Способы определения пористости горных пород

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Из определения понятия коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения, которые используются для его измерения:

где V_обр и V_зер — объемы образца и зерен. Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зе­рен, формулу можно представить в виде здесь — плотности образца и зерен. Из формул следует, что для определения коэф­фициента пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Су­ществует много методов определения плотности образца и зерен и соответственно имеется множество способов оценки коэффициента пористости горных пород.

Для определения объема образца часто пользуются, ж И. А. Преображенскому, методом взвешивания насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используете* закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вы тесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщен ного той же жидкостью.

Насыщения образца жидкостью можно избежать, если и пользовать метод парафинизации (метод Мельчера). При stoiv способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации. Метод па­рафинизации трудоемок и не повышает точности определений

Объем образца также определяют по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор — по методу взвешивания. Объем пор при этом находится разности давлений массы породы, насыщенной под вакуумом жидкостью, и массы сухого образца плотность жидкости.

Следует учитывать, что методом насыщения и взвешиванием определяется не полная пористость, так как часть пор (замкну­тых) не заполняется жидкостью, а так называемая пористость насыщения. Поэтому объем пор часто находят по объему зе­рен с помощью пикнометров и специальных приборов — жидко­стных и газовых порозиметров. Порозиметрами пользуются так­же для нахождения открытой пористости.

Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля — Мариотта: изменяя в системе объемы газа и давле­ние, по полученным данным подсчитывают объем частиц и по­ристость.

В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, пред­варительно насыщенного под вакуумом керосином, определя­ется по объему вытесненной жидкости (керосина) после по­мещения в камеру прибора твердого тела.

Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. В этом случае пористость оценивается с помощью методов основанных па измерении площадей под микросколом или опре­делении соотношения этих площадей по фотографиям. Для кон­трастности при изучении степени взаимосвязанности пор по­следние иногда заполняются окрашенным воском или пласти­ками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учи­тывать особенности и свойства коллектора. Для песков значе­ния открытой и полной пористости практически одинаковы. В песчаниках и алевролитах, по данным А. А. Ханина, полная пористость может на 5—6 % превышать открытую. Наиболь­ший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов. При оценке пористости пород газовых коллекторов, сложен­ных алевролитами и песчано-алевролитовыми отложениями, от­крытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. Пористость их оказывается существенно большей, чем при насыщении этих пород керо­сином.

Газометрический способ следует также применять для из­мерения пористости пород, разрушающихся при насыщении ке­росином, а также образцов с низкой пористостью (менее 5%), так как в последнем случае объем пленки керосина, покрываю­щего образец, становится сравнимым с объемом пор, что сильно искажает результаты определений.

Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться в широких пределах — от нескольких процентов до 52%. В большинстве случаев она составляет 15—20%.

Пример. Определение открытой пористости по И. А. Преображен­скому. Взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом обра­зец в воздухе и образец, насыщенный керосином,—в керосине.

Пусть pi — масса сухого образца в воздухе; Р₂ — масса образца с керо­сином в воздухе; рз —масса насыщенного керосином образца, помещенного и керосин; р,

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

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m) , выраженный в долях или процентах.

Коэффициент общей (полной , абсолютной ) пористости (mП) в процентах зависит от объёма всœех 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 зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равно. Для пород, содержащих большое количество цемента͵ между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие .

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.

C пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sв), нефтенасыщенность (Sн), величины , выраженные в долях или в процентах.

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 полной (или абсолютной) пористости m , называется отношение суммарного объема пор VП в образце породы к видимому его объему VОБР : m= VП/ VОБР , %

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:

где , где; ρ0 — плотность газа при стандартных условиях; V=V1- V0 – разность объемов газа в образце, соответственно, при давлении P1 и P0.

Vпор=mVобр. , где Vобр. — геометрический объем образца.

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