Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Реферат на тему

«Пористость горных пород. Коэффициенты полной, открытой, динамической пористости и методы их определения. Пористость идеального и фиктивного грунта. Применение сведений о пористости в нефтедобыче. Насыщенность порового пространства под нефтью, водой и газом. Методы определения пористости.»

Выполнил : ст.гр. Гт-07-01 Андреев А.

Проверил: преподаватель Лысенков А.В.

Уфа 2009

СОДЕРЖАНИЕ

1. Пористость горных пород…………………………………………………3

3 ИДЕАЛЬНЫЙ И ФИКТИВНЫЙ ГРУНТ 7

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЪЕМА ОБРАЗЦА СЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ПОРОД 8

5.СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА ТВЕРДОЙ ФАЗЫ В ПОПРОДЕ 11

6.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛНОЙ ПОРИСТОСТИ СЦЕМЕНТИРОВАННЫХ ПОРОД 12

7.ВЛИЯНИЕ ПОРИСТОСТИ НА ДОБЫЧУ НЕФТИ 18

8. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 20

1 Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор, не заполненных твердым веществом. Такая пористость в нефтяной технике носит название полной пористости. Полная (общая) пористость включает в себя абсолютно все поры горной породы (открытые и закрытые) независимо от их формы и взаимного расположения. В соответствии с этим наряду с полной пористостью существует понятие открытой пористости, характеризующей емкость пор, сообщающихся с поверхностью образца. Так же различают понятие динамической пористости – это объём открытых пор, по которым фильтруется газ или жидкость при заданном градиенте давления.

К пористости не относят пустоты в виде каверн и трещин, так как они существенно отличаются от пор по размеру и определяются обычно раздельно. Из самого понятия «пористость» следует, что речь в данном случае идет только о суммарной емкости пор в породе независимо от наличия в ней каверн.

К порам следует относить пустоты исследуемого образца породы, в которых вода или нефть могут удерживаться капиллярными силами, т. е. в которых капиллярные силы преобладают над гравитационными, а к кавернам — пустоты, в которых гравитационные силы преобладают над капиллярными, и поэтому жидкость в них не удерживается. Из такого деления пустот породы на поры и каверны следует, что: 1) содержание капиллярно-связанной воды в кавернах можно всегда принимать практически равным нулю, 2) коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи каверн и пор в этом случае при прочих равных условиях всегда различны и 3) методы определения их емкости также различны.

По происхождению поры подразделяют на первичные – пустоты между зёрнами или пространства между слоями; и вторичные – поры образующиеся в результате последующих процессов дробления, растворения и возникновения трещин в породе.

По величине поровые каналы условно разделяются на

1. сверхкапиллярные (более 0,5мм). движение жидкости происходит свободно

2. капиллярные (0,5-0,0002мм) движение жидкости происходит при значительном влиянии капиллярных сил

3. субкапилярные (менее 0,00002мм) жидкость удерживается силой притяжения стенок каналов, поэтому в природных условиях практически перемещаться не может

Данные о коэффициенте полной пористости нефтесодержащих пород необходимы для характеристики нефтяных залежей, оценки абсолютных запасов нефти и газа, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта.

2 СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОРИСТОСТИ

1) Полная пористость породы характеризуется коэффициентом полной пористости Mn, который представляет собою отношение суммарного объема всех пор Va к объему породы Vo:

Mn=Va/Vo*100%

Если объем минеральной части образца породы обозначить через Vm, то выражение примет следующий вид:

Mn=1-Vm/Vo

Выразив объем VM и объем породы Vo соответственно через них массу и плотность рm и р0 , можно представить формулу так:

Mn=1-pm/p0

где р0 — плотность породы; рм — плотность ее минеральной части

2) Открытая пористость соответственно характеризуется коэффициентом открытой пористости — отношением суммарного объема открытых пор к объему образца породы:

Mo=Von/Vo*100%

3) Коэффициентом динамической пористости Mв называется отношение эффективного объема пор Vэ породы к ее объему Vo

Мв=Vэ/Vo*100%

Из формул видно, что коэффициент полной пористости породы можно определить, если известны объем образца и объем содержащихся в нем пор или объем образца и объем твердой фазы, или плотность породы и слагающих ее частиц. Таким образом, каковы бы ни были породы (песчаники, известняки, глины или доломиты), все способы определения полной пористости в конечном итоге сводятся к определению объема их пор или объема слагающих их частиц.

Высокая степень точности определения коэффициентов пористости нефтесодержащих пород не столь необходима, как это может показаться с первого взгляда. Нефтесодержащие породы сильно различаются по пористости не только в разных частях одного и того же пласта, но и в пределах отдельного небольшого образца. Поэтому наилучшее представление о пористости пласта может быть получено при проведении нескольких достаточно точных определений, а не при выполнении какого-то одного, хотя бы и с большой точностью. Обычно разница в результатах определения пористости не превышает 1%.

Исследования Б. Ф. Ремнева по определению пористости сначала целого образца породы, а затем отколотых от него частей показали, что по 14 определениям расхождение между значениями пористости отколотых частей образца составило 0,87%. Разница, превышающая приблизительно 1 %, может быть следствием неоднородности самих пород.