Пористость ГП. Коэф-ты общей, открытой, динамической пористости и методы их определения. Статически и динамически полезная емкости коллектора.

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

По происхождению поры бывают:

- Первичные – образовавшиеся в процессе образования самой породы (Промежутки между плоскостями и наслоением пластов и пропластов, промежутки между зернами породы). (характерны для песков и песчаников)

- Вторичные – образовавшиеся в процессе разлома и дробления породы, растворения ее, уменьшения V вследствие процесса доломитизации и т.д (характерны для карбонатных коллекторов).

 

По величине поровые каналы подразделяются:

1. сверхкапиллярные > 0,5 мм (нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил),

2. капиллярные 0,5 мм ... 0,0002 мм,

3. субкапиллярные < 0,0002 мм (капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит).

 

Для оценки пористости ГП введены три коэф-та:

Коэф общ. Пористости - отношение объема всех пустот в породе к объему образца

m = (Vп/Vобр)*100%

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

m0 = (Vп.о/Vобр)*100%

m0 = (fпросв./F)*100%

fпросв – суммарная площадь просветов в сечении образца

F – площадь сечения образца

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

Статически полезная емкость (Vс) характеризует объем пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью и газом:

Vс = m0 – Sудост

Sудост–коэф-т остаточной водонасыщенности.

Динамически полезная емкостьколлектора (Vg) характеризует объем пор и пустот по которым могут фильтроваться нефть и газ в пластовых условиях. Она зависит от перепада давления, свойств насыщающих пласт ж-тей и многих др факторов.

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

mg = (Vg / Vобр.)*100%

 

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

Например:

- несцементированные песчаники – от 52 %

- песчаники – 3,5...29%

- известняки – от 0,6...33%

- глины – 6,0...50 %

- глинистые сланцы – 0,5...1,4 %

Пористость– это основной параметр при подсчете запасов нефти и газа. Это емкостная хар-ка, показывающая какой объем запасов может содержаться в пустотах.

Q – извлекаемые запасы нефти,

F – площадь залежи,

h – толщина залежи,

m0 – коэф-нт открытой пористости,

Sн - коэф-нт нефтенасыщенности,

ηн - коэф-нт нефтеотдачи,

ρ – плотность нефти,

b – объемный коэф-нт.