Единица измерения пористости – Пористость горных пород. Типы пористости и определяющие ее факторы. Лабораторные способы определения

Пористость горной породы — Википедия

Материал из Википедии — свободной энциклопедии

По́ристость — свойство горных пород, определяемое наличием в ней пустот — пор, трещин и каверн, содержащих нефть, газ и воду. Различают полную и открытую пористость. Полная пористость определяется объёмом всех пор в породе, открытая — сообщающихся между собой.

В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объёма открытых (сообщающихся) пор к объёму образца породы — коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует ёмкостные свойства пород–коллекторов. Расчёт его производится по следующей формуле:

Kp=Vpor/Vobr{\displaystyle K_{p}=V_{por}/V_{obr}}

Vpor — объём сообщающихся полостей,см³; Vobr — объём образца породы, см³.

Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы минеральных зёрен горной породы, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации.

Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор 0,508—2 мм; капиллярные — 0,0002—0,508 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных — при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных — движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки.

  • Звездин В.Г. Нефтепромысловая геология: Учебное пособие: Пермский государственный университет, 2007. — 83 c. ISBN 5-247-03761-8.

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

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

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости mпназывается отношение суммарного объёма порVпорв образце породы к видимому его объёмуVобр:

Vпор/Vобр.

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,Vзер- объём зёрен.

Существует много способов определения коэффициентов пористости горной породы. Для определения Vобрчасто 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.

Пористость пород - виды и формулы определения пористости

Пористость горной породы – это наличие в ней незаполненных твердым веществом пор. Емкостные свойства пород–коллекторов обусловлены наличием в них пустотного пространства, способного заполняться нефтью, газом или водой.

Пустоты бывают трех видов: поры, каверны и трещины. Соответственно и коллекторы образуют три основных типа: поровый, каверновый и трещинный, а также различные сочетания этих типов. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

Полная и открытая пористость

Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между  cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы:

Поры в пемзе

Поры в пемзе

коэффициент полной пористости равен:

Коэффициент полной пористости равенкоэффициент открытой пористости равен:

Коэффициент открытой пористости

где Кп.п. и Ко.п. – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости;

Vп.п. и Vо.п. — объем полной, открытой пористости, м3;

Vобр. – объем образца породы, м33.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0,15) или в процентах (Кп=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем углеводородов, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС).

Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

Виды порового пространства и каналов

По величине поровых каналов пористость условно подразделяется на три группы:

  1. Сверхкапиллярные – диаметр 2 – 0,5 мм;
  2. Капиллярные – диаметр 0,5 – 0,0002 мм;
  3. Субкапиллярные – диаметр менее 0,0002 мм.

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

Субкапиллярные каналы, независимо от величины пористости практически непроницаемы (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Открытая пористость коллекторов на практике изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %, в большинстве случаев она изменяется от 6 – 8 до 25 %. Пограничные значения пористости между коллектором и неколлектором лежат в пределах 4 – 6 %.

На величину пористости влияет взаимное расположение зерен. Возможное расположение частиц в песчаной породе показано на рисунках 1, 2.

 Возможное расположение частиц в песчаной породе Рисунок 1 – Возможное расположение частиц в песчаной породе.

Наименее плотная укладка зерен:

 Возможное расположение частиц в песчаной породе                                                                                                         а                                            б

 а — наиболее плотная мягкая укладка зерен; б — менее плотная укладка.

Рисунок 2 – Возможное расположение частиц в песчаной породе

В первом случае теоретическая величина пористости составляет 47,6 %, во втором – 25,9 %. Величина пористости не зависит от размера составляющих пород зерен. Виды пористого пространства пород представлены на рисунке 3.

Виды порового пространства порода – хорошо окатанный и отсортированный песок с высокой пористостью; б – плохо отсортированный песок с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная порода, зерна которой также пористы; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена отложениями минерального вещества в пространстве между зернами; д – поровое пространство трещиноватых известняков, частично расширенное растворением; е – порода, ставшая пористой вследствие возникновения трещин.

Рисунок 3 – Виды порового пространства пород (по В.Д. Ломтадзе)

Кавернозность и трещиноватость пород

Кавернозность характерна для карбонатных пород, подверженных растворению. Каверны от пор отличаются лишь размерами. Принято к кавернам относить пустоты с размерами не менее 2 мм, т.е. более чем размер сверхкапиллярных пор. Коэффициент полной кавернозности и открытой кавернозности определяется аналогично коэффициентам пористости.

Трещиноватость

горных пород обусловлена наличием трещин, не заполненных твердым веществом. Трещиноватостью обладают в основном плотные, крепкие, низкопоровые хрупкие породы. Наличие в такой породе разветвленной системы трещин обеспечивает коллекторскую емкость.

Трещинную емкость можно определить в шлифе под микроскопом по формуле:

Трещинная емкость

где Кт – трещинная емкость, см3;

b – раскрытость трещин в шлифе, т.е. расстояние между стенками трещины, см;

l – суммарная протяженность всех трещин в шлифе;

F – площадь шлифа, см2.

По степени раскрытости трещин выделяются макротрещины, видимые невооруженным глазом с раскрытостью более 0,1 мм, и микротрещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом с раскрытостью менее 0,1 мм. Трещинный тип коллектора в чистом виде встречается редко. Как правило, микротрещинные участки породы имеют дополнительную емкость за счет пористости и кавернозности. На практике коллектора делят на поровые, каверновые, трещинные и смешанного типа: трещинно – поровые, трещинно – каверновые, трещинно – порово – каверновые, каверно – поровые и др.


4. Определение пористости

Пористость (общая) П – степень заполнения материала порами:

П = Vп / Vо, (1.10)

где Vп– объем пор в материале; Vо– объем материала в естественном состоянии.

Открытая пористость По определяется как отношение суммарного объема пор, насыщающихся водой, к объему материалаVо, т.е.

. (1.11)

Закрытая пористость Пз:

Пз = П – По. (1.12)

Существует два способа определения общей пористости: экспериментальный и экспериментально-расчетный.

Экспериментальный (прямой) способ основан на замещении порового пространства в материале сжиженным гелием и тре­бует сложной аппаратуры для испытаний.

Экспериментально-расчетный метод определения порис­тости использует найденные опытным путем значения истинной плотности материала ρ и его средней плотности ρов сухом состоянии. ПористостьП (%)вычисляют по формуле

. (1.13)

Открытую пористость Пок (%)определяют по формуле

Пок= Во, (1.14)

где Во– объемное водопоглощение материала, % (см. п.6).

Закрытую пористость Пз(%) вычисляют по формуле (1.12).

Результаты вычислений пористости материала заносят в табл.1.6.

Таблица 1.6. Результаты вычислений пористости материала

Наименование материала

Общая порис-тость образца, %

Открытая порис-тость образца, %

Закрытая порис-тость образца, %

5. Определение влажности

Влажность материала характеризуется тем количеством воды, которое содержится в порах и адсорбировано на поверхности образца.

Влажность образца W(%) вычисляется по формуле

, (1.15)

где mв – масса влажного образца, г; mс – масса сухого образца, г.

Влажность бетона определяют по образцам или пробам, полученным дроблением образцов после их испытания на проч­ность. Наибольший размер кусков после дробления должен быть не больше 5мм. Путем квартования отбирают пробу 100г, которую сушат при температуре (105±5)°С до постоянной массы. Чтобы установить в процессе высушивания достижение пробой постоянной массы, производят взвешивания не менее чем через 4часа. Массу считают постоянной, если разница между повторными взвешиваниями оказалась не более 0,1 %. Влажность образца вычисляют по формуле (1.15).

Результаты опытов заносят в табл.1.7.

Таблица 1.7. Результаты определения влажности образца материала

Наименование материала

Масса пробы в состоянии естественной влажности, г

Масса пробы в сухом состоянии, г

Влажность образца, %

6. Определение водопоглощения

Водопоглощение – это способность материала впитывать и удерживать в порах воду. Определяют водопоглощение по массе и объему.

Водопоглощение по массе Вм(%) вычисляют по формуле

, (1.16)

где mн – масса насыщенного водой образца, г; mс – масса сухого образца, г.

Водопоглощение по объему Во (%) – степень заполнения объема материала водой, характеризующую в основном его открытую пористость, ─ вычисляют по формуле

, (1.17)

где Vо – объем образца, см3; ρв – плотность воды (1 г/см3).

Зная водопоглощение по массе Вм и плотность ρо, можно рассчитать водопоглощение по объему

. (1.18)

Испытание производят на образцах в виде кубов с реб­ром 100 или 150 мм или в виде цилиндров, имеющих такие же диаметр и высоту. Допускается определение водопоглощения материала на образцах, имеющих неправильную геометричес­кую форму и массу не менее 200г. Образцы высушивают до постоянной массы, а затем помещают в емкость, наполненную водой с таким расчетом, чтобы уровень воды в емкости был выше верхнего уровня уложенных образцов примерно на50мм. При этом образцы укладывают на прокладки так, чтобы высота образца была минимальной. Температура воды в емкости должна быть (20±2)°С.

Образцы взвешивают через каждые 24ч насыщения водой с погрешностью не более 0,1 г.При каждом взвешивании образ­цы, вынутые из воды, предварительно вытирают отжатой влаж­ной тканью. Массу воды, вытекшую из пор образца на чашку весов, следует включать в массу насыщенного образца. Насыщение водой производят до тех пор, пока результаты двух последовательных взвешиваний будут отличаться не более чем на 0,1 г. Водопоглощение по массе и объему вычисляют по формулам (1.16) -(1.18).

Водопоглощение материала определяют также методом кипя­чения образцов. При этом образцы кипятят в сосуде с водой. Объем воды должен не менее чем в два раза превышать объем установленных в нем образцов. После каждых 4ч кипячения образцы охлаждают в воде до комнатной температуры, обтира­ют влажной отжатой тканью и взвешивают. Испытание произво­дят до тех пор, пока результаты двух последовательных взве­шиваний будут отличаться не более чем на 0,1 %.Расчет водопоглощения ведут по указанным выше формулам.

Результаты опытов заносят в табл.1.8.

Таблица 1.8. Результаты определения водопоглощения образца материала

Наименование материала

Масса сухого образца, г

Масса образца, насыщенного водой, г

Объем образца, см3

Водопоглощение образца, %

по массе

по объему

Контрольные вопросы

1. Что такое истинная плотность материала, от чего она зависит, как определяется?

2. Почему для определения истинной плотности каменный материал измельчают?

3. Что общего и что разного между истинной и средней плотностью материала?

4. Что такое средняя плотность материала, от чего она зависит, как определяется?

5. Что такое и как определяется общая, открытая и закрытая пористость материала?

6. Какая существует зависимость между водопоглощением по объему и общей пористостью материала? Всегда ли эта зависимость справедлива?

7. Какое влияние оказывает открытая и закрытая пористость на морозостойкость материала?

8. Какое влияние оказывает открытая и закрытая пористость на тепло- и звукопроводность материалов?

9. Что такое и как определяется влажность материала?

10. Что такое водопоглощение материала, от чего оно зависит, как определяется?

Лабораторная работа №2

Определение механических свойств материалов

Пористость горных пород. Типы пористости и определяющие ее факторы. Лабораторные способы определения

Пористость горных пород. Типы пористости и определяющие её факторы. Лабораторные способы определения

Пористость осадочных, магматических и метаморфических пород

Пористость горных пород — характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в горных породах. Благодаря пористости горные пород могут вмещать (за счёт влияния капиллярных сил) жидкости и газы. 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.

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.

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.

Общая и открытая пористость зависят от: глубины залегания, падает с увеличением глубины; от плотности пород; количества цемента и др.

В лабораторных условиях П. г. п. определяется методами свободного, вакуумного (под вакуумом) и принудительного (под давлением) насыщения горных пород жидкостью, а также методами, основанными на расширении газа, и др. В полевых условиях для оценки величины П. г. п. используются различные виды каротажа скважин. Результаты изучения П. г. п. используются для подсчёта запасов полезных ископаемых (например, нефти и газа), выборе технологии разработки полезных ископаемых и др.

Еще пористость определяют 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.

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

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

Связь пористости и коэффициента насыщенности в долях:

.(5)

Sнасыщ = 1; Sг = 1 - (SB + SH).(6)

Рис. 3. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость: 1. - песчаники, 2. - глины

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%.

Осадочные и вулканогенные горные породы (песчаники, известняки, лавы, туфы и др.) характеризуются большим диапазоном значений пористости (от 50 до 10% и менее). Магматические и метаморфические породы обладают, как правило, малой пористостью (0,1—3%). С возрастанием глубины залегания пород П. г. п. обычно уменьшается (особенно осадочных) и на больших глубинах может иметь очень малые значения.

Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы зерен, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор – 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002 - 0,508 мм; субкапиллярные – менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных – при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных – движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. В зависимости от характера полостей выделяют три типа коллектора: поровый, каверновый, трещинный. Поровые коллекторы образованы межзерновой пористостью в терригенных и карбонатных породах.

Каверновые характерны для карбонатных пород. Трещинные коллекторы встречаются преимущественно в карбонатных породах и терригенных с карбонатным цементом. Они в чистом виде встречается редко и отмечены на больших глубинах в плотных карбонатных породах, песчаниках, хрупких сланцах, метаморфизованных и изверженных породах. Чаще можно видеть карбонатные коллекторы смешанного типа – порово-каверново-трещинные. В их формировании принимали участие различные процессы: выщелачивание, доломитизация - увеличивающие емкость; перекристаллизация, окремнение, уплотнение – снижающие емкостные свойства коллекторов. В зависимости от преобладания тех или иных полостей и типа коллектора пористость карбонатных пород колеблется от 0,1 до 30%. Для коллекторов с межзерновыми порами она составляет 16 – 20%. В каверновых коллекторах достигает 30% и выше. Емкость трещинных коллекторов чрезвычайно мала и составляет всего 0,1 – 3%.

Рис. 1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а - менее плотная кубическая укладка, б - более компактная ромбическая укладка

Таблица 1 Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Горная порода

Пористость, %

Глинистые сланцы

0,54-1,4

Глины

6,0-50,0

Пески

6,0-52

Песчаники

3,5-29,0

Известняки

до 33

Доломиты

до 39

Известняки и доломиты, как покрышки

0,65-2,5

Список использованной литературы

пористость горный порода магматический

Звездин В.Г. Нефтепромысловая геология: Учебное пособие: Пермский государственный университет, 2007 ,

Энгельгардт В., Поровое пространство осадочных пород, М., 1964;

Исследования физико-механических свойств горных пород, М., 1961;

Справочник физических констант горных пород, М., 1969;

Леворсен А. И., Геология нефти и газа, пер. с англ., 2 изд., М., 1970

Измерения пористости

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Измерения, необходимые для вычисления пористости, производятся в лаборатории на небольших кусочках, вырезанных из керна, либо на шламе. К настоящему времени разработано и описано большое число методов быстрого и точного определения пористости [4]. Применяется также несколько качественных методов оценки пористости,

дополняющих различные виды анализа кернового материала или заменяющих последние,

когда они невозможны. Ниже приводится их краткое описание.

Электрокаротаж. Этот метод заключается в измерении (в милливольтах)

естественного электрического потенциала пород (спонтанного потенциала, или ПС).

Низкие значения потенциала устанавливаются против непроницаемых пластов, тогда как более высокие значения - против пористых (проницаемых) слоев (см. стр. 83-87: глава 3,

электрический каротаж, А.Ф.).

Радиоактивный каротаж. С помощью гамма-каротажа измеряют естественное гамма-излучение пройденных скважиной пород, а с помощью другой разновидности радиоактивного каротажа - нейтронного каротажа - измеряют гамма-излучение из пород,

возбуждаемое действием нейтронов (см. стр. 87-89: глава 3, радиоактивный каротаж,

А.Ф.). Нейтронный каротаж фиксирует прежде всего содержание в пласте водорода и,

следовательно, указывает на присутствие в толще пород флюидов, таких, как газ, нефть и вода. Наличие же последних свидетельствует о том, что породы обладают пористостью.

Гамма-каротаж и нейтронный каротаж широко используются для выявления пористости известняковых и доломитовых коллекторов.

Другие виды каротажа. Очень полезны для определения пористости пород-

коллекторов микрокаротаж и акустический каротаж. Качественную характеристику пористых зон позволяет выявить и кавернометрия, а в совокупности с другими видами каротажа она дает возможность произвести даже количественное определение пористости.

Исследование шлама под микроскопом. В случае отсутствия керна очень часто единственным способом непосредственного наблюдения пористости является изучение под бинокулярным микроскопом кусочков бурового шлама. Нефть, насыщающая мельчайшие пустоты, может быть обнаружена благодаря ее флуоресценции под ультрафиолетовыми лучами. Опытный микроскопист может быстро определить характер пористости и дать качественную оценку ее относительной величины, используя такие термины, как «непроницаемый», «плотный», «пустоты», «точечная пористость», «пористый», «кавернозный», «межкристаллическая», «межзерновая». Отсутствие в породе пор, видимых в микроскоп, обычно свидетельствует о том, что породы имеют слишком

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

низкую пористость, чтобы содержать значительные количества нефти.

Малый объем порового пространства коллектора, как может быть установлено под микроскопом, обусловливается различными факторами: порода может быть, например,

плотным тонкокристаллическим литографским известняком или доломитом; она может состоять из мелких и очень мелких песчаных частиц; содержать большое количество глинистых частиц, слагающих основную массу или образующих оболочки на песчаных зернах; содержать большое количество цемента; поровое пространство породы может быть занято в значительной степени каким-либо веществом, попавшим в поры под давлением [5].

Механический каротаж. Неожиданное увеличение значений проходки на диаграмме механического каротажа, обусловленное резким повышением скорости бурения с «проваливанием» бурового инструмента, часто свидетельствует о вскрытии толщи пористых пород. Чем больше пор содержит порода, тем меньшей плотностью она обладает и легче поддается разбуриванию. Подобные изменения скорости проходки часто рассматриваются как указание на наличие продуктивного пласта и служит сигналом для начала отбора керна с целью определения характера пород.

Неполное извлечение керна. Керн, извлекаемый при вращательном бурении обычным колонковым буром, может оказаться короче соответствующего интервала его отбора. Очень часто эта неполнота извлечения керна обусловливается трещиноватостью,

пористостью и несцементированностью породы-коллектора, вследствие чего последняя не полностью захватывается колонкой и частично выносится на поверхность в виде бурового шлама. Тот факт, что зоны неполного извлечения керна могут соответствовать толщам пород с аномально высокой пористостью, объясняет существование эмпирического правила: «Керн не извлекается - хорошая скважина».

Конечно, никогда нельзя сказать с уверенностью, действительно ли плохой вынос керна указывает на высокую пористость пород соответствующего интервала разреза,

однако определенную помощь в решении этого вопроса могут оказать данные механического каротажа, поскольку пористые породы бурятся быстрее, чем плотные.

Появление алмазных колонковых долот сделало возможным почти стопроцентный вынос керна; поэтому их применение обычно позволяет производить непрерывную регистрацию изменений пористости вскрываемых скважиной пород по керну.

Проницаемость

Проницаемость - это свойство породы, характеризующее возможность перемещения флюидов через сообщающиеся поры (эффективную пористость) без

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нарушения и смещения слагающих ее частиц; иными словами, проницаемость служит мерой флюидной проводимости породы и, очевидно, является наиболее важным параметром коллектора. В геологии нефти и газа проницаемость трактуется не как абсолютная, а как относительная величина; порода называется проницаемой, если за короткое время (например, в течение часа) она может пропустить заметное количество флюидов, и непроницаемой, если скорость фильтрации в ней ничтожна. Однако следует признать, что в масштабе геологического времени и по отношению к газам и жидкостям с малой вязкостью почти все породы обладают некоторой проницаемостью.

Единица измерения проницаемости пород в системе CGS была названа дарси, по имени Анри Дарси [6], который в 1856 г. исследовал фильтрацию жидкостей в пористой среде. Закон Дарси выражается уравнением

где q - объемный расход жидкости (в единицу времени) в см3/сек при горизонтальном течении, k - постоянная проницаемости в дарси, А - площадь поперечного сечения в см2, µ - вязкость жидкости в сантипуазах и dp/dx - гидравлический градиент, или разница в давлении (р) в направлении течения (х), в атм/см. Это уравнение полностью характеризует вязкое или ламинарное течение гомогенных флюидов в пористых средах с однородной упаковкой частиц и постоянным поперечным сечением¹. Таким образом, при заданном значении к скорость фильтрации флюидов через блок пористой породы прямо пропорциональна перепаду давления, а также площади поперечного сечения блока и обратно пропорциональна вязкости флюидов протяженности пути фильтрации.

Американский нефтяной институт дает следующее произвольное определение единицы дарси в системе CGS: «Пористая среда обладает проницаемостью в 1 дарси, если однофазный флюид с вязкостью в 1 сантипуаз, полностью насыщающий пустоты среды,

фильтруется через нее в условиях вязкого течения со скоростью 1 см/сек при площади поперечного сечения среды 1 см2 и при давлении или соответствующем гидравлическом градиентом 1 атм/см (76,0 см ртутного столба)» [7]. В «условиях вязкого течения» скорость потока настолько низка, что становится прямо пропорциональной гидравлическому градиенту. Дарси является коэффициентом пропорциональности между этими величинами, а определенное числовое значение проницаемости – свойством и характерной особенностью только пропускающей

¹Турбулентное течение в породах-коллекторах не представляет интереса. Строгая формулировка закона Дарси требует учета ускорения силы тяжести и направления. Читатель, желающий более подробно ознакомиться с обстоятельствами установления и ограничениями применимости закона Дарси, отсылается к работам Хьюберта (Hubert, Journ., Geol. 48, pp. 787-826,

1940) и Маскета (Мuskat, Physicalles Principles of Oil Production, McGraw-Hill Book Co., New York,

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

pp. 123-131, 1949).

флюид среды, но не самого флюида.

Проницаемость средних пород-коллекторов колеблется в пределах 5-1000

миллидарси. Чтобы получить представление о том, что такое один дарси, рассмотрим кубический блок песка с длиной стороны в 1 фут. Если песок будет иметь проницаемость в 1 дарси (1000 миллидарси), то этот кубический блок песка за сутки и при перепаде давления в 1 фунт (0,45 кг) должен пропускать около 1 барреля (160 л) нефти. В

промышленных количествах нефть и газ иногда получают и из пород, проницаемость которых не превышает 0,1 миллидарси, однако в таком случае эти породы, очевидно,

должны обладать высокопроницаемыми системами трещин, которые не могут быть обнаружены стандартными методами лабораторных анализов. В средних коллекторах проницаемость вместе с пористостью претерпевает сильные изменения, как в вертикальном, так и в горизонтальном направлении. Типичные примеры большинства подобных коллекторов (из Чили и Техаса) показаны на фиг. 4-3 и 4-4. Порода-коллектор,

проницаемость которой не превышает 5 миллидарси, называется непроницаемым песком или плотным известняком в зависимости от ее состава. Ниже приводится грубая полевая оценка проницаемости (в миллидарси):

Средняя……………………….1,0-10

Хорошая………………………10-100

Очень хорошая……………….100-1000

Некоторые характерные значения пористости и проницаемости коллекторов нефтяных залежей сведены в табл. 4-1.

Измерения проницаемости

Проницаемость пород-коллекторов определяется обычно в лабораторных условиях посредством исследования образцов или кусочков керна в пермеаметре. Пермеаметры разных систем различаются в деталях конструкции, но все они обычно состоят из кернодержателя, насоса для нагнетания флюида через керн, манометров для измерения перепада давления в керне и расходомера для измерения скорости прохождения флюида через керн. Лабораторные методы стандартизованы, поэтому все измерения можно проводить быстро и с достаточной точностью для решения проблем, связанных с коллектором. Для испытаний, как правило, используют цилиндрические образцы керна диаметром 2 см и длиной 2-3 см1. Разработано и описано несколько таких методов [8].

При измерении проницаемости коллекторов применяют обычно воздух или сухой

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

газ при минимальном давлении, обеспечивающем наименьшую поддающуюся определению скорость течения флюида; если давление вызовет турбулентное течение флюида в породе, измерения будут чреваты серьезными погрешностями. Чаще всего в качестве эталона используют воздух, поскольку он слабо или вообще не реагирует с веществом породы и не вызывает каких-либо систематических изменений ее проницаемости². Кроме того, измерения проницаемости пород с применением воздуха легко сравнимы между собой. Установлено, однако, что воздухопроницаемость образца породы-коллектора в лабораторных условиях не всегда соответствует ее проницаемости в отношении нефти, газа и минерализованной воды в пластовых условиях. Повышение значений проницаемости при определении ее с помощью воздуха по отношению к проницаемости, измеренной с помощью пластовых флюидов, вызывают следующие факторы:

¹В СССР в качестве стандартных для определения проницаемости приняты следующие размеры образцов: диаметр 3 см, длина 5 см. - Прим. ред.

²Еще лучше применять нейтральный азот. - Прим. ред.

Перед проведением измерений проницаемости образец породы высушивается и полностью освобождается от присутствующих в нем газа, нефти и воды. Поскольку коллекторы в большинстве своем гидрофильны (т.е. каждая частица породы обволакивается тонкой пленкой пластовой воды), воздухопроницаемость сухого образца будет отличаться от газо- и нефтепроницаемости смоченного водой образца.

1. Породы-коллекторы почти всегда содержат некоторое количество глинистых минералов, многие из которых химически неустойчивы. Некоторые из них,

особенно монтмориллонит, поглощают воду и разбухают (причем степень разбухания зависит от свойств воды). В связи с тем что при лабораторной обработке вода из образцов пород удаляется, глинистые минералы могут либо лишиться содержащейся в них воды,

либо и вовсе распасться на более мелкие частицы, а любое из этих изменений глинистых минералов отражается на результатах измерения проницаемости пород. Коллоидный глинистый материал породы-коллектора после сушки и очистки образца от нефти может утратить связанность и стать рыхлым. Поэтому он может забить мелкие поры породы; во всяком случае, структура порового пространства изменится по сравнению с ее характеристикой в пластовых условиях.

Если планируется заполнение коллекторов водой, как, например, в случае заводнения при применении методов вторичной разработки, желательно провести специальные измерения проницаемости пород с использованием той же самой воды,

которую предполагается закачивать в пласт. Полученные при этом значения будут

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

отражать водопроницаемость пород, которая обычно ниже их воздухопроницаемости.

Эффективность и успешность работ по вторичной добыче нефти с нагнетанием воды в пласт в целях вытеснения или вымывания нефти из пор зависит в большой степени от свойств применяемой» воды, которая не должна вызывать разбухания глинистых частиц в породе.

3.Неполное высушивание керна может быть причиной частичного захвата породой воздуха (эффект Жамэна). Поэтому сопротивление фильтрации значительно возрастает, когда в капиллярных каналах газовые пузырьки будут перемешиваться с капельками жидкости, например, пузырьки воздуха и капельки воды или пузырьки газа и капельки нефти [9]. В связи с этим, если при определении проницаемости пород применяется жидкость, весь газ и воздух должны быть удалены из исследуемого образца с особой тщательностью; в противном случае значения проницаемости будут сильно занижены.

4.Проницаемость не зависит от типа флюида, фильтрующегося через породу,

так же как и от величины перепада давления. Однако газопроницаемость пород выше их проницаемости для жидкостей, что, вероятно, в значительной мере объясняется проскальзыванием пузырьков газа вдоль стенок сообщающихся пустот (чего не отмечается для жидкостей). С ростом давления уменьшается объем воздуха или любого другого газа, испольуемых для измерения проницаемости и, следовательно, сильно уменьшается редний свободный пробег газовых молекул, пока при достаточно высоких давлениях газ не становится почти тождественным жидкости. Для определения поправки на это различие между воздухом и жидкостью Клинкенберг предложил специальную шкалу [10]. Она основана на представлении о том, что газопроницаемость является функцией среднего свободного про газовых молекул, т.е. газопроницаемость зависит от таких факторов, ратура. давление и состав газа. Давление является наиболее главным из них. Низкое давление обусловливает максимальную величину среднего свободного пробега молекул и, кроме того, наибольшую их к проскальзыванию. Поправку на проницаемость Клинкенберг по определить путем измерения воздухопроницаемости при нескольких различных значениях давления и экстраполяции получаемой кривой до бесконечно высокого давления, при котором воздухопроницаемость приближается к проницаемости для жидкостей. Проницаемость по Клинкенбергу, эквивалентная воздухопроницаемости, в «плотных» песках (проницаемость менее 1 миллидарси) может возрасти на 100 %: эта поправка приближается к нулю для пород высокой проницаемости.

Таким образом, поправочный коэффициент проницаемости Клинкенберга применяется для определения ошибки измерения, которая возникает в результате проскальзывания газа

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

низкого давления при его использовании. Эта зависимость на бумаге с двойной логарифмической сеткой выражается прямой линией.

Обычно проницаемость измеряется в направлении, параллельном поверхностям напластования породы-коллектора. По направлению этой горизонтальной, или латеральной, проницаемости и происходит основная фильтрация флюидов в скважину.

Часто измеряют также проницаемость в направлении, поперечном по отношению к поверхностям напластования, или вертикальную проницаемость, которая обычно меньше горизонтальной1. Высокая проницаемость поперек слоистости может явиться причиной просачивания воды снизу или проскальзывания газа сверху вниз; в результате этого изменяется относительная насыщенность пласта у ствола скважины, что отрицательно сказывается на ее продуктивности.

Причиной более высокой горизонтальной проницаемости по отношению к вертикальной является в значительной степени характер расположения и упаковки слагающих породу частиц, который возникает в процессе седиментации. Поскольку плоские зерна стремятся располагаться и перекрывать друг друга параллельно поверхностям наслоения, растворы наиболее свободно движутся в этом направлении, и,

растворяя минеральные частицы породы, эти жидкости повышают горизонтальную проницаемость породы. Незначительные отдельности внутри пласта и слоистость,

связанная с изменениями размера частиц, гораздо чаще располагаются параллельно наслоению, чем поперек его, так что эти явления также способствуют увеличению горизонтальной проницаемости по сравнению с вертикальной. Следует отметить, что те значения, которые мы получаем обычно при лабораторных исследованиях, характеризуют именно проницаемость параллельно напластованию. Однако, если пласт-коллектор имеет крутое или вертикальное падение, направление повышенной проницаемости может быть почти параллельным стволу скважины.

Высокая вертикальная проницаемость связана в основном с наличием трещин и процессами растворения вдоль них, а также с существованием поверхностей отдельности,

ориентированных поперек слоистости. Она чаще всего встречается в карбонатных и других хрупких породах, а также свойственна кластическим породам с высоким содержанием растворимого материала. Ее можно обнаружить, кроме того, в неплотно упакованных или несцементированных песчаных породах.

Если отобрано и исследовано достаточное количество керна, с помощью стандартных лабораторных методов можно получить все необходимые сведения о проницаемости

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

пород, причем точность измерений будет удовлетворять требованиям, возникающим при решении самых различных задач - геологических, технологических и промысловых.

Полевые методы определения проницаемости, хотя и уступают в точности лабораторным,

все же чрезвычайно полезны, а часто предоставляют единственно возможные данные о проницаемости тех или иных пород.

¹Отождествлять проницаемость вдоль слоистости с горизонтальной можно лишь в случае небольших углов падения пород. - Прим. ред.

1. Если во вскрытом пласте содержится так много свободной воды, что она начинает поступать в ствол скважины, разжижая буровой раствор при вращательном бурении или частично заполняя скважину при канатном, это указывает на то, что пласт проницаем. Скорость, с которой вода поступает в ствол скважины канатного бурения,

дает даже лучшее представление об общей проницаемости вскрываемых пород, чем лабораторное исследование керна.

2.При вращательном бурении глинистый раствор закачивают в ствол скважины по квадратной бурильной трубе, и через коронку долота он поступает к забою, а

затем вместе с шламом вновь выносится на поверхность по кольцевому пространству между бурильной трубой и стенкой скважины. Если глинистый раствор не возвращается к устью скважины или выносится не полностью, говорят о потере его циркуляции в скважине. Это означает, что раствор уходит из ствола скважины в пласт, который должен обладать высокой проницаемостью и давлением, меньшим по сравнению с гидростатическим давлением бурового раствора в скважине.

3.Внезапное увеличение скорости проходки указывает на вскрытие скважиной менее твердых пород; это может означать, что долото вошло в пласт, обладающий высокой пористостью, а возможно, и проницаемостью.

4.Одним из лучших способов измерения общей, или суммарной,

проницаемости пласта являются испытания его продуктивности, при которых выясняется зависимость между производительностью скважины и снижением давления на забое. Если проницаемость пород высока, то скорость снижения давления на забое скважины при увеличении скорости добычи будет незначительной, при низкой же проницаемости снижение забойного давления с увеличением скорости добычи будет гораздо более интенсивным. Весьма показательна также скорость восстановления пластового давления после проведения испытаний, ибо она позволяет судить об объеме системы потом.

является ли система изолированной или открытой. Испытания пласта при полностью открытых задвижках скважины с целью определения свободного дебита являются стандартной процедурой, когда для точных подсчетов запасов нефти и газа в пласте и его

Пористость пород - коллекторов, пористость в физике. пористость в химии

Пористость

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.

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.

Пористость как вычислить, формула

Пористость формула вычислить

 

About Author


alexxlab

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *