5.Пористость гп. Коэф-ты общей, открытой, динамической пористости и методы их определения. Статически и динамически полезная емкости коллектора.

П ористость – это наличия в ГП пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости.

По происхождению поры бывают:

- Первичные – образовавшиеся в процессе образования самой породы (Промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы). (характерны для песков и песчаников)

- Вторичные – образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V вследствие процессадоломитизации и т.д (характерны для карбонатных коллекторов).

По величине поровые каналы подразделяются:

1. сверхкапиллярные > 0,5 мм (нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил),

2. капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм,

3. субкапиллярные < 0,0002 мм (капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит).

Для оценки пористости ГП введены три коэф-та:

Коэф общ. Пористости - отношение объема всех пустот в породе к объему образца m = (V_п/V_обр)*100%

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

m₀ =(V_п.о/V_обр)*100% m₀ =(f_просв./F)*100%

f_просв – суммарная площадь просветов в сечении образца

F – площадь сечения образца

В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.

Статически полезная емкость (Vс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом: Vс = m₀ – S_уд^остS_уд^ост – коэф-т остаточной водонасыщенности.

Динамически полезная емкостьколлектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в пластовых условиях. Она зависит от перепада давления, свойств насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов.

Коэф-нт динамической пористости - отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления охвачены фильтрацией, к общему объему.

m_g=(V_g/ V_обр.)*100%

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

Например: - несцементированные песчаники – от 52 % - песчаники – 3,5...29% - известняки – от 0,6...33% - глины – 6,0...50 % - глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

Пористость – это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа. Это емкостная хар-ка, показывающая какой объем запасов может содержаться в пустотах.

Q – извлекаемые запасы нефти, F – площадь залежи, h – толщина залежи, m₀ – коэф-нт открытой пористости, S_н - коэф-нт нефтенасыщенности, η_н - коэф-нт нефтеотдачи, ρ – плотность нефти, b – объемный коэф-нт.

Методы измерения пористости ГП

П ри измерении пористости используют следующие соотношения:

V_obp, V_zep, V_nop – соответственно объемы образца, зарен и пор,

ρ(обр),ρ(zer) - плотности образца и зерен.

Существует много методов определения вышеуказанных параметров

а) определение V_обр:

1. Погружение исследуемого образца в ртуть. По объему вытекаемой из пикнометра ртути определяют V_обр.

2. Метод Преображенского.

3. Путем покрытия образца ГП парафином и вытеснения жидкости в пикнометре.

4. определение V_обр по его геометрическим размерам.

б) определение 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_{насж-ти} – М_{сух. обр.} = М_{жид в обр.}

V_пор = М_жид / ρ_ж

2. как разность м/у V_обр и V_zep.

V_обр. – V_зер = V_пор,

в) определить V_zep:

1. с помощью пикнометра;

2. по массе сухого образца и средней плотность минералов: V_зер = М_{сух. обр} / ρ_{ср. мин.}