18. Двойной электрический слой.

В объеме,занимаемого пленочной водой.Толщина б(ДЭС)=корень(эRT/(Pi*C(0)(z1+z2))/2F.С – концетрация свободного раствора,z-валентности катионов и анионов.чем больше концетрация,тем меньше толщина. Чем дальше от ДЭС тем больше подвижность катионов(минимум-абсорционные катионы)При порах соизмеримых с б(ДЭС) реальная толщина б(ДЭС.Р)= б(ДЭС)-h/(2[exp(h/2 б(ДЭС)-1]).Виды : -ионный вид-адсорбционный-ориентированный

20. Методы определения остаточной воды

Определение kв.о прямым методом: включает следующие этапы: 1) изучаемые продуктивные отложения вскрываются скважиной с РНО при сплошном отборе и выносе образцов керна в заданном интервале разреза; 2) образцы после выноса на поверхность немедленно консервируются, в дальнейшем соблюдаются условия для сохранения в образце пластовых флюидов; 3) каждый образец, подлежащий исследованию, расконсервируют и экстрагируют спиртобензольной смесью в аппарате Закса, снабженном специальной ловушкой для воды, извлекаемой из образца при экстракции; 4) определяют объем V в.о воды, выделенной из образца, а затем, зная объем образца и коэффициент пористости kn, вычисляют V п и по формуле рассчитывают kв.о= Kов=V в.о/ V п

Прямой метод позволяет установить значение kв.о.пр характеризующее продуктивный коллектор в условиях естественного залегания. Это значение адекватно рассмотренному выше параметру kв.о при следующих условиях: а) коллектор полностью гидрофильный; б) вся остаточная вода коллектора в пластовых условиях представлена капиллярно-удержанной и физически связанной водой.

Косвенные методы определения kв.о различаются способом удаления воды из образца: капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении температуры и с сохранением ее постоянной (изотермическая сушка), влагоемких сред, метод ЯМР. Наиболее широко применяют методы капиллярного вытеснения и центрифугирования. Значения: kв.о, полученные при вытеснении воды воздухом, целесообразно использовать при изучении газоносных коллекторов. Для определения kв.о нефтеносных коллекторов воду из образца вытесняют керосином или, что более правильно, моделью пластовой нефти изучаемого геологического объекта.

kво =1-(m2-m3)бв/(m2-m1)(бв-бн)

где m 1, m 2, m 3 - соответсвенно массы образцов сухого, насыщенного водой и после завершения опыта; - плотности воды и нефти.

21. Петрофизические модели остаточной водонасыщенности, эффективной и динамической пористости.

Рассмотрим гранулярный коллектор , состоящий из скелета и емкостного пространства, заполненного водой и углеводородами , и глинистой пилитовой фракцией. Емкостное пространство полностью водонасыщенного коллектора содержит свободную воду, капиллярно-удержанную и углов пор, физически связанную воду. Свободная вода может быть вытеснена и замещена углеводородом или газом. Вода капиллярно-удержанная сохраняется в субкапиллярах и углах пор благодаря действию капиллярных сил. Физически связанная вода образована полислоями молекул воды и водой гидратированных катионов.Вода капиллярно-удержанную и углов пор ,и физически связанная составляют остаточную воду ,содержание которой в объеме пор характеризуется коэффициентом остаточной водонасыщенности Кво .

К_п.эф=К_п(1-К_во)=К_п*К_нг

К_п- открытая пор., К_во -остаточная водонасыщ., К_нг- предельное значение коэф. нефтегазонасыщения.

При наличии незначительного кол-ва пелитового материала наблюдается тесная связь глинистостью и содержанием связанной воды.

Η=Кгл/(Кгл+Кп)=Кгл/М,где М-пористость матрицы

Если Кв>Кво.(неполное вытеснение углеводородами воды) Ко.ф=Кв.о+Кн.о(остаточные флюидо-,водо-,нефтенасыщенности)

Кп.дин=Кп(1-Коф) Также Кво=1-(М-μо)(1-μ/Кп)/(М-μ), если М>Kп>μ

М- пористость матрицы, μо – доля несжимаемого объема воды, μ-полная водоудерживающая способность коллектора.Особым свойством некоторых глинистых минералов, входящих в состав цемента, является набухаемость, приводящее к заметному ухудшению ФЭС.

Кп.эф=(М-μо)(Кп-μ)/(М-μ)=В(Кп-μ) ,где В-коэф. набухания.Эффективная пористость- синтетическая петрофизическая характеристика коллектора ,учитывающая множество факторов: состав , св-ва коллектора, его генезис и условия залегания.В терригенных коллекторах ФЭС , водоудерживающая способность и др. петрофизические характеристики зависят от содержания глинистых минералов,их состава и морфологии.Для карбонатных характерна более сложная и разнообразная структура емкостного пространства. В карбонатах роль цемента в формировании ФЭС менее значима , чем в терригенных.