2.Пористость горной породы.

Пористость – это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую(пустоты составленную. отдельными трещинами) и каверзную пористости.

Межзерн. Х-на для песков,песчанико,глин,аргелитов и тд

По происхождению поры бывают первичные и вторичные:

Первичные – это поры образовавшиеся в процессе образования самой породы. К ним относятся промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы.

Вторичные – пустоты образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V породы вследствие процесса доломитизации и т.д.

Первичные характерны для песков и песчаников .

Вторичные для карбонатных и сильно заглинизованных плотных терригенных коллекторов.

По величине поровые каналы подразделяются :

1. сверхкапиллярные > 0,5 мм

2. капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм

3. субкапиллярные < 0,0002 мм

Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил.

В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.

Для количествееной оценки пористости г.п.используютс:

Коэф-ом общ. пористости называется отношение объема всех пустот в породе к объему образца

m = (V_п.. / V_обр.)*100% (1)

Коэф-нт открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца.

m₀ = (V_п.о. / V_обр.)*100% (2)

V_п.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м³

Коэф-нт динамической пористости наз-ся отношение суммарного объема взаимосвязанных пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацие к видимому объему образца.

m_g = (V_g / V_обр.)*100% (4)

m_g – самый маленький коэф-нт

m₀ = ( f_просв. / F )*100% (5)

m₀ – коэф-нт открытой пористости

f_просв – суммарная площадь просветов в сечении образца

F – площадь сечения образца [м²]

Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости.

Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород:

1. несцементир. песчаники – 6…52 %

2. песчаники – 3,5...29%

3. известняки (карбонаты) – от 0,6...33%

4. глины – 6,0...50 %

5. глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

В гидродинамике, при изучении фильтрации жидкостей и газов в пористой среде очень часто пользуются моделями пластов. Таковыми являются идеальные и фиктивные грунты.

Пористость – это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа.

Пористость – это емкостная хар-ка, показывающая кокой объем запасов может содержаться в пустотах.

_ИЗВ = _Нн

_изв – извлекаемые запасы нефти, [м³], [m]

F – площадь залежи, [м²]

h – толщина залежи, [м]

m – коэф-нт открытой пористости

S_н - коэф-нт нефтенасыщенности

_н - коэф-нт нефтеотдачи

ρ – плотность нефти

b – объемный коэф-нт

Коэффициент пористости исп. При оценке некоторых параметров продукт.Пласта. Например, коэф. Упруго-емкости пласта.

Существует много методов определения вышеуказанных параметров

а) по опр-ю объема образца V_обр:

1. метод погружения исследуемого образца в ртуть. По объему вытекаемой из пикнометра ртути или по увеличению V_рт в ней определяют объем образца.

2. метод насыщения образца жидкостью под вакуумом с последующим вытеканием той же жидкости в пикнометре.

Метод Преображенского.

3. Путем покрытия образца породы парафином и вытеснения

жидкости в пикнометре.

4. определение объема образца по его геометрическим размерам.

б) для определения объема пор V_пор:

1. метод сравнения сухого образца с его массой после вакуумного

насыщения жидкостью (керосином). При этом объем пор

определяют по следующей ф-ле:

М_{нас ж-ти} – М_{сух. обр.} = М_{жид в обр.}

ρ_ж → V_пор →V_пор = М_жид / ρ_ж , [м³]

2. как разность между объемом образца и объемом зерен.

V_обр. – V_зер = V_пор, m = V_пор / V_обр.

Объем зерен можно определить :

1. измерение V_зер с помощью пикнометра;

2. по массе сухого образца и средней плотность минералов:

V_зер = М_{сух. обр} / ρ_{ср. мин.}