3.3.1Виды пористости

(Слайд 1G3_5)

Отношение объема пустот к общему объему породы называется пористостью. Однако в практике наибольший интерес представляет взаимосвязанное поровое пространство. В связи с этим различают пористость:

 общую, или абсолютную (полную) — k_п.абс[n, m_абс, m, p]

 открытую (взаимосвязанную) — k_п.о[m_o, m_э, k_о]

Под общей пористостью понимают пористость, характеризуемую общим объемом всех пустот породы, включая поры, каверны, трещины, связанные и не связанные между собой.

3.3.2 Определение пористости терригенных пород в лабораторных условиях

(Слайд 1G3_6)

Величину общей (абсолютной) пористости определяют отношением объема пор в породе ко всему объему, занимаемому породой.

При изучении изменения пористости от давления, когда изменяется объем не только пор, но и исследуемого образца породы, используют коэффициент пористости, или приведенную пористость, Kп.пр [e].

Для расчета величины общей пористости и коэффициента пористости пользуются зависимостью, связывающей эти величины с объемным и удельным весом породы. Общее выражение абсолютной пористости в процентах имеет следующий вид:

где kп.абс — пористость общая (абсолютная), %;

у — объемный вес породы, Г/см3;

Δ— удельный вес породы, Г/см3.

Общую пористость пород обычно определяют методом Мельчера (1921).

Под открытой пористостью понимают пористость, включающую объем только сообщающихся пор. Открытая пористость меньше общей на объем изолированных пор.

Некоторые зарубежные исследователи называют, пористость, определенную по взаимосвязанному поровому пространству (системе открытых пор в отличие от замкнутых), эффективной пористостью, что по нашему мнению нельзя считать удачным. Этот вид пористости может быть эффективным только для крупных песчаных разностей, тогда как для большинства пород необходимо считаться с уменьшением полезного порового объема за счет присутствия остаточной воды. Понятие об эффективной пористости, сформулированное акад. Л.С. Лейбензоном (1947), характеризует свободный объем системы взаимосвязанных пор за вычетом части порового пространства, занятого связанной (остаточной) водой. Этот вид пористости по существу характеризует полезную емкость пород для нефти и газа и отражает газонефтенасыщенность.

(Слайд 1G3_61)

Открытую пористость пород чаще всего определяют методом Преображенского (1940), путем заполнения пустот очищенным керосином и взвешиванием предварительно экстрагированного и высушенного образца в воздухе и в керосине.

Другим путем открытую пористость определяют с помощью газовых порозиметров Вашборна и Бантинга, Геймана и Столярова, Владимирова и др.

3.3. Прямые методы определения коэффициентов водо-, нефте-, газонасыщенности

(Слайд 1G3_7)

Определение водо-, нефте-, газонасыщенности пород по данным анализа кернов заключается в следующем. С помощью соответствующих приборов определяют содержание воды в образце и общую потерю в весе образца после экстрагирования и высушивания. Сумма коэффициентов насыщенности породы нефтью, водой и газом равна единице, поэтому газонасыщенность определяется по разности весов образца. Количество нефти, содержащейся в образце, определяют вычитанием веса извлеченной воды из общей потери образца в весе.

Водонасыщенность образца породы методом перегонки определяют дистилляционными методами Дина и Старка (образец погружен в кипящий растворитель), Закса, Юстера, Ролла и Талиаферро (образец установлен над кипящим растворителем). Растворителем служит ксилол или толуол (кипит при +111° С).

После окончания дистилляции воды в приборе Дина и Старка патрон вместе с образцом переносят в сокслет для завершения процесса экстракции нефти (применяют растворители: четыреххлористый углерод, бензол, толуол, хлороформ и др.).

При методах Юстера (1944), Ролла и Талиаферро (1947), Закса (1947) дистилляция и полное экстрагирование осуществляются в одном аппарате, без переноса патрона с образцом в сокслет. При исследовании крупных образцов керна, содержащих 5—10 см3 воды, точность определения этими методами достигает 2%. По разности веса образца до и после экстракции определяют суммарную насыщенность образца водой и нефтью. Из полученной суммарной насыщенности путем вычитания веса отогнанной воды находят вес нефти, а затем делением этого веса на ее плотность определяют объем. Из полученных данных можно подсчитать водо-нефтенасыщенность в процентах к поровому пространству.

Коэффициентами нефте-, газо- и водонасыщенности qн,г,в называются отношения объемов нефти, газа и воды vн, г, в , содержащихся в поровом пространстве породы, к объему пор Vпор, выраженное в процентах:

(Слайд 1G3_71)

Коэффициенты рассчитывают по формулам:

,

где qн — коэффициент нефтенасыщенности в долях единицы;

vн— объем нефти в образце в см3;

уп — объемный вес породы в Г/см3;

Кп. абс —абсолютная пористость образца породы в долях единицы;

Р — вес породы после экстракции в г.

,

где qB — коэффициент водонасыщенности в долях единицы;

vB — объем воды в образце в см3;

уп — объемный вес породы в Г/см3;

Кп.абс — абсолютная пористость в долях единицы;

Р — вес образца после экстракции в г.

,

где qг, qн и qв — коэффициенты газо-, нефте- и водонасыщенности керна в долях единицы;

bн и bв — объемные коэффициенты нефти и воды.

Водонасыщенность можно определять методом титрования, также являющимся ускоренным. Для этого извлекают воду из образца породы безводным спиртом (метиловым, этиловым или изопропиловым), после чего полученный спиртовой раствор титруют. Измельчение образца ускоряет процесс извлечения воды и сушку.

Вода может быть отогнана из образцов и другим способом, например, путем нагревания их под вакуумом и конденсацией водяных паров в специальной ловушке, охлаждаемой сухим льдом.

Титрование производят реагентом Фишера (двуокись серы, йод и пиридин, растворенный в безводном метиловом спирте). Двуокись серы в присутствии воды восстанавливает йод. Коричневый цвет йода указывает на окончание реакции, что связано с полным извлечением воды из керна.