Наличием чего характеризуется пористость

Пористость

Является безразмерной величиной от 0 до 1 (или от 0 до 100 %). 0 соответствует материалу без пор; 100 %-я пористость недостижима, но возможны приближения к ней (пена, аэрогель и т. п.). Дополнительно может указываться характер пористости в зависимости от величины пор: мелкопористость, крупнопористость и т. п. Характер пористости является словесной характеристикой материала и его определение зависит от отрасли.

Поры, как правило, заполнены вакуумом или газом с плотностью, значительно меньшей, чем истинная плотность материала образца. В этом случае величина пористости не зависит от истинной плотности материала, а зависит только от геометрии пор.

Содержание

Определение пористости

Пористость определяется по формуле: , где:

Объём образца определяют путём гидростатического взвешивания [3] в случае больших образцов с замкнутыми порами и обмером в случае образцов правильной формы.

Методы для измерения характеристик пористой структуры вещества

Следующие методы могут быть использованы для оценки пористости в биотехнических областях:

Жидкостная экструзионная порозиметрия

Измеряет объем пор, диаметр, распределение по размерам при изменении температур, внешней нагрузке, и изменении химической среды, включая изменение влажности атмосферы. Позволяет измерять как гидрофобные, так и гидрофильные поры.

Порометрия капиллярных потоков

Измеряет широкий диапазон размеров пор, распределение пор по размерам, газовую проницаемость при различных температурах, нагрузке, различных химических средах, включая влажную атмосферу.

Измеряет газовую, паровую, жидкостную скорости проникновения различных химических соединений при широком диапазоне температур, давлений, концентраций.

Измеряет скорость водопаропроницаемости как функцию градиента влажности, температуры и давления.

Водный интрузионный порозиметр анализирует сквозные, глухие, гидрофобные поры. Измеряет объем пор, диаметр, распределение. Характеристики гидрофобных и гидрофильных пор могут быть определены в комбинации с ртутной порозиметрией.

Измеряет объем сквозных и глухих пор, диаметр, распределение.

Измеряет площадь поверхности, объем очень маленьких и глухих пор, распределение, хемосорбцию множества различных химических сред при различных температур и давлений.

Измеряет абсолютную и удельную плотность материалов.

Возникновение и получение

Возникновение пористости связано с образованием газовых пузырьков в жидком материале и фиксацией их при его кристаллизации. Например, в сварной ванне, в зависимости от конкретных условий причинами образования пористости могут являться такие газы, как водород, азот и угарный газ. Возникновение и развитие пор определяется совместным действием всех газов, присутствующих в материале. Однако чаще всего явление оказывает какой-либо один из перечисленных газов.

Возникновение пор и их развитие — сложный процесс зарождения газовой фазы в жидкой среде. В сплошной жидкости образование зародыша газовой фазы, способного к дальнейшему развитию, то есть больше критических размеров, — процесс маловероятный. Чаще всего эти зародыши возникают на границе раздела с малым радиусом кривизны — включения или же зародыши попадают в металл сварочной ванны извне и начинают расти, поглощая выделяющийся при химической реакции газ.

Влияние в промышленности

Отрицательное

Поры относятся к внутренним, объёмным дефектам. Незапланированные поры могут изменить характеристики материала в худшую сторону: например, сделать его менее прочным или подверженным коррозии. Но, в частности, в сварном деле объёмные дефекты не оказывают значительного влияния на работоспособность соединения. Поэтому в сварных швах допускают содержание объёмных дефектов, до определённых размеров и количеств.

Положительное

Исследования пористых материалов крайне важно во многих областях науки и техники. Например, характеристики пористости используемых веществ и материалов влияют на эффективность биотехнологий.

Инновационные биотехнологичные товары и продукты все больше и больше используются в здравоохранении, медицине, фармацевтике. Например, препараты для роста тканей, системы доставки лекарственного вещества к участку действия, имплантаты, повязки на рану, артериальные протезы, фильтры для отделения бактерий из жидкостей организма, субстраты органных культур. Эффективность всех материалов зависит от их пористых характеристик, поскольку пористая структура управляет потоком и кинетикой биохимических процессов. Например, имплантаты должны иметь строго определенный размер пор для кровеносных сосудов во время роста тканей. Поры, c меньшим или большим размером, чем критический, препятствуют росту кровеносных сосудов. Пористые характеристики, важные для биотехнологических приложений: диаметр поры, наименьший сквозной диаметр пор, распределение пор по размерам, объем пор, площадь поверхности, гидрофобность и гидрофильность пор, газовая и жидкостная проницаемость, скорость передачи водяного пара (водопаропроницаемость), диффузионный поток. Химическая среда, температура, влажность, давление/сжатие/нагрузка могут значительно воздействовать на структуру пор. Поэтому важно знать как пористая структура вещества может меняться при внешнем воздействии.

Источник

Пористость

Пористость пород-коллекторов

Пористость пород-коллекторов определяется отношением объема порового пространства к общему объему породы и обычно выражается в процентах. Необходимо иметь две величины ‑ объем пор и объем породы, чтобы вычислить пористость в процентах согласно уравнению

Величина пористости (%) = (объем пор/общий объем породы)×100.

Пористость коллекторов, как правило, значительно изменяется как по разрезу, так и по простиранию. Если ее измерять в образцах керна, извлекаемых через каждый фут проходки скважины, как это обычно и делается на практике при вскрытии коллекторского пласта, то даже в некоторых наиболее однородных по внешнему облику породах будут наблюдаться резкие изменения пористости. В большинстве коллекторов они особенно заметны, когда изучаются данные микрокаротажа. Это видно на примере песков Спрингхилл месторождения Манантьялес в Тьерра-дель-Фуэго, Чили (Огненная Земля) (рисунок 1). Другим примером резкой изменчивости пористости и проницаемости могут служить доломиты в пермских известняках Сан-Андрее, являющиеся коллекторами на месторождении Сидар-Лейк в западном Техасе; разрез небольшой части этого месторождения показан на (рисунке 2).

Рис. 1. Разрез песчаника Спрингхилл (мел), продуктивного на нефтяном месторождении Манантьялес в провинции Магальянес, Тьерра-дель-Фуэго (Огненная Земля), Чили (Thomas, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 33, p. 1582, Fig. 3).

В кровле и подошве песчаник ограничен поверхностями несогласия. Плотность нефти 42°API (0,815). Это пример изменчивости пористости, проницаемости и других физических свойств типичной песчаной продуктивной толщи.

1 ‑ глинистые породы; 2 ‑ песчаные породы.

Пористость обычно выражается в процентах, но при подсчете запасов она часто оценивается в акр-футах или в баррелях на акр-фут. Так как баррель (американский), равный 42 галлонам, составляет 5,6146 куб. футов, то 1 акр-фут равен 7758 баррелей. Порода с 10%-ной пористостью, следовательно, содержит 775,8 баррелей пор на 1 акр-фут породы.

Отношение объема порового пространства к общему объему породы называется абсолютной, или общей, пористостью. Она включает все поры и пустоты породы, как сообщающиеся, так и закрытые. При изучении же коллекторских пластов используется, как правило, иная величина, а именно отношение объема сообщающихся пор к общему объему породы, именуемая эффективной пористостью¹. Эта пористость обычно на 5-10 % меньше общей пористости пород². Проницаемость пород зависит от их эффективной пористости. Последняя может быть также названа полезным норовым пространством, поскольку нефть и газ при извлечении из пласта должны перемещаться через сообщающиеся пустоты. Пемза и вулканические шлаки, несмотря на то что имеют высокую общую пористость, характеризуются незначительной эффективной пористостью.

Рисунок 2. Разрез, показывающий изменение пористости и проницаемости пород одного и того же стратиграфического интервала в соседних скважинах, отстоящих на1320 футов(400 м) одна от другой, месторождение Сидар-Лейк, западный Техас (Liebrоок, Hiltz, Huzarevich, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, p. 359, Fig. 5).

Продуктивная толща представлена доломитом, приуроченным к известняковой формации Сан-Андрее.

Характеристики и значения пористости

Пористость большинства коллекторов колеблется от 5 до 30 %, а чаще всего в пределах 10-20 %. Карбонатные породы-коллекторы обладают обычно несколько меньшей пористостью, чем песчаные, но проницаемость их может быть более высокой. Породы-коллекторы, пористость которых не превышает 5%, как правило, относятся к непромышленным или почти непромышленным, если только столь незначительная пористость не компенсируется трещиноватостью, наличием крупных пустот и каверн, которые нельзя обнаружить в небольших кусках породы, взятых из керна или из скважины³. Типичные значения пористости некоторых коллекторов перечислены в табл. 1. Грубая полевая оценка пористости может быть такой:

Таблица 1: Характерные значения пористости и проницаемости пород-коллекторов

¹В советской литературе такая пористость называется открытой пористостью.

Ввиду того что под термином «эффективная пористость» понимаются разными авторами различные величины, Всесоюзное совещание по коллекторам нефти и газа в 1962 г. рекомендовало отказаться от применения этого термина.

²Разница между этими величинами зависит от состава и структуры пород: в среднезернистых песках она приближается к 0, в карбонатных породах может составлять 10-15%, а в пемзе ‑ 30-40 %.

³В последнем случае речь идет, вероятно, об образцах, полученных с помощью бокового грунтоноса.

Источник

Пористость. Виды пористости. Методы определения.

Общая пористость — объём сообщающихся и изолированных пор — включает поры различных радиусов, формы и степени сообщаемости. Открытая пористость — объём сообщающихся между собой пор, которые заполняются жидким или газообразным флюидом при насыщении породы в вакууме; она меньше общей пористости на объём изолированных пор. Эффективная пористость характеризует часть объёма, которая занята подвижным флюидом (нефтью, газом) при полном насыщении порового пространства этим флюидом; она меньше открытой пористости на объём связанных (остаточных) флюидов.

Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.

Полная пористость учитывает весь объем пустот в породе, открытая объем пор связанных между собой, эффективная учитывает часть объема связанных между собой порнасыщенных нефтью и динамическая учитывает тот объем нефти который будет перемещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.

Определяют пористость методом Преображенского, насыщая породы керосином или 3%-ным раствором солёной воды. Пористость определяется по разнице весов сухого и насыщенного образца, отнесённой к объёму образца, умноженному на плотность насыщающей жидкости. Отношение объёма пор к объёму образца даёт искомую величину пористости, её выражают в % или в долях единицы.

Величина пористости тесно связана с вещественным составом горных пород. В илах, лёссах она достигает 80%; в осадочных горных породах (известняки, доломиты, песчаники) изменяется от единиц до 35%; в вулканогенно-осадочных породах (туфопесчаники, туффиты) — в пределах 5-20%; в магматических породах — не более 5%. Теоретическая величина пористости зависит от размера, формы и упаковки зёрен и изменяется от 26 до 44,6%. Пористость уменьшается с глубиной, установлена линейная зависимость для песчано-алевритовых пород.

Пористость определяет физические свойства горных пород: прочность, скорость распространения упругих волн, сжимаемость, электрические, теплофизические и другие параметры. В нефтяной геологии методы промысловой геофизики основаны на использовании зависимостей между этими параметрами.

Состав и физические свойства нефтей.

Нефть – горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов.

Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

· метановые (парафиновые) с общей формулой С_nН_2n+2;

Преобладают углеводороды метанового ряда.

Химический состав нефти характеризуется обязательным наличием пяти химических элементов – углерод С (82-87%), водород Н (11-14%), кислород О (до 1,5%), сера S (0,1-7%), азот N (до 2,2%).

Основные физические свойства нефтей:

Плотность нефти варьируется от 730 до 980 1050 кг/м 3 (плотность менее 800 кг/м 3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы

— легкие – до 870 кг/м 3

— средние – 871-970 кг/м 3

— тяжелые – свыше 970 кг/м 3

— Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па с), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м 2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПа с. Так, пресная вода при температуре 20 имеет вязкость 1 мПа с, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПа с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа с и несколько тысяч мПа с.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м 2 /с.

На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 .

— Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50 60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом . Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом

.

Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти И, т. е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями:

%.

— Газосодержание – важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.

— Газовый фактор – отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м 3 ), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м 3 ) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м 3 /т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

Дата добавления: 2019-09-02 ; просмотров: 2649 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

Пористость горных пород: виды и единицы измерения

Пористость горных пород

Под пористостью горных пород принято понимать наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газа.

Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всœех пор (VПОР), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентная объёму сообщающихся (VСООБЩ) между собой пор

mП=% (1.1)

Коэффициент открытой пористости (m0) зависит от объёма сообщающихся между собой пор :

(1.2)

Коэффициент эффективной пористости (mэф) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор ( Vпор фильтр), через которые идет фильтрация.

Для коэффициентов пористости всœегда выполняется соотношение:

(1.4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

-субкапиллярные (разрез пор 0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекуляными силами (силой притяжения стенок каналов), в связи с этим практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статически по большому числу исследованных образцов керна.

SНАСЫЩ= SВ +SН+ Sг=1 (1.5)

Пористость

По мере затупления зерен снимаемая стружка становится шире и тоньше. Из-за малой своей упругости такая стружка втирается в поры круга и засаливает его. Для таких материалов приходится выбирать мягкие круги и применять повышенные скорости и малые подачи.

Степень твердости

Для удовлетворения всех запросов различных производств по ГОСТу 3751-47 установлена шкала степеней твердости кругов. В этом стандарте даны условия определения твердости круга с указанием приборов и методов испытания.

Степень твердости одинакового по зернистости и структуре круга варьируется путем изменения количества связки.

С увеличением твердости вводимое в круг количество связки повышается, а с уменьшением твердости понижается.

Выбор твердости шлифовального круга

Выбор твердости круга зависит от многих факторов, из которых основными являются: обрабатываемый материал, размеры детали, метод и характер шлифования, режимы обработки, характеристика круга. Многообразие факторов не дает возможности дать точные данные о выборе твердости, поэтому приходится удовлетворяться общими принципами.

Определяющие факторы

С увеличением площади зоны шлифования, а также с уменьшением разницы между диаметрами круга и детали твердость должна понижаться.

Чем больше диаметры детали и круга, чем толще круг, тем меньшей твердостью он должен обладать. При плоском шлифовании периферией круга необходимо применять более мягкие круги, чем при плоском шлифовании торцом.При плоском шлифовании сегментные круги должны быть более твердые, чем кольцевые круги.

С понижением скорости резания по сравнению с нормально допустимой твердость круга должна быть повышена. С уменьшением подачи твердость круга также должна быть повышена.

Крупнозернистые круги можно выбирать более твердыми,чем мелкозернистые, так как здесь на долю каждого зерна приходится большая работа, вызывающая более быстрое затупление зерен и повышенный износ круга.

При шлифовании прерывающихся или неровных поверхностей следует применять более твердые круги. На тяжелых и жестких станках в исправном состоянии можно применять более мягкие круги, чем на станках, дающих вибрации. При механической подаче круги выбираются более мягкими, чем при ручной.Тонкое чистовое шлифование производится более мягкими кругами, чем обдирочное. При точном шлифовании применяются круги повышенной твердости.

Сухое шлифование требует более мягких кругов, чем мокрое.

Основные шлифовальные и заточные операции производятся кругами твердостью в средних пределах примерно от М2 до СТЗ. Ориентировочно можно рекомендовать круги следующей твердости: для отрезки твердостью С-СТ; для разных обдирочных и зачистных работ (поковок, отливок, сварочных швов, грата, заусенцев и т.

п.) СТ1-СТЗ; для получистовых и чистовых работ на круглошлифовальных и плоскошлифовальных станках М2-С2; для заточки инструмента (включая и твердосплавный)МЗ-СМ1.

ПОРИСТОСТЬ горных пород (а. porosity of rocks; н. Porengehalt der Gesteine, Porositat der Gesteine; ф. porosite des roches; и. porocidad de rocas) — характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в горных породах. Благодаря пористости горные пород могут вмещать (за счёт влияния капиллярных сил) жидкости и газы.

Пористость горных пород, методы её определения.

К пористости не следует относить ёмкость каверн и трещин, характеризующих общую пустотность горных пород (ввиду влияния гравитационных сил). Различают три вида пористости: общую (физическую), открытую и эффективную.

Общая пористость — объём сообщающихся и изолированных пор — включает поры различных радиусов, формы и степени сообщаемости.

Открытая пористость — объём сообщающихся между собой пор, которые заполняются жидким или газообразным флюидом при насыщении породы в вакууме; она меньше общей пористости на объём изолированных пор. Эффективная пористость характеризует часть объёма, которая занята подвижным флюидом (нефтью, газом) при полном насыщении порового пространства этим флюидом; она меньше открытой пористости на объём связанных (остаточных) флюидов.

Определяют пористость методом Преображенского, насыщая породы керосином или 3%-ным раствором солёной воды. Пористость определяется по разнице весов сухого и насыщенного образца, отнесённой к объёму образца, умноженному на плотность насыщающей жидкости. Отношение объёма пор к объёму образца даёт искомую величину пористости, её выражают в % или в долях единицы.

Величина пористости тесно связана с вещественным составом горных пород. В илах, лёссах она достигает 80%; в осадочных горных породах (известняки, доломиты, песчаники) изменяется от единиц до 35%; в вулканогенно-осадочных породах (туфопесчаники, туффиты) — в пределах 5-20%; в магматических породах — не более 5%.

Теоретическая величина пористости зависит от размера, формы и упаковки зёрен и изменяется от 26 до 44,6%. Пористость уменьшается с глубиной, установлена линейная зависимость для песчано-алевритовых пород.

Пористость определяет физические свойства горных пород: прочность, скорость распространения упругих волн, сжимаемость, электрические, теплофизические и другие параметры. В нефтяной геологии методы промысловой геофизики основаны на использовании зависимостей между этими параметрами.

Пористость горных пород. Коэффициенты полной, открытой и динамической пористости пород. Методы их определения. Применение сведений о пористости в нефтедобыче

Под пористостьюгорной породы понимают наличие в ней пор (пустот).

Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостнойпараметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения – это первичныепоры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, поры выщелачивания), вплоть до образования карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al2O3·2·SiO2·H2O).

4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2-5) – это, так называемые, вторичныепоры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Виды пористости

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную (динамическую).

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо.

Пористость открытаяэквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ.) между собой пор и она измеряется в м3, см3.

На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицыили в процентах к объёму образца.

b) Экстрагированный керн – очищенный от нефти, пластовой воды и газа, взвешивают Pсух.

Помещают под вакуум, насыщают жидкостью и взвещиваем в жидкости Pнас/жид. После взвешивают на воздухе Pнас/воз.

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

— субкапиллярные – размер пор 0,5 мм.

В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы.

Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.

По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.

Определение пористости

1. Коэффициент общей(полной, абсолютной) пористости (mп) – дробление, шлифы

2. Коэффициент открытойпористости (mо) Преображенский

3. Коэффициент эффективной(динамической) пористости (mэф) прокачка, до полного вымывания нефти

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот – пор, каверн, трещин). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор: первичные (поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы), вторичные (поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах).

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов.

По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные — меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы).

Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами.

Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Коэффициентом открытой пористости m0 принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Коэффициентом динамической пористости mДИН принято называть отношение объема пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте, к общему объему образца.

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Методы определения пористости

Прямые (для слабосцементированных пород) (метод дробления и непосредственного измерения объема зерен, метод насыщения и взвешивания Преображенского)

Косвенные (для сильносцементированных пород) (метод шлифов)

Наиболее простым способом определения открытой пористости образца породы является объемный метод.

Образец породы насыщают газом, который не сорбируется породой, например азотом или воздухом. В образце породы создается некоторое давление p1. После установления в системе равновесия производят выпуск газа из породы, при этом давление снижается до атмосферного р0. Затем с помощью газового счетчика замеряют объем газа V, вышедшего из образца. Далее из уравнения материального баланса выражается пористость m:

Внутреннюю структуру пористого пространства изучают на основе результатов исследований сечений кернов, отбираемых в скважине из данного пласта.

Пористость — это основной параметр при подсчете запасов нефти или природного газа в залежи. (Qo = F *Н*m*kн*Θ*ρ,)

Пористость пород – коллекторов нефти, газа и воды — является основным емкостным параметром горной породы, следовательно, его величина будет определять при прочих равных условиях объем резервуара, заполненным каким-либо углеводородом в естественных залежах или объем искусственно созданного газового месторождения подземного хранилища газа.

До начала разбуривания и разработки породы-коллекторы находятся в статическом состоянии.

Однако после их вскрытия возможны необратимые изменения коллекторских свойств. Отбор флюидов при больших депрессиях на пласт может нарушить равновесное состояние зерен скелета в общей флюидо-породной системе.

Это приводит к образованию цемента уплотнения за счет необратимых деформаций сильно глинизированных компонентов скелета пород с необратимым уменьшением их емкости с самого начала разработки или даже во время вскрытия пластов.

Изменение термобарических условий в трещинных коллекторах может привести к уменьшению раскрытости трещин.

При этом незначительно уменьшается трещинная пористость и значительно уменьшаются проницаемость и продуктивность.

Обычно применяется следующая схема изучения пористости коллекторов. Первоначально по новому объекту разработки пористость определяют по данным лабораторных исследований керна продуктивных интервалов.

Одновременно для этих же интервалов по геофизическим данным производится определение петрофизических характеристик коллектора. Затем строятся графическая зависимость пористость — петрофизический параметр или многомерная аналитическая модель пористость петрофизические параметры. Количество определений пористости по керну должно позволить получить статистически значимые зависимости. После получения таких зависимостей можно значительно сократить отбор керна и перейти к так называемому «бескерновому бурению».

При дальнейшем разбуривании пористость коллекторов определяется по геофизическим данным с использованием полученных петрофизических зависимостей. Данная схема наиболее применима при исследовании крупных месторождений.

Пористость горных пород

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот – пор, каверн, трещин). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор.

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры) – это первичныепоры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод.

За счет растворения минеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляционными водами) образуются поры.

В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идет сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al2O3·2•SiO2·H2O).

Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор, описанные под пунктами (2–5), так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

По Ф.И.Котяхову в основу деления пустот матрицы на поры и каверны должны быть положены физическая сущность явлений и вытекающие из нее практические выводы..

Например, во многих отношениях 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;

3) методы определения их емкости также различны.

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости , называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему :

(1.2)

Измеряется пористость в долях единицы или в процентах.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов.

По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные — меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы).

Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Наряду с полной пористостью введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.

Коэффициентом открытой пористости принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина обозначается через ПСТ и определяется как разность открытой пористости и доли объема пор, занятой остаточной водой.

В зависимости от перепадов давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей и характера поверхности пород та или иная часть жидкости не движется в порах.

Сюда относятся неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удержанная жидкость и т. д. Динамическая полезная емкость коллектора Пдин характеризует относительный объем пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте.

В таблице приведены коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Коллекторские свойства пластов

Пористость, образуемая сообщающимися порами, называется откры­той. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости.

Открытая пористость – совокупность сообщающихся между собой пор, численно соответствующая отношению объема сообщающихся пор к объему породы.

Эффективная пористость – совокупность пор, через которые может осуществляться миграция данного флюида.

Она зависит от количествен­ного соотношения между флюидами, физических свойств данного флюида, самой породы.

Одним из показателей вертикальной неоднородности пласта является коэффициент расчлененности.

Коэффициент расчлененности – это отношение числа прослоев коллек­торов продуктивного пласта, суммированного по всем скважинам в границах залежи к общему числу скважин.

Коэффициент песчанистости – это отношение эффективной толщины продуктивного пласта к его общей толщине.

Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объема нефти, содержащейся в порах (пустотах) пласта, к общему объему всех пор (пустот) нефтеносного пласта в пластовых условиях.

В нижеприведенных таблицах он рассчитан для чистонефтяной зоны и для водонефтяной зоны.

Проницаемость – это фильтрационное свойство коллектора, характе­ризующее его способность пропускать нефть, газ и воду.

Насыщенность пор флюидами – заполнение порового пространства пород-коллекторов жидкими и/или газовыми фазами. В зависимости от флюида-заполнителя выделяются водо-, нефте- и газонасыщенность; выражаются в процентах.

Смачиваемость – способность породы смачиваться жидкостью.

В не­фтяной геологии представляет интерес смачиваемость минеральных фаз водой и нефтью.

Выделяются гидрофильные и гидрофобные минералы. Гидрофильные минералы способствуют повышению доли остаточной воды по отношению к нефти.

По отношению к нефти также выделяются

смачиваемые ею минеральные фазы, которые способствуют понижению нефтеотдачи.

Пьезопроводность – способность среды передавать давление. В случае несжимаемости среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное экс­плуатацией пласта, может длиться очень долго.

Скорость передачи давления характеризуется коэффициентом пьезопроводности.

Пластовая температура по продуктивным пластам Западной Сибири зависит от глубины залегания пласта и увеличивается примерно на 3 гра­дуса на каждые 100 м.

Продуктивные пласты Талаканского и Алинского месторождений Вос­точной Сибири имеют аномально низкие температуры: 10–17 градусов.

Пластовое давление – давление жидкости или газа, насыщающих пласт.

При отсутствии движения давление в жидкости или газе подчиняется зако­нам гидростатики. Вследствие этого сведения о величине пластового дав­ления должны включать данные о глубине, на которой произведен замер.

Давление, измеренное в первой разведочной скважине, вскрывшей залежь, называется начальным пластовым давлением.

Измеряют давление глубинным манометром на уровне середины вскрытого интервала пласта.

После пуска скважины в опытную эксплуатацию и вскрытия залежи последующими разведочными скважинами в пласте происходят снижение и перераспределение давления, вызываемые отбором жидкости и появле­нием новых точек стока.

Если при опытной эксплуатации скважин наблюдается быстрое падение давления, то это означает, что промышленные запасы нефти или газа ограниче­ны.

Медленное падение давления, особенно при значительном отборе из пласта продукции, является признаком, по которому можно судить о значительных запасах минерального сырья в открытой нефтяной или газовой залежи.

Значительное число нефтяных и газовых залежей приурочено к пласту, образующему региональную гидродинамическую систему.

В таких залежах давление определяется статическим напором краевых вод и равно или близко по значению гидростатическому давлению.

Источник