Порода параметр

Сравнение кинетических параметров на различных катализаторах показывает, что для гомогенного пиролиза, кварца и горелой породы параметры а, Х и [c.12]

Распространение в почве. Минеральные смазочные масла проникают в почву главным образом под действием силы тяжести и поверхностно-активных сил. Распространение масла зависит от вида и структуры подпочвенного слоя, гидрологических условий и свойств масла (плотности, вязкости, смачивающей способности, содержания и типов присадок и других свойств). Проницаемость и капиллярность - физические параметры, характеризующие осадочные горные породы, зависят от гранулометрического состава и объемной плотности. Непористые породы характеризуются трещинами, расщелинами, отслоенными поверхностями и карстовыми явлениями. Проницаемость почвы или породы, характеризующая скорость просачивания и боковое распространение минерального масла, составляет от 10 до 10 м/с для водонасыщенных осадочных пород и снижается с увеличением содержания воды в поро- [c.228]

Во все другие формулы табл. 1.1 (графы 5-9) в качестве характерного размера входят величины, пропорциональные (где /с-коэффициент проницаемости породы), методы определения которых хорошо известны. Формулы этой группы не имеют принципиальных преимуществ и одинаково удобны для практического использования. Для этих формул характерно то, что все они приводят к очень широким диапазонам изменения Re,p для различных пористых сред. И это представляется вполне естественным ввиду разнообразия свойств испытанных пористых сред. Кроме того, это свидетельствует о том, что ни в одну из предложенных формул для определения Re не входит полный набор параметров, позволяющий характеризовать сложную структуру пористых сред, использования для этой цели коэффициентов пористости и проницаемости явно недостаточно. [c.21]

Совершенно иной подход к генетической типизации был предложен нами. Каждая нефтегазоматеринская толща генерирует нефть своего генетического типа. Даже если разные нефтематеринские породы имеют ОВ одного и того же, например морского, генезиса, оно должно различаться по определенным параметрам — "генам" и эти параметры должны наследоваться нефтями. Нефти, генерированные разными нефтематеринскими толщами, обязательно должны различаться по специфическим признакам, которые они унаследовали от ОВ. Поэтому не могут быть использованы для генетической типизации приведенные выше критерии различия нефтей из морского и "континентального" ОВ, так как эти параметры характерны для любого ОВ, из пород любого возраста и любого бассейна, если оно морского или континентального генезиса. Как показали наши исследования, наиболее информативны для генетической типизации структурные особенности УВ высококипящих фракций, т. е. углеродный скелет молекул, изотопный состав углерода и серы. [c.9]

Генетические критерии должны отражать прежде всего унаследованные от ОВ нефтематеринских пород черты, а не признаки вторичных изменений нефтей. В первую очередь генетические критерии связаны с реликтами, т. е. соединениями, непосредственно "перешедшими" в нефть из ОВ нефтематеринских пород. С этих позиций нами были проанализированы многие параметры состава нефтей — углеводородный состав бензинов и отбензиненной части нефти (количество, соотношение разных УВ, их структурные особенности, индивидуальный состав УВ). Были изучены также смолы и асфальтены количество, соотношение, содержание и состав порфиринов, состав кислородсодержащих компонентов, и. с. у. нефтей и отдельных их фракций. [c.37]

Среди рассмотренных нами генетических параметров нет универсальных, по величинам которых можно выделить генотипы в любой нефтегазоносной провинции, за исключением изотопного состава серы. Таким образом, в каждой нефтегазоносной провинции имеется свой набор информативных показателей генетической типизации нефтей. А в некоторых случаях даже в пределах провинции набор генетических показателей и их числовые значения неодинаковы для разных тектонических зон. Это связано с тем, что "генетические черты" наследуются нефтью от ОВ нефтематеринских пород конкретных зон генерации. [c.42]

Уравнения регрессии для расчета физикохимических параметров по спектральным Коэффициенты корреляции состава нефти с условиями залегания пород Уравнения регрессии для прогнозирования состава нефти по заданным геологическим параметрам [c.46]

Константы важнейших породообразующих минералов хорощо известны. Гидратация минералов, сопровождающаяся вхождением воды в кристаллическую решетку, приводит к изменению их упругих констант (обычно в сторону меньшей жесткости). Однако для геологии наибольший интерес представляют не свойства отдельных зерен, а эффективные константы агрегатов, определяемые не только константами компонентов кристаллического скелета, но также размером и распределением пор, трещин и других нарушений сплошности. Среди экспериментальных методов определения упругих параметров пород особое значение имеет измерение скоростей продольных Vp) и поперечных (о ) волн, связанных с модулем сдвига х и модулем объемного сжатия К простыми соотношениями [c.85]

Еще более широкие возможности открывает варьирование состава минералов в силу их исключительного многообразия. Кварц и силикаты, слагающие подавляющее большинство-пород, содержат в основном связи Si—О и связи катион — кислород атомы алюминия могут быть катионами или заменять Si. Эти связи играют различную роль при разрушении силикатных минералов разных структурных типов [275]. В кварце и каркасных силикатах (полевых шпатах) обязательно рвутся силоксановые связи в цепочечных и ленточных си-ликатах возможно скольжение и разрыв по определенным плоскостям, образованным только связями Ме—О в островных силикатах связи Si—О—Si отсутствуют. Перечисленные связи различаются по геометрическим параметрам (длина, валентные углы), распределению электронной плотности и энергии связи колебания этих величин для отдельных классов силикатов имеют более узкие пределы, [276]. Важно, что во всем диапазоне изменений полярности связей Si—О они остаются существенно ковалентными, несмотря на большую разницу [c.93]

Границы зерен в горных породах определенным образом распределены по энергии. Параметры этого распределения могут быть найдены, например, по распределению углов в тройных межзеренных стыках. Зная приближенное значение межфазной энергии твердое тело — жидкость, можно оценить важную величину — долю границ, для которых выполняется условие Гиббса — Смита. Если известно напряженное состояние поликристалла, то в уравнение (5.11) можно внести дополнительные поправки с учетом распределения напряжений по отдельным границам. Такая задача была решена Д. А. Крыловым. Это позволяет перейти к решению вопроса о степени связности жидкой фазы, находящейся на границах. Эффективным аппаратом для этого служит теория протекания, которая не только дает пороговые значения концентрации проводящих элементов, но и позволяет оценить транспортные свойства гетерофазного материала на основе представлений о топологии бесконечного кластера. [c.100]

Большое внимание в книге уделяется свойствам водяного пара как растворителя различных неорганических соединений. Эти свойства вызывают значительные осложнения при эксплуатации современных тепловых электростанций, использующих пар сверхвысоких параметров. Надкритический водяной пар играет большую роль в образовании некоторых типов эндогенных рудных месторождений, а также в процессах преобразования осадочных пород, контактирующих с интрузивами. [c.4]

Другой физико-химический показатель эффективности действия ПАВ — косинус краевого угла смачивания со5 0 — используют при анализе тройных гетерогенных систем типа жидкость — жидкость — твердое тело, жидкость — газ — твердое тело, при процессе вытеснения нефти это система нефть — вода — горная порода. Использование параметра СО5 0 вызвано тем, что прямое измерение поверхностного натяжения твердого [c.67]

Изменение этих параметров в процессе фильтрации нефти позволяет проследить кинетику адсорбции активных компонентов, нефти на адсорбенте. Процесс адсорбции считается законченным и фильтрация нефти прекращается при выравнивании этих параметров в пробах нефти на выходе кернодержателя с параметрами исходной нефти. Для определения количества адсорбированных породой асфальтенов проводят следующие операции. [c.57]

Физико-химическую сторону процесса характеризуют два параметра поверхностное натяжение на границах раздела нефть — вытесняющая вода, нефть — погребенная вода и краевой угол избирательного смачивания в системе нефть — вода — порода. [c.177]

В справочнике приведены сведения о физико-механических свойствах горных пород, о составе и свойствах взрывчатых веществ, дана подробная характеристика современных средств взрывания. Изложены основные понятия о действии зарядов в твердых средах, приведены расчетные формулы для определения параметров зарядов ВВ, даны сведения о методах и способах производства взрывных работ, об уничтожении и испытании взрывчатых материалов, освещена современная технология взрывных работ. В справочнике также приведены необходимые данные по организации, механизации и обеспечению безопасности взрывных работ на карьерах. [c.215]

Эти формулы просты, однако надо отдавать предпочтение тем из них, в которых связывается наибольшее число параметров, характеризующих дробилку и измельчаемый материал. Используемые Выксунским заводом в формуле значения коэффициента к показывают, что производительность щековой дробилки не зависит от прочности материала для мягких и весьма твердых пород значения к одинаковы. [c.51]

Комплексный подход к решению вопроса об отнесении породы к коллекторам-неколлекторам обусловливает связь литологических характеристик с параметрами начального водо- и нефтенасыщения, геофизическими параметрами с оценкой коэффициентов продуктивности пласта — интервала и даже с учетом технико-экономических показателей (например, минимальных рентабельных дебитов. добывающих скважин). [c.17]

По указанным аномальным данным были построены карты распространения гидрофобных пород, которые затем служили основой для контроля за ходом разработки залежей в этих пластах. Поскольку отложения яснополянского надгоризонта сравнительно однородны по пористости и проницаемости и эти параметры здесь не аномальны, объяснение необычных геофизических измерений закономерно было связано с неоднородностью поверхностных свойств пород. В дальнейшем это подтвердилось данными прямого изучения кернов и анализов динамики разработки. [c.25]

Одним из основных параметров, характеризующих физикохимическую природу пластовой системы, следует считать смачиваемость пласта вытесняющим агентом. В связи с этим нефтесодержащие коллекторы следует классифицировать как а) гидрофильные (0 30" ) б) гидрофобные (0>9О°) в) породы с промежуточным значением угла смачиваемости (ЗО°<0<9О°) г) породы с переменны.м значением угла смачиваемости в микро-и макромасштабе. [c.100]

В настоящее время информацию о неоднородном строении пористой среды можно получить, применяя различные методы поро-метрического анализа. Эти методы позволяют автоматически получать как средние значения параметров пористой среды, так и значение функции распределения. Аналогично можно получить значение корреляционной функции. Статистическая обработка данных о различных микронеоднородных пористых средах (песчаниках, карбонатных породах) показывает, что нормированную корреляционную функцию можно получить в следующем виде [c.203]

Рис. 8.13. Определение ширины зоны пластических деформаций, вбеспечива-ющей устойчивость ствола скважины в различных породах. Параметры ф и с определялись по диаграммам Мора с использованием даннь1х, приведенных на рис. 8.6

Сравнение значений кинетических параметров этилена на различных катализаторах показало, что, как и при пиролизе н-гептана, для пустого реактора, кварца и горелой породы параметры сг, Х и Х2 близки, что указывает на одинаковый механизм протекания реакций пиролиза. Оценка полученных результатов также показала значения сг для этилена, как при пиролизе н-гептана, так и при пиролизе прямогонного бензина, являются близкими, что указывает на слабовы-раженную зависимость данного параметра от состава сырья. [c.17]

Изучение во многих регионах нефтей, залегающих в разных стратиграфических комплексах, разделенных непроницаемыми региональными покрышками, показало, что они отличаются друг от друга по ряду параметров, характеризующих структуру парафино-нафтеновых УВ, и по их групповому и индивидуальному составу [1]. Кроме того, стало ясно, что недостаточно классифицировать нефти лишь по составу или по характеру их преобразованности (окисленные, фильтрованные), как это делалось ранее некоторыми геохимиками. Очень важно провести генетическую типизацию нефтей для того, чтобы установить, во-первых, разными ли или одними и теми же породами они были генерированы и, во-вторых, с материнскими породами какого именно стратиграфического комплекса связана генерация данной нефти. В связи с этим мы ввели понятие — генетический тип нефти, которое сейчас стало применятыся многими геохимиками. [c.4]

СНг- и СНз-групп, изотопному составу углерода этой фракции, соотношению бензольных, нафталиновых и фенантреновых У В, по различиям в индивидуальном составе полициклических аренов [1]. Параметры, характеризующие структуру УВ, как показали данные корреляционнорегрессионного анализа [5, 11], имеют наименьшую тесноту связи с геологическими условиями залегания, т. е. они меньше всего подвержены влиянию внешних факторов. Изучение УВ высококипящих фракций нефтей позволило установить сходство между нефтями и ОВ пород в пределах одного и того же стратиграфического комплекса. Так, в ряде регионов (Предкавказье, Волго-Урал) наблюдалась близость между нефтями и ОВ материнских пород по таким показателям, как число нафтеновых циклов в молекуле парафино-нафтеновой фракции, индивидуальный состав полициклических ароматических УВ, и. с. у. нефтей и фракций. Отмечается однонаправленность изменений этих параметров по разрезу как в нефтях, так и в ОВ, что свидетельствует об их унаследованности нефтями от ОВ материнских пород. [c.10]

Трудность генетической типизации нефтей в данном регионе заключается 8 том, что здесь, как показано выше, было установлено, особенно в надсолевых отложениях, много окисленных и часто сильноокисленных нефтей, отмечались также перетоки нефти из нижележащих в вышележащие пласты. Из всех генетических параметров наиболее информативен коэффициент Ц. Как видно из рис. 8, в нефтях, залегающих в девонских отложениях, Ц колеблется от 6 до 8 (среднее 7,3), а процент СН -групп (п > 4) - от 30 до 46 (среднее 36,5) в нефтях в каменноугольных отложениях Ц уменьшается до 4,4-6,7 (среднее 5,2). Величины Ц = 4,3-6 встречаются только в нефтях, залегающих в каменноугольных отложениях. Генетический признак пермских нефтей - величины Ц 8-13, не встречающиеся в нефтях, приуроченных к другим стратиграфическим подразделениям. Нефти с Ц 8—13 не могли попасть в пермские отложения из девонских или каменноугольных, так как в последних нет таких нефтей. Вместе с тем в пермских породах на ряде месторождений встречены нефти, сходные (по коэффициенту Ц) с нефтями в каменноугольных и даже в девонских отложениях (табл. 26). [c.63]

Различия в составе УВ из ОВ различного фациального генетического типа, обусловленные неодинаковым составом исходного органического материала и в первую очередь разными условиями его захоронения и преобразования, наследуются нефтями. В связи с этим каждому циклу нефтегазообразования соответствуют нефти со своими специфическими чертами, свой генетический тип. Следует, однако, отметить, что в одном и том же цикле нефтегазообразования, но протекавшем в разных нефтегазоносных бассейнах, состав ОВ даже одного фациально-генетического типа может быть неодинаков. Например, битуминозные вещества, генерированные гумусовым ОВ визейских нефтематеринских толщ Волго-Уральской и Днепровско-Донецкой НГП, различаются по количеству и составу сероорганических соединений, количеству порфиринов и другим параметрам. Поскольку нефти наследуют от ОВ нефтематеринских пород специфические черты а, как было показано выше, нефтематеринские породы разных циклов по составу ОВ неодинаковы, то и нефти, генерированные этими ОВ, также различаются. Поэтому одним из главных критериев цикличности процессов нефтегазообразования является наличие в разрезе нефтей разных генетических типов. [c.106]

В итоге можно отметить, что при фильтрации нефтей через терриген-ные породы структура парафиновых цепей меняется мало. Отмечается лишь тенденция к уменьшению в фильтрате доли длинных цепей, возрастанию роли коротких, уменьшению степени разветвленности. Вместе с тем абсолютные значения изменения параметров очень небольшие, что нашло отражение в малой изменчивости коэффициентов Ц и Р1. [c.119]

Гипергенные и катагенные изменения нефтей определяются геологическими условиями их залегания. Уравнения регрессии, отражающие зависимости между параметрами, неодинаковы по набору параметров состава нефти и по тесноте связи с разными геологическими показателями для разных циклов. В зависимости от времени нахождения нефтей в зоне гипергенеза или в зоне катагенеза с температурой выше той, действие которой испытали материнские породы в палеотемпературной зоне активной генерации и эмиграции масштаб вторичных изменений нефтей будут разный. Отсюда вытекает необходимость для правильного прогнозирования состава нефти изучения ее палеотемпературной истории и количественно выраженной тесноты связи с геологическими условиями залегания. [c.183]

В основе генетической типизации (классификации) нефтей лежат теоретические представления о том, что нефти наследуют от ОВ материнских пород специфические черты, которые отражены в ряде параметров их структурно-группового и изотопного состава. В нефтях ойнаружены реликтовые структуры, большую часть которых составляют алифатические УВ, наследуемые нефтью от ОВ пород, в некоторых случаях без существенной трансформации или с незначительными изменениями. [c.186]

Сопоставление конкретных нефтей и ОВ нефтематеринских пород, в которых происходила генерация нефтей, показывает, что такие параметры состава и структуры УВ, как соо чошение пристана и фитана, тип пара-фино-нафтеновых конденсированных структур, структурный "код" молекул (наличие и соотношение различных структурных группировок) очень близки, а иногда и идентичны. В некоторых случаях нефти и ОВ пород сходны по набору и содержанию индивидуальных полициклических УВ. [c.186]

Другие геологические данные, такие, как подъем Гренландии и Фенноскандии после таяния ледников, также могут быть интерпретированы на основе подобного механизма, если воспользоваться изестными параметрами для силикатных пород, водосодержащей магмы и РГ-условиями в астеносфере (зона пониженной вязкости). [c.91]

Кратко остановимся на истиуных критических параметрах нефтей и газонефтяных систем, которые также (представляют интерес в связи с выяснением вопросов о возможности переноса нефти в осадочных породах в газовой фазе. [c.39]

Для выяснения второй стадии процесса первичной миграции углеводородов, а именно для проверки возможности переноса газом растворенных в нем УВ, через породы различной литологии и проницаемости также осуществлено большое число опытов) при пластовых параметрах. Они проводились на установке, состоящей из трех основных аппаратов высокого давления сосуда равновесия, приемного сосуда и картодержателя, [Жузе Т. П., Сафронова Т. П., 1967]. [c.123]

Иногда в райо нах крупных центров потребления газа может не оказаться выработанных газовых или нефтяных залежей, пригодных для создания подземного хранилища, однако в геологическом разрезе пород этих районов часто имеются водонасыщенные пласты, в ловушках которых можно создать подземные хранилища газа. Хранилища в водоносных пластах образуются за счет (Вытеснения из пористого пласта жидкости (воды). Перед устройством хранилища ведут исследования и прО бные закачки газа для оценки параметров пласта и свойств насыщающих его жидкостей и газа, а также для получе1Ния данных о технологическом режиме работы шважин. С этой целью используют существующие скважины или бурят новые. Обычно скважины подземных хранилищ периодически выполняют функции нагнетательных и эксплуатационных скважин. [c.138]

Геофизические методы основаны на измерении с помощью специальных приборов таких явлений и параметров, как гравиметрические и магнитные аномалии, электропроводимость пород, особенности распространения сейсмических колебаний, возникак>-щих при искусственных взрывах. Ведущим методом при поисках ловушек для нефти и газа является сейсморазведка. [c.9]

При выделении самостоятельных эксплуатационных объектов проектировщикам крайне важно и всегда затруднительно решить вопрос о кондиционных пределах параметров пород-коллекторов. Для решения этого вопроса было предложено, обосновано и использовано множество методик и подходов как Для нефтяных, так и для газовых месторождений с привлечением геологической, геофизической, технолого-экономической информации. Но редко когда учитывается характер микропроцессов в литологических разностях, т. е. происходит ли фильтрация в алевролитах, или микрореологические и адсорбционные силы исключают ее. Все это в любой методике оценки кондиционных пределов играет немаловажную роль. [c.7]

По мнению авторов, Ьрежде чем применять и искать вероятностно-статистические зависимости и характеристики, необходимо предельно полно выявить детерминированные физико-геологические закономерности строения, изменчивости продуктивных горизонтов, коллекторских свойств и других литологических факторов, в залежи или месторождении. Нельзя забывать, что большинство геологических (и литологических) процессов, относящихся к залежам углеводородов, представляет собой сочетание закономерных и случайных составляющих, но первые из них в большинстве случаев, имеют превалирующее значение. Между строением (неоднородностью) коллекторов и условиями (закономерностями) осадконакопления существует генетическая связь. Случайными в количественных характеристиках этих процессов образования геологических тел (толщины слоев, прерывистость, проницаемость и т. д.) являются не сами величины параметров (по скважинам, зонам, участкам, интервалам), а отклонения их от средних значений, которые детерминироваино предопределены геологической историей формирования отложений. Средние величины эффективных толщин, проницаемости, пористости, состава пород и других литологических параметров должны рассматриваться как количественное отражение региональных закономерностей осадконакопления, а отклонения от средних — это результат частых или локальных эффектов, сопутствующих этому процессу. [c.20]

Знание литологпческих и гидродинамических факторов необходимо также при разработке залежей битумов, например с применением метода внутрипластового горения или закачки теплоносителей в пласты. В первом случае важна литологическая информация о наличии проницаемых разностей пород в теле битуминозного песчаника и о вещественном составе скелета пористой среды (в том числе о составе минерального остатка после горения). Во втором случае при технологии комбинированного термовоздействия, предложенной, например, в работе [25, 26] требуется знать свойства (рабочую толщину, ФЕС, сообщаемость пластов в скважинах и другие литологические параметры) водонасыщенных подстилающих (или расчленяющих) пропластков, куда предполагается закачивать горячий рабочий агент. [c.32]

С гидродинамической точки зрения такой тип неоднородности для изучения общих закономерностей фильтрации несмешивающихся жидкостей можно свести к двум видам к однородному иласгу, если указанные неоднородные участки хаотично разбросаны ио всей площади или ио толщине пласта, и,к слоистому, если эти участки ориентированы таким образом, что образуют как бы несколько непрерывных каналов разных фильтрационных свойств. В первом случае влияние местной неоднородности на интегральные показатели заводнения должно быть сведено до минимума, учитывая неизмеримо большие размеры месторождения и расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами. Во втором же случае основные, особенности заводнения можно определить на, моделях слоистых пород. Однако при постановке опытов на образцах породы с равномерно распределенными участками различной проницаемости нельзя пользоваться предельными величина,ми условий моделирования, рекомендованными в работе Д. А. Эфроса, поскольку они установлены для микронеоднородных пластов, в которых формирование-зоны активного капиллярного проявления (стабилизированной зоны) обусловлено различием поровых каналов. Физическая сущность условий приближенного моделирования, предложенных Д. А. Эфросо,м, в основном сводится к тому, чтобы при заданном градиенте давления свести отношение длины зоны капиллярного обмена к длине модели до пренебрежимо малого значения, ири которо,м стабилизированная зона практически перестает оказывать влияние на показатели заводнения. Это основное положение-приближенного моделирования должно оставаться в силе и при постановке опытов на моделях с другими видa и неоднородности и, в частности, на образцах породы с локальной неоднородностью. Но для нород с таким типом неоднородности необходимо-определить предельные значения критериев гидродинамического подобия, принимая при это,м в качестве характерного параметра пористой среды не средний размер пор, а средний размер неоднородных участков, слагающих исследуемый пласт. Аналогичные рассуждения справедливы также для пород с локальной неоднородностью, которые можно с гидродинамической точки зрения трансформировать в трубки тока, простирающиеся от линии нагнетания до линии отбора жидкости. [c.108]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология