ПОРИСТОСТЬ
Под пористостью горной породы понимается совокупность пустот (пор) между частицами ее твердой фазы в абсолютно сухом состоянии.
По размерам поры условно подразделяются на сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.
Сверхкапиллярные, r (радиус) пор – 0,1 мм и выше.
Капиллярные, r от 0,0002 до 0,1 мм.
Субкапиллярные, r < 0,0002 мм.
Поры горных пород могут быть взаимосвязанными и изолированными. Первые соответствуют открытой, а вторые – закрытой частям порового пространства породы. Общая (абсолютная) пористость породы равна суммарному объему открытых и закрытых пор.
Количественно пористость оценивается коэффициентом, численно равным отношению объема пор Vпор к объему образца породы Vобр и выражается в долях единицы или процентах.
Коэффициент общей пористости:
(1)
где Vпор.общ – общий объем пор в образце породы.
Коэффициент открытой пористости:
(2)
где Vпор.о – объем открытых пор в образце породы.
Коэффициент закрытой пористости:
(3)
где Vпор.з – объем закрытых пор в образце породы.
Полезная емкость пород-коллекторов определяется объемом пор, которые могут быть заняты нефтью или газом. Величина этой пористости характеризуется коэффициентом эффективной статической пористости.
(4)
или
(5)
где Vпор.св – объем порового пространства, занятый связанной водой;
kВ.СВ – коэффициент связанной водонасыщенности.
Величина пористости обломочных пород зависит от формы и размера породообразующих частиц, степени их отсортированности, сцементированности и уплотненности.
Породы с низкой пористостью (меньше 5%) при отсутствии трещин и каверн обычно не являются промышленными коллекторами.
Породы с пониженной пористостью характеризуются kП = 5-10%, со средней – kП = 10-15%, с повышенной – kП = 15-20%, высокопористые – kП >20%.
Увеличение глинистого и другого по вещественному составу цементирующего материала снижает пористость пород.
Содержание воды в горных породах называется их влажностью, а способность удерживать в себе то или иное количество воды в определенных условиях – влагоемкостью.
ПЛОТНОСТЬ
Плотность δ – физическая величина, которая для однородного вещества определяется его массой (Масса – величина, характеризующая количество вещества в теле, и равная весу тела, деленному на ускорение свободного падения g). Для жидких и твердых веществ она устанавливается по отношению к плотности дистиллированной воды при 4ºС, для газов – по отношению к плотности сухого воздуха при нормальных условиях (p= 101325 Па, T= 0 К).
Удельный вес равен отношению веса тела к его объему и может быть определен как произведение плотности δ на ускорение свободного падения g.
Если плотности твердой фазы и пластовой жидкости постоянны, то при полном насыщении δп является функцией пористости породы (рис. 1):
 |
 |
Зависимость δп=f(kп) позволяет определить kп по плотности.
В глинистых породах твердая фаза состоит из основных породообразующих минералов, составляющих скелет породы с плотностью δм и глинистого цемента с плотностью δгл, заполняющего частично поровое пространство между зернами скелета.
Тогда
где kгл – объемная глинистость.
Откуда
С увеличением глубины залегания плотность пород, как правило, возрастает, что связано с их уплотнением и, как следствие этого, уменьшением пористости под давлением вышележащихтолщ.
Водонасыщенность
Вода, содержащаяся в породах, в зависимости от характера ее взаимодействия с твердыми частицами имеет различное состояние и подразделяется на две основные категории: связанную и свободную.
Содержание связанной воды в породах обусловлено химическими и физико-химическими (адсорбционными) процессами. В связи с этим различают химически связанную и адсорбционно связанную воду.
К химически связанной относится вода кристаллизационная и конституционная.
Кристаллизационная вода входит на ряду с другими молекулами и ионами в кристаллическую решетку некоторых минералов в виде H2O и, как правило, удаляется из них при t =100ºC.
Конституционная вода образуется при нагревании ряда минералов из входящих в их кристаллическую решетку гидроксильных ионов OH-, H+, H3O+ и часто называется гидроксильной.
Некоторая часть воды в пористых средах подвержена влиянию физико-химических (адсорбционных) сил, которые по своей природе являются электрическими и проявляются на поверхности гидрофильных частиц. Эту часть воды принято называть адсорбционной.
Породы, твердая фаза которых смачивается водой, считаются гидрофильными, если твердая фаза не смачивается водой – гидрофобными.
Содержание связанной воды в поровом пространстве пород количественно оценивается коэффициентом связанной водонасыщенности:
где Vв.св – объем связанной воды, соответствующий доле объема пор, занятого связанной водой; Vпор – общий объем пор породы.
Связанная и условно подвижная вода обуславливает остаточную водонасыщенность, характеризуемую коэффициентом kв.ост остаточного водонасыщения.
Количество подвижной (извлекаемой) воды в породах, оценивается коэффициентом kв.подв подвижной водонасыщенности
(13)
а общее содержание воды в поровом пространстве – коэффициентом kв водонасыщенности
(14)
Нефтегазонасыщенность
Твердая фаза обломочных пород сложена в основном гидрофильными минералами, что обуславливает распространение в природе преимущественно гидрофильных коллекторов нефти и газа.
В общем случае
(15)
где Vн, Vг, Vв – доли объемов порового пространства, занятых соответственно нефтью, газом и водой; kн, kг, kв – коэффициенты нефте-, газо- и водонасыщенности.
Вязкость
Вязкость – свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц при движении. Силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении, характеризуются коэффициентом динамической вязкости.
В международной системе единиц (СИ) динамическая вязкость μ измеряется в Па·с (Паскаль в секунду) и определяется как вязкость среды, в которой при градиенте скорости 1 м/(с·м) на 1 м² слоя действует сила трения 1 Н.
В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или (сП). 1 сП = 0,01 П = 0,001 Па·с.
Вязкость газа с повышением температуры увеличивется.
 |
Кинематическая вязкость ν представляет собой отношение динамической вязкости μ к плотности ρ. Единица измерения в СИ – м²/с или мм²/с; 1 мм²/с = 10-6 м²/с.
В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряю в стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт): 1 Ст = 10-4 м²/с, 1 сСт = 10-6 м²/с = 1 мм²/с.
При пересчетах абсолютной вязкости в кинематическую, значения плотности ρ или удельного веса γ берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.
ПРОНИЦАЕМОСТЬ
Свойство пород пропускать через себя жидкость, газы и их смеси при перепаде давлений называется проницаемостью.
Физическая проницаемость соответствует проницаемости породы при фильтрации через нее однородной жидкости или газа, химически инертных по отношению к твердой фазе. Закон Дарси для оценки проницаемости запишем в следующем виде:
где Δp – перепад давления, Па; L – длина пористой среды, м; μ – динамическая вязкость жидкости (газа), Па·с; Q – объемный расход жидкости (газа) в единицу времени (в м3/с) через сечение F (в м²) пористой среды.
Из чего следует
где kпр – коэффициент проницаемости, м².
Основным фактором, влияющим на коэффициент проницаемости пород, является структура их порового пространства, характеризуемая формой и размером пор, извилистостью и удельной поверхностью каналов фильтрации. Эти параметры определяют объем фильтрующего агента, траекторию его отдельных струй и силы поверхностного взаимодействия, препятствующие фильтрации.
Способность пород, насыщенных водонефтегазовыми смесями, проводить отдельно нефть, газ, воду называют фазовой (эффективной) проницаемостью.
 |
Отношение фазовой проницаемости к физической называют относительной проницаемостью
которую выражают безразмерной величиной в долях единицы или процентах.
