Параметры пористой среды

Пористость - это отношение объема пор V_п к объему пористой среды V

m=V_п /V (1.1)

Для фиктивного грунта, исходя из геометрических построений, Слихтер вывел зависимость для полной пористости

. (1.2)

Из формулы (1.2) имеем m_o =0,259 приa=60^о и m_o =0,476 при a=90^о.

Просветность - это отношение площади просветов f_п ко всей площади сечения f:

n =f_п /f (1.3)

Просветность n фиктивного грунта вычисляется по формуле

, (1.4)

что даёт m_s =0,0931 при a=60^о и m_s =0,476 при a=90^о.

Эффективный диаметр определяют по гранулометрическому составу, или по формуле веса средней частицы

, (1.5)

где d_i - средний диаметр i -ой фракции; n_i - массовая или счетная доля i - ой фракции.

Для идеального грунта имеется связь радиуса пор с диаметром частиц фиктивного грунта

(1.6)

Пористость бывает полная, открытая, эффективная. В последнем случае под объемом пор понимается объем открытых пор занятых подвижной жидкостью, т.е. того объёма, через который может протекать жидкость. Измеряется коэффициент пористости в долях единицы или в процентах объема породы. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным пустотам относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т.д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. К вторичным – поры, возникшие в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин (например, вследствие доломитизации) и др. 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 разделяются на три группы:

1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;

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

3) субкапиллярные — менее 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 в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), 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.

В реальных условиях твердые зерна породы обволакиваются тонкой плёнкой, остающейся неподвижной даже при значительных градиентах давления. В этом случае подвижный флюид занимает объём, меньший V_п. Кроме того, в реальной пористой среде есть тупиковые поры, в которых движения жидкости не происходит. Таким образом, наряду с полной пористостью часто пользуются понятием открытой и динамической пористостостями.

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

(1.7)

где V_по – объем, занятый подвижной жидкостью.

Динамическая пористость характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.

В дальнейшем под пористостью мы будем понимать динамическую пористость, кроме специально оговорённых случаев.

Удельная поверхность - это суммарная площадь поверхности частиц, содержащихся в единице объема пористой среды.

Для фиктивного грунта

(1.8)

Удельная поверхность нефтесодержащих пород с достаточной точностью определяется формулой

(1.9)

где k - проницаемость в дарси [мкм²].

Среднее значение S_уд для нефтесодержащих пород изменяется в пределах 40 тыс. - 230 тыс. м²/м³. Породы с удельной поверхностью большей 230тыс. м²/м³ непроницаемы или слабопроницаемы (глины, глинистые пески и т.д.).

Насыщенность - это отношение объема жидкости V_f, содержащейся в порах, к объему пор V_п

(1.10)

Проницаемость - это параметр породы, характеризующий ее способность пропускать жидкие и газообразные среды. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что она характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация.

Величина проницаемости зависит от размера пор для модели идеального грунта с трубками радиуса R

, (1.11)

где R - мкм; k - д.

Для реальных сред радиус пор связан с проницаемостью формулой Котяхова

, (1.12)

где k -д; R - м; j - структурный коэффициент (j=0.5035/m^1,1 - для зернистых сред).

Т.к. радиус пор связан с удельной поверхностью, то с ней связана и проницаемость

, (1.13)

Проницаемость горных пород меняется в широких пределах: крупнозернистый песчаник - 1-0.1д; плотные песчаники - 0.01-0.001д.