk vỉa thường chứa : Mêtan, Êtan, Propan,
Izobutan, butan…

2 - Sơ đồ biến đổi pha của hệ HC


Câu 8: So sánh chế độ năng lượng nước vận động và chế độ năng lượng
đàn hồi Dầu-Nước?
1 – Giống nhau:
-

Đều sử dụng các dạng năng lượng tự nhiên thực có trong khoáng thể, các nguồn năng lượng

-

tự nhiên đó tạo lực đẩy dầu khí di chuyển trong khe hổng của đá chứa đến đáy giếng khoan.
Công tác bắn vỉa của cả 2 chế độ này đều giống nhau. Đạt mục đích giảm lượng nước đồng

-

hành khai thác cùng dầu mỏ, thường bắn vỉa ở phía trên cùng, cách xa mặt ranh giới D – N
Pv ban đầu lớn hơn Pbh trong suốt quá trình khai thác.
Toàn bộ quá trình khai thác đều được chia thành 4 giai đoạn:
• Gd I: mở vỉa và bắt đầu khai thác

• Gd II: khai thác ổn định
• Gd III: khai thác suy giảm
• Gd IV: khai thác thu hồi dầu khí
Loại dầu khai thác: thường là dầu nhẹ.
Yếu tố khí (G) trong cả 2 chế độ này đều không đổi trong suốt quá trình khai thác do áp

•

suất vỉa lớn hơn áp suất bão hòa.
Sự thay đổi về sản lượng khai thác trong các giai đoạn về cơ bản là giống nhau:
Sản lượng dầu khai thác được:

-


trong giai đoạn I: đều tăng rất nhanh
trong giai đoạn II: đều ổn định và gần như k thay đổi
trong giai đoạn III: đều giảm rất nhanh
trong giai đoạn IV: đều giảm chậm và gần tiến về 0
tổng lượng chất lỏng khai thác và lượng nước khai thác được cùng dầu đều giống nhau





•

•

trong các giai đoạn.

2 – Khác nhau:
Áp lực nước vận động

Áp lực đàn hồi D - N


1 Nguồn năng lượng
2 Áp suất vỉa

3 điều kiện tồn tại
+ Đặc điểm tính chất
đá chứa:
+ tính chất khoáng thể
và hệ thống thủy lực.

+ đặc điểm độ nhớt
của dầu:
4 Động thái khai
thác:
+ Lượng nước thu
được cùng dầu:

Áp lực của nước rìa và nước đáy
Được duy trì khá ổn định trong
suốt quá trình khai thác, do sự bù
đắp kịp thời của nc vỉa vào phần
thể tích dầu nước được lấy ra khỏi
vỉa.

Đàn hồi của D, N và đá chứa
Áp suất vỉa giảm dần trong quá
trình khai thác, do sự dịch chuyển
của nc vỉa vào khoáng thể không
thể bù đắp được lượng dầu khí và
nc đã lấy ra khỏi khoáng thể

có độ đồng nhất tính chọn lọc cao,
độ rỗng, thấm lớn.
Nằm trong một hệ thống thủy lực
có diện tích phân bố cũng như thể
tích lớn. Có độ lien thông thủy lực
tốt với nguồn cấp bên ngoài.

Tính chất collector của đá chứa
kém.
Các khoáng thể gần như độc lập,
cách ly hoàn toàn với hệ thống thủy
lực bên ngoài. Khoáng thể nằm xa
nguồn cấp (50 – 100km) có đứt gãy
tạo thành màn chắn kiến tạo.
Độ nhớt của dầu và nước cao.

Độ nhớt nhỏ

Sau khi bắt đầu giai đoạn II được Giữa giai đoạn I đã bắt đầu thu
một thời gian nhất định mới thu được nước, do áp suất giảm nhanh
được nước đồng hành cùng dầu, khiến dầu, nước, đá chứa giãn nở.
càng về sau càng thu được nhiều
nước, do lượng dầu trong vỉa giảm

dần, nước xâm nhập nhanh, mặt
ranh giới D – N dâng lên nhanh
tiến sát tới đáy giếng khoan.


+ Tổng lượng chất lỏng khai Bắt đầu thu được từ giữa giai
thác cùng dầu:
đoạn II, với sản lượng khai thác
được tăng rất nhanh trong giai
đoạn này, biến động khá lớn trong
giai đoạn III, giảm khá nhanh
trong giai đoạn cuối do lượng dầu
thu được sụt giảm đáng kể.
5 – tốc độ thay đổi kích thước Chậm do kích thước khoánh thể
khoáng thể:
lớn
6 – hệ số khai thác:
60 – 70% trữ lượng địa chất và 85
+ giai đọa II
– 95% trữ lượng có thể khai thác.
8 – 10% trữ lượng khai thác ban
đầu hàng năm

Bắt đầu thu được từ đầu giai
đọa II, với sản lượng tăng
khá nhanh tương đối ổn
định, giảm dần trong giai
đoạn III và IV
Nhanh do kích
khoáng thể nhỏ.

50 – 55%
5 – 7%

thước

Câu 9: So sánh chế độ năng lượng khí hòa tan và chế độ năng lượng
đàn hồi mũ khí?
1 – Giống nhau:
-

Đều sử dụng các dạng năng lượng tự nhiên thực có trong khoáng thể, các nguồn năng lượng

-

tự nhiên đó tạo lực đẩy dầu khí di chuyển trong khe hổng của đá chứa đến đáy giếng khoan.
Pv ban đầu lớn hơn Pbh, Pv giảm rất nhanh
Yếu tố khí (G) trong cả 2 chế độ này đều thay đổi trong quá trình khai thác do áp suất vỉa

-

-

thay đổi nhỏ hơn áp suất bão hòa.
Toàn bộ quá trình khai thác đều được chia thành 4 giai đoạn:
• Gd I: mở vỉa và bắt đầu khai thác
• Gd II: khai thác ổn định
• Gd III: khai thác suy giảm
• Gd IV: khai thác thu hồi dầu khí
Các khoáng thể gần như độc lập,gần như cách ly hoàn toàn với hệ thống thủy lực bên ngoài.
Loại dầu khai thác: thường là dầu nhẹ

-

Lượng nước khai thác được cùng dầu đều tăng dần và bắt đầu thu được giũa giai đoạn I.
Lượng dầu thu được giảm mạnh trong GD III IV
Kích thước, thể tích, diện tích của khoáng thể gần như không thay đổi

2 – Khác nhau:

1 Nguồn năng lượng
2 điểm mở vỉa – bắn
vỉa:
3 Áp suất vỉa:

4 điều kiện tồn tại:
+ Đặc điểm tính chất
đá chứa:

+ tính chất khoáng thể

+ đặc điểm độ nhớt
của dầu:
4 Động thái khai thác:
Lượng dầu thu được:
+GD I
+GD II
Lượng khí thu được:

Năng lượng khí hòa tan

Áp lực tạo ra bởi các bọt khí tách
ra từ dầu, có xu hướng giãn nở
mạnh.
Mở vỉa ở điểm nào cũng được

Năng lượng đàn hồi mũ khí
Tồn tại trong khoáng thể, dầu được
đẩy tới đáy giếng nhờ áp lực giãn
nở mũ khí.
Bắn vỉa ở phía dưới của thân dầu
để tránh thâm nhập sớm của khí
vào giếng khoan.
Khi áp suất vỉa tiến tới nhỏ hơn áp P giảm dần làm cho khí hòa tan lien
suất bão hòa hoặc do tốc độ khai tục tách ra khỏi dầu, bổ sung cho
thác quá nhanh làm cho áp suất mũ khí, làm giảm bớt tốc độ giảm
vỉa giảm nhanh và k kịp bù đắp.
ap suất của vỉa. Nếu thể tích mũ khí
lớn thì ban đầu áp suất vỉa giảm k
đáng kể sau đó mới giảm nhanh.
Tập đá chứa có tướng thay đổi
mạnh, tính collector rất kém, đặc
biệt ở khu vực gần ranh giới tx
dầu nc.Góc nghiêng của đá thường
nhỏ, độ thấm theo phương thẳng
đứng nhở hơn phương ngang.
Gặp trong các tập đá chứa có
tướng thay đổi mạnh. Khoáng thể
nằm xa nguồn cấp, đứt gãy tạo
thành màn chắn kiến tạo.
Độ nhớt dầu nước cao

Tính chất collector trong phạm vi
thân dầu tốt đặc biệt theo phương
thẳng đứng

Tăng rất nhanh
Sản lượng đạt giá trị lớn nhất ở
giữa GD và bắt đầu giảm khoảng
cuối GD
Bắt đầu GD I đã thu được khí do P
giảm nhanh tới dưới giá trị P bh và
đồng thời trong dầu cũng hòa tan
khí nên P giảm khí tách ra. P càng

Tăng nhanh
Sản lượng dầu thu đc ổn định

Xuất hiện trong các khoáng thể dầu
khí kín, chiều cao khoáng thể lớn,
thể tích mũ khí lớn hơn nhiều thể
tích thân dầu.
Thấp

yếu tố khí gần như k thay đổi trong
GD I II và đến cuối GD III do
lượng khí hòa tan lien tục tách ra
khỏi dầu bổ sung vào mũ khí, giảm


giảm thì lượng khí thu được càng

nhiều và đạt giá trị Max trong giai
đoạn III sau đó lượng khí thu được
giảm dần trong giữa GD III và GD
IV do lượng dầu khai thác được
giảm mạnh
5 hệ số khai thác

Hệ số thu hồi: 0,15 ~ 0,2

bớt tốc độ giảm áp suất vỉa.
Cuối GD III do lượng dầu lấy ra
khỏi vỉa lớn, làm cho mặt ranh giới
K – D hạ thấp đến gần khoảng bắn
vỉa hoặc tính chất không đồng nhất
của đá chứa hoặc tốc độ khai thác
nhanh k hợ lý… làm cho yếu tố khí
tăng lên
40 -50%

Câu 10: Vai trò của quá trình mao dẫn trong đẩy dầu từ khe hổng?
-

Trong khe hổng với kích thước vi mao dẫn chất lưu chỉ tồn tại ở một pha duy nhất và k thể

-

d/c được do lực giữ mao dẫn.
Trong khe hổng với kích thước mao dẫn sự d/c của chất lưu còn phụ thuộc vào trạng thái
pha của chất lưu: chất lưu ở 1 pha duy nhất sẽ dễ d/c hơn khi ở trạng thái pha khác nhau k

-

hòa trộn, giữa chúng có màng ngăn cách và xuất hiện hiệu ứng zamen, trễ động học.
Đá chứa là hiếu nước, tại mặt tx D – N lực mao dẫn có tác dụng gia tăng tính thấm ướt và

-

tốc độ điều hòa phân bố lại của các chất lỏng.
P mao dẫn trong khe hổng có kích thước nhỏ sẽ lớn hơn áp suất mao dẫn trong khe hổng có
kích thước lớn hơn.


→ trên mặt ranh giới tx D – N xuất hiện sự cản trở dòng thấm mao dẫn, nước theo kênh nhỏ thâm
nhập vào phần chứa dầu của vỉa, còn trong khe hổng lớn hơn thì dầu bị đẩy vào phần chứa nước.
Tốc độ của quấ trình này phụ thuộc vào đặc điểm tính chất của hệ thống vỉa. Đặc biệt là tương
quan độ lớn lực mao dẫn bên trong và bên ngoài của kênh dẫn với kích thước nhất định. Kể cả khi
lực mao dẫn bên ngoài lớn hơn bên trong ( tạo chênh lệch áp suất cao làm cho nước đẩy dầu với
tốc độ lớn) đẩy mặt ranh giới D – N d/c nhanh, trong khi tính hiếu nước của đá trong môi trường
tĩnh gây ra hiện tượng trễ lại cản trở d/c.
→lực mao dẫn không thể phát huy, dầu sẽ đứng tại chỗ và k d/c được. Trên thực tế sản xuất, khi
bơm ép, mặt tuyến đẩy dầu nước d/c với tốc độ 0.5 ~ 1 m/ng.đ
-

Hiệu quả của hiệu ứng mao dẫn còn tùy thuộc vào sự lựa chọn loại nc để bơm ép vào vỉa,
tùy cách tác động làm thay đổi theo hướng có lợi một số tính chất của nước bơm ép (sức

•

căng mặt ngoài, độ nhớt,…)
Vai trò của hiệu ứng mao dẫn trong quá trình đẩy và thay thế dầu bằng nước:

Trong khe hổng của vỉa đá kỵ nước, nơi mặt khum tx chống lại quá trình đẩy và thay thế
dầu bằng nước, ảnh hưởng của lực mao dẫn mang tính tiieeu cực, làm giảm hệ số thu hồi

•

dầu.Vì vậy cần tạo chênh áp cao sử dụng nc có sức căng mặt ngoài nhỏ để đẩy thay thế dầu.
Trong khe hổng của đá hiếu nước, hiệu ứng mao dẫn biểu hiện phức tạp. Do đa phần đá
chứa dầu ở mức độ này hay mức độ khác đều thấm ướt tốt đối với nc
→ dùng nước với đặc tính thấm ướt cao để đẩy và thay thế dầu trong khe hông đá chứa, kết

hợp điều chỉnh tốc độ d/c nước chậm để phát huy tác động của hiệu ứng mao dẫn, nhằm đạt hệ số
thu hồi dầu cao đặc biệt là trong đá nứt nẻ.
-

Nước có khả năng thấm ướt tốt, phát huy dc lực mao dẫn trong môi trường khe hổng, rất
thích hợp cho bơm ép vào vỉa để duy trì áp suất và đẩy dầu. Các khoáng thể chứa nc vỉa loại
kiềm, tạo sức căng mặt ngoài nhỏ nên ranh giới tx với dầu thường đặc trưng bởi hệ số thu

-

hồi dầu cao.
Tại các khoảng bất đồng nhất xuất hiện gián đoạn trên mặt tx D – N là nguyên nhân dẫn đến
hình thành các vùng chết mà nc k thể thâm nhập để thay thế đẩy dầu. Quanh các vùng chết
còn xuất hiện khoảng hỗn hợp D – N mao dẫn xâm nhập. Do hiện tượng ma dẫn, nước thấm


sâu vào các khoảng chứa dầu nằm bên cạnh ranh giới tx D – N thông qua các khe có kích
thước nhở và trung bình, thúc đẩy hình thành khoảng chứa hỗn hợp D – N, phá hủy tính lien
tục của pha dầu, làm giảm khả năng đẩy và thay thế dầu bằng nc.
→ hệ số thu hồi dầu trên các khoảng bất đồng nhất thường rất thấp do mặt tuyến đẩy dầu –

nc bị gián đoạn, nc k thể đẩy và thay thế dầu dc.
-

Hệ số thu hồi dầu phụ thuộc tính chất cơ lý đá, tính chất các chất lưu và đặc điểm đẩy và
thay thế giữa các chất lưu, các yếu tố động học đẩy – cơ chế phá vỡ lớp dầu dị thường trên
bề mặt đá, sự phân tán hay tích tụ các phần tử trong khe hổng của đá, độ líp chặt…

→ Lực mao dẫn là không thể thiếu trong cơ chế đẩy và thay thế dầu bằng nước.
→ Cường độ và hướng tác động của lực mao dẫn lại phụ thuộc vào đặc điểm địa chất của hệ
thống chứa, đặc điểm thủy động học nước vỉa.
→ Đẩy dầu từ đá chứa có tính hiếu nước cao tốt nhất là bằng nước có sức căng mặt ngoài nhỏ.

Câu11: Phân tích quá trình đẩy và thay thế dầu bằng khí và nước?
•
•
•

Đặc điểm chung của quá trình:
Dầu và chất đẩy thay thế đều đồng thời di chuyển trong môi trường xốp của đá chứa.
Không bh đẩy và thay thế dc 100% dầu chứa trong khe hổng.
Do tính phân lớp và bất đồng nhất của đá chứa, độ nhớt của nước và khí nhỏ hơn độ nhớt
của dầu nên trong đk nhất định nc hoặc khí sẽ vượt lên trc dầu dẫn đến hình thành khoảng

•
•

chết.
Sự bh đa pha của các khe hổng, làm thay đổi độ thấm pha của mỗi loại chất lưu.
Trên toàn bộ chiều dài từ ranh giới dầu nc đến đáy giếng khai thác tạo thành các khoảng

-

khác nhau về mức độ bh các loại chất lưu.
Độ bh nước giảm từ giá trị Smax tương ứng với khoảng bh 100% nước xuống giá trị bh nc
dư:


•

Giai đoạn I: độ bh nc giảm điều độ từ S w.max xuống SW – d.t.th tương ứng với ranh giới đẩy dầu
tức thời Sd.min. trong khoảng này khe rỗng của đá bh bằng hỗn hợp dầu nc và nc dần đẩy dầu

•

ra.
Giai đoạn II: khoảng trung gian chuyển tiếp sang vùng bh gần 100% dầu với chiều dài từ

•
-

vài mét đến hàng chục mét, tỉ lệ bh D – N biến đổi nhanh.
Giai đoạn III: dòng chất lưu chứa 100% là dầu.
Khí có thể đẩy theo cơ chế Piston khi độ bh khí k quá 15% thể tích khe hổng, >15% thì dầu

-

bị dòng khí cuốn theo và dòng 100% khí khi độ bh khí >35%
Trong mtr xốp, trong suốt thì khi P giảm nhanh cũng k tạo ra nhiều bọt khí kích thước lớn
trừ khi bề mặt thấm ướt hoàn toàn boeir pha lỏng, khí hòa tan tách ra thành pha riêng biệt

-

bắt đầu từ bề mặt pha rắn chứ k phải bắt đầu từ trong pha lỏng.
Những bọt khí đầu tiên xuất hiện trong khoảng có độ thấm nhỏ (khe hổng kích thước nhỏ)
tiếp đó phát triển theo chiều dài cho tới khi đạt đến khe hổng có kích thước lớn hơn, tiếp đó
phát triển theo chiều ngang vì áp suất mao dẫn k cho bọt khí di chuyển trong khe hổng có
kích thước nhỏ, theo tj kích thước bọt khí lớn dần, số lượng nhiều và chúng kết hợp với
nhau đẩy dầu ra khỏi khe hổng.

→ Đây là giai đoạn đẩy dầu hiệu quả nhất cho đến khi tất cả các bọt khí kết hợp vs nhau tạo thành
khoảng chứa thuần khí. Sau thời điểm này yếu tố khí tăng cao do khí có độ nhớt nhỏ nên d/c vượt
lên trên dầu đến đáy giếng khoan.
-

Hiệu quả đẩy thay thế dầu bằng nc và khí phụ thuộc k nhỏ vào mức độ bất đồng nhất của
đất đá. Bất đồng nhất cao về cấu trúc vỉa chứa có ảnh hưởng lớn hơn cả đến khả năng thâm

-

nhập, đẩy, rửa và thay thế dầu, ảnh hưởng quyết định đến hệ số khai thác dầu.
Các vi bất đồng nhất – sự phân lớp mỏng, cấu trúc phức tạp của khe rỗng là nguyên nhân
chính gây hiện tượng nc (khí) d/c lên phía trc tạo hỗn hợp k hòa tan vào nhau D – N trong

-

khe hổng, làm tăng vai trò cản trở của lực maoi dẫn và giảm hệ số thu hồi dầu.
Khe hổng của đá hiếu nước dầu dc đẩy và thay thế tốt hơn khi nc có sức căng mặt ngoài
lớn, ngược lại từ khe hổng của đá kị nc, hiệu quả đẩy thay thế dầu tốt khi nc có sức căng

•

mặt ngoài nhỏ.
Dầu sót lại trong khe hổng dưới dạng:
Bị giữ bởi lực mao dẫn trong các khe rỗng kích thước mao dẫn dưới dạng cột khe hổng
hoặc vành khăn nơi tiếp xúc mặt đá. Trong khe hổng của đá ưa nc dầu bị giữ lại dưới dạng


hạt bao bọc bởi nc. Trong khe hổng đá kị nc, dầu bị giữ lại trong khe vi mao dẫn ở nơi tx
•
•
•

với mặt đá.
Màng bao phủ trên bề mặt đá
Trong vùng chết có độ thấm rỗng kém
Trong thấu kính nhỏ cách biệt hoặc bị ngăn cách bởi lý do chắn kiến tạo.

Câu 12: Sự phụ thuộc hệ số nhả dầu vào điều kiện “Tiêu tháo”?
-

Với các vỉa có góc nghiêng nhỏ, diện tích mặt tx dầu nc lớn, giai đoạn ngập nc sẽ kéo dài
hơn, lượng dầu khai thác dc cũng nhiều hơn. Vì vậy hệ số nhả dầu ở mỗi giai đoạn cũng

-

khác nhau.
Hệ số nhả dầu còn phụ thuộc nhiều vào dạng và cách thức sử dụng năng lg tự nhiên của vỉa

•

chứa:
Khi khai thác với chế độ năng lượng nc vận động, hệ số nhả dầu đạt giá trị cao nhất:

+ do dạng năng lg này thường có dự trữ lón, gần như k tiêu hao trong quá trinhg khai thác.
+ tương quan độ nhớt, sức căng mặt ngoài D – N thuận lợi cho quá trình đẩy thay thế dầu nc
+ về mặt hóa lý thì nc có khả năng rửa dầu tốt hơn khí
•

Hiệu suất đẩy và thay thế dầu bằng năng lg đà hồi D – N nhỏ hơn so với năng lg nước vận

•

động do hạn chế về thể tích vật chất đàn hồi.
hệ số nhả dầu đạt giá trị thấp khi khai thác ở Chế độ năng lg mũ khí hoặc khí hòa tan:

+ năng lg này thường hạn chế, tiêu hao nhanh
+ khí linh động hơn dầu, cố bứt phá d/c trc dầu đến đáy giếng, làm giảm nhanh năng lg vô ích.
+ khí k thấm ướt so vs đá nên khả năng đẩy và thay thế pha lỏng trong khe hổng kém hơn nc
+ hiệu quả đẩy dầu của năng lg mũ khí có hiệu quả hơn so với khí hòa tan do sự phân hóa theo
KLr do khí nằm trên, bị hạn chế khả năng chạy vượt dầu đến đáy giếng khai thac.


-

Hệ số nhả dầu thường đặc trưng cho các vỉa đá chứa có độ bất đồng nhất cao. Nếu vỉa là
mtr rỗng bao gồm nhiều ống và kênh chỉ thông nhau 1 đầu thì hiệu quả đẩy và thay thế dầu

-

từ khe rỗng bằng nc hoăcj khí sẽ rất khó khăn.

Khi các chất đẩy và bị đẩy ở dạng lỏng có thể bị hòa tan lẫn nhau thì hiệu suất đẩy và thay

-

thế cao, hệ số nhả dầu có thể đạt tới 95%
Độ nhớt của dầu cao làm giảm hệ số nhả dầu của đá chứa: do giảm khả năng đẩy và thay
thế dầu bằng nc, tiếp đến tạo ra nhiều vùng với nhiều kênh dẫn nhỏ cho nc thâm nhập vào

-

sâu trong khoảng chứa dầu, cản trở d/c của dầu.
Độ lớn riêng bề mặt có ảnh hưởng không nhỏ tới hệ số nhả dầu: khi dầu k thấm ướt bề mặt
đá, một phần dầu tạo màng bao quanh mặt đá thì dầu chỉ có thể lấy ra khỏi khe hổng khi có

-

nhug tác động đặc biệt.
Tính bất đồng nhất của đá chứa về cấu trúc, thành phần thạch học,… tạo ra nhiều khoảng nc
và khí k thể xâm nhập vào để đẩy và thay thế dầu, làm cho hệ số nhả dầu giảm.