Vобразца
где mп- коэффициент общей (абсолютной) пористости;
Vпор - объем всех пор образца;
Vобр – объем образца породы.
Коэффициентом открытой пористости mо принято называть отношение объема сообщающихся между собой пор, к видимому объему образца. Коэффициенты пористости измеряются в долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема породы. Для песков значения общая и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах общая пористость может на 5-6 % превышать открытую. Наибольший объем закрытых пустот характерен для известняков.
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость, имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в котором даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено..
Итак, в СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па.с составляет 1 м3/с.
Очень часто породы, обладая довольно большой пористостью, например, глины (пористость которых достигает иногда 40-50%), практически лишены проницаемости, вследствие чего не могут отдавать содержащиеся в их порах нефть и газ. Поэтому для оценки практической значимости коллекторов и их коллекторских свойств необходимо иметь сведения не столько о пористости, сколько о проницаемости.
Нефтегазонасыщенность пород-коллекторов.
Коэффициент нефтенасыщенности — это доля объема пустот в горной породе, заполненных нефтью. Аналогично определяются коэффициенты газо- и водонасыщенности.
Залежи и месторождения нефти и газа.
Залежь нефти и газа - естественное локальное (единичное) скопление нефти газа в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой непроницаемых пород.
Газ, нефть, вода в пределах ловушки распределяются под действием гравитационных сил в зависимости от их плотности. Газ, как наиболее легкий флюид, располагается в верхней части ловушки, под ним залегает нефть, под нефтью - вода.
.
Бурение Свойства промывочной жидкости
При бурении буровой раствор прежде всего должен выполнять следующие функции:
Удалять выбуренную породу (шлам) из под долота, транспортировать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины;
Удерживать частицы выбуренной породы во взвешанном состоянии приостановке циркуляции раствора;
Охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;
Создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте, газопроявлений (ГНВП);
Оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;
Передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);
Обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии и др.
Разные требования к составу и качеству бурового раствора в зависимости от геологических условий и технических особенностей проходки скважины обусловили применение буровых растворов нескольких типов.
Буровой раствор на водной основе (глинистые растворы, вода, буровые растворы с низкой концентрацией твердой фазы – полимер-глинистые и безглинистые и т. п.);
Буровые растворы на неводной основе (растворы на углеводородной основе, обращенные эмульсии типа «вода в масле», дегазированная нефть и нефтепродукты);
Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания);
Аэрированные буровые растворы и пены.
Выбирать тип бурового раствора для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологических условий залегания всего комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины.
Качество глинистых растворов характеризуют следующие величины (свойства):