6.Пористость идеального и фиктивного грунта.

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

При изучении фильтрации жидкостей и газов в пористой среде очень часто пользуются моделями пластов. Таковыми являются идеальные и фиктивные грунты.

а) идеальный грунт – это набор цилиндриков одинакового размера, которые составляют идеальную модель пористой среды.

б) фиктивный грунт – это пористая среда, состоящая из шарообразных частиц одинакового размера.

Американский ученый Слихтер вывел ф-лу пористости для фиктивного грунта

α – угол укладки шаров

Из ф-лы следует, что пористость фиктивного грунта зависит от угла расположения шаров и может изменяться от 0,259 до 0,476. Полученные для фиктивного грунта формулы не приемлемы для реальных пород, т.к. частицы их слагающие не одинаковы по размеру, форме, шероховатости. В реальных ГП пористость зависит от:

1. размеров и неоднородности слагающих породу зерен; чем больше их неоднородность, тем пористость меньше, т.к. мелкие частицы располагаются меж крупных.

2. присутствия в составе ГП глин. При контактировании с пластовыми и закачиваемыми водами они набухают и уменьшают объем пустот.

3. глубины залегания породы. Чем глубже залегает продуктивный пласт, тем больше давление вышележащих пород, тем меньше коэф-нт пористости.

4. Наличия трещин, каверн, шероховатости. Чем их больше, тем больше пористость.

7.Применение сведений о пористости нефтесодержащих пород при нефтедобыче.

Пористость – это наличия в ГП пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости. Это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа. Это емкостная хар-ка, показывающая кокой объем запасов может содержаться в пустотах.

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^ост

S_уд^ост – коэф-т остаточной водонасыщенности.

Динамически полезная емкость (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.

Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости.

Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %.

Например:

- несцементированные песчаники – от 52 %

- песчаники – 3,5...29%

- известняки – от 0,6...33%

- глины – 6,0...50 %

- глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

Q _изв – 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

В реальных ГП пористость зависит от:

1. размеров и неоднородности слагающих породу зерен; чем больше их неоднородность, тем пористость меньше, т.к. мелкие частицы располагаются меж крупных.

2. присутствия в составе ГП глин. При контактировании с пластовыми и закачиваемыми водами они набухают и уменьшают объем пустот.

3. глубины залегания. Чем глубже залегает продуктивный пласт, тем больше давление вышележащих пород, тем меньше коэф-нт пористости.

4. Наличия трещин, каверн, шероховатости. Чем их больше, тем больше пористость.