2. Коэффициенты пористости пород. Единицы измерения и методы их определения.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (пор).

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости m_пназывается отношение суммарного объёма порV_порв образце породы к видимому его объёмуV_обр:

V_пор/V_обр.

Измеряется коэффициент пористости в долях или в процентах объёма породы. По происхождению поры и пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты, образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Ко вторичным – поры, образующиеся в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения и т.д. Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц их формой, химическим составом парод, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор. В большой степени св-ва поровой среды зависят от размеров поровых каналов. По величине пор каналы условно делятся на 3 группы: сверхкапилярные (>0,5 мм), капилярные (0,5мм-0,2мкм), субкапилярные (<0,2 мкм). По крупным (сверхкапилярным ) каналам и порам движение Н,В и Г происходит свободно, а по капилярным – при значительном участиии, капилярных сил. Наряду с коэффициентом полной пористости введены ещё понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную ёмкость коллектора. Коэффициентом открытой пористости m₀называют отношение объёма открытых, сообщающихся пор к объёму образца. Стат. пол. ёмкость коллектора Пст характеризует объём пор и пустот, к-е могут быть заняты нефтью или газом. Пст определяется как разность отк.пор-ти и доли объёма пор, занятой остаточной водой. Динамическая полн. ёмкость Пдин характеризует относительный объём пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте. Из определения понятия коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения, к-е используются для его определения:

где,V_зер- объём зёрен.

Существует много способов определения коэффициентов пористости горной породы. Для определения V_обрчасто пользуются, метод И. А. Преображенского, методом взвешивания насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и воздухе. Объём породы можно найти по объёму вытесненной жидкости при погружении в неё образца, насыщенного той же жидкостью. Насыщение образца жидкостью можно избежать, если использовать метод парафинизации. Образец пароды перед взвешивании в жидкости покрывается тонкой плёнкой парафина, объём которого определяется по массе пароды до и после парафинизации. Объём образца определяют также по его размерам, если придать ему правильные геометричесекие формы, а объём пор по методу взвешивания. Объём пор при этом находится по разности давленийР массы пароды, насыщенной под вакуумом жидкостью, и массы сухого образца:V_пор=Р/_ж.

3.Относительные фазовые проницаемости для двухфазных систем.

Обычно в пласте фильтруется не одна, а одновременно несколько жидкостей, а также смеси жидкости и газов. Закон фильтрации имеет более сложный вид, чем при движении одной жидкости. Это связанно с тем, что в случае движения двух жидкостей каждая из фаз влияет на движение другой. Закон фильтрации записывается для каждой фазы в отдельности в след. форме :

i=1,2, гдеvi– скорость фильтрации каждой из фаз; К- проницаемость пористой среды; Кi(S) – относительная фазовая проницаемостьi-ой фазы;S– насыщенность порового пространстваi-ой фазы;i– вязкостьi-ой фазы.

Вид фазовых проницаемостей опр-ся тем, как распределены обе фазы в поровом пространстве под действием капиллярных сил. Пусть, например, в пористой среде находятся две несмешивающихся жидкости (фазы) нефть и вода. Когда одна из фаз находится в пористой среде в несвязном состоянии в виде отдельных капель, она неподвижна до определённого значения насыщенности. При достижении насыщенности некоторого критического значения (S_*илиS^*) распределение жидкой фазы становится связанным, и она приобретает подвижность под действием приложенного перепада давления (рис.1).

При равных значениях насыщенности фазовая проницаемость для смачивающей фазы будет меньше, чем для несмачивающей, т.к. силы взаимодействия смачивающей фазы с породой больше, чем у несмачивающей.

Рис.1 Зависимость относительной фазовой проницаемости от насыщенности.

Рис.2 Зависимость относительной фазовой проницаемости от насыщенности.

Несколько иной вид имеют кривые относительных фазовых проницаемостей при совместном движении ж-ти и газа в пористой среде (рис.2). Ж-ть смачивающая фаза занимает наиболее мелкие поры. Поэтому когда насыщенность порового пространства ж-тью меньше критической, газ находится в крупных порах, и сопротивление при его движении в пористой среде мало зависит от распределения жидкой фазы. В этом диапазоне изменения насыщенностей относительная фазовая проницаемость для газа остаётся равной примерно единице.