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.


•

•

•

•


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

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 p0,9g/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

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

-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

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

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 :
-


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


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.


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.



-

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


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

-

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:

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


-

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

•

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.