Лекция № 3

Пористость горной породы.

Пористость – это наличия в г.п. пустот и пор. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую), трещиноватую и каверзную пористости.

По происхождению поры бывают первичные и вторичные:

· Первичные – это поры образовавшиеся в процессе образования самой породы. К ним относятся промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы.

· Вторичные – пустоты образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V породы вследствие процесса доломитизации и т.д.

Первичные характерны для песков и песчаников.

Вторичные для карбонатных и сильно заглинизованных плотных терригенных коллекторов.

По величине поровые каналы подразделяются:

1) сверхкапиллярные > 0,5 мм

2) капиллярные 0,5 мм... 0,0002 мм

3) субкапиллярные < 0,0002 мм

Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил.

В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.

Для оценки пористости г.п. введены три коэф-та:

Коэф-ом общ. пористости называется отношение объема всех пустот в породе к объему образца

m = (V_п.. / V_обр.)*100% (1)

Коэф-нт открытой (эффективной) пористости – это отношение суммарного объема открытых взаимосвязанных пор к общему объему образца.

m₀ = (V_п.о. / V_обр.)*100% (2)

V_п.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м³

В связи с тем, что не все пустоты в коллекторе заняты нефтью и не по всем взаимосвязанным порам движутся жидкость и газ, введены понятия статической и динамической емкости коллектора.

Статически полезная емкость (Пс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом, и она опр-ся

Пс = m₀ – S_уд^ост (3)

Пс - статически полезная емкость

m₀ - коэф-т открытой пористости

S_уд^ост – коэф-т остаточной водонасыщенности, %

Динамически полезная емкость коллектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте, она зависит от перепада давления, градиента давления, свойств, насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов с которыми связано наличие в пористой среде капиллярно удерживаемых объемов и неподвижных поверхностных слоев жидкости.

Коэф-нт динамической пористости наз-ся отношение суммарного объема пор, в котором жидкость или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объему.

m_g = (V_g / V_обр.)*100% (4)

m_g – самый маленький коэф-нт

m₀ = (f_просв. / F)*100% (5)

m₀ – коэф-нт открытой пористости

f_просв – суммарная площадь просветов в сечении образца

F – площадь сечения образца [м²]

Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости.

Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород:

1) несцементированные песчаники – от 52 %

2) песчаники – 3,5...29%

3) известняки (карбонаты) – от 0,6...33%

4) глины – 6,0...50 %

5) глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

В гидродинамике, при изучении фильтрации жидкостей и газов в пористой среде очень часто пользуются моделями пластов. Таковыми являются идеальные и фиктивные грунты.

а) идеальный грунт – это набор цилиндриков одинакового размера, которые составляют идеальную модель пористой среды.

б) фиктивный грунт – это пористая среда, состоящая из шарообразных частиц одинакового размера.

ам. Ученый Слихтер вывел ф-лу пористости для фиктивного грунта

(6)

m – коэф-нт открытой пористости

α – угол укладки шаров

Из (6) следует, что пористость фиктивного грунта зависит от угла расположения шаров.

Согласно формуле (6) и рис. 1, пористость фиктивного грунта может изменяться от 0,259 до 0,476. Полученные для фиктивного грунта формулы не приемлемы для реальных пород, т.к. частицы их слагающие не одинаковы по размеру, форме, шероховатости. В реальных горных породах пористость зависит от:

1) размеров и неоднородности слагающих породу зерен; чем больше их неоднородность, тем пористость меньше, т.к. мелкие частицы песка располагаются внутри крупных.

2) присутствия в составе г.п. глин. При контактировании с пластовыми и закачиваемыми с поверхности водами они набухают и уменьшают объем пустот.

3) глубины залегания породы. Чем глубже залегает продуктивный пласт, тем больше давление вышележащих пород, тем меньше коэф-нт пористости.

4) Наличия трещин, каверн, шероховатости. Чем их больше, тем больше пористость.

Пористость – это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа.

Пористость – это емкостная хар-ка, показывающая какой объем запасов может содержаться в пустотах.

_изв = _нн (7)

_изв – извлекаемые запасы нефти, [м³], [m]

F – площадь залежи, [м²]

h – толщина залежи, [м]

m – коэф-нт открытой пористости

S_н - коэф-нт нефтенасыщенности

_н - коэф-нт нефтеотдачи

ρ – плотность нефти

b – объемный коэф-нт

Дата добавления: 2013-12-12