пласт нефть

ВторичныеСПБГУАП группа 4736порыhttps://new.guap.ru/i03/contacts

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате растворения минеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляции подземных вод). В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста (каверны, пустоты, пещеры и т.п.).

3.Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. При доломитизации (превращение известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3)) идет сокращение объемов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (водный силикат алюминия

(Al2Si2O5(OH)4)- глина).

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

4.Пустоты и трещины, образованные за счет эрозионных процессов:

выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5.Пустоты и трещины, образованные за счет тектонических процессов, изменения напряжений в земной коре.

33

СПБГУАПОбъёмгруппапор зависит4736 https://newот.:guap.ru/i03/contacts

-формы зёрен;

-сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

-размера зёрен;

-укладки зёрен – при кубической укладке пористость составляет – 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% ;

-

-однородности и окатанности зёрен;

-вида цемента .

34

СПБГУАПРазновидностигруппа 4736 https://newцемента.guap.ru/i03/contactsгорных пород

35

	СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
	КОЭФФИЦИЕНТ
		mо = Vп/V
	ПОРИСТОСТИ

ПОЛНАЯ	ОТКРЫТАЯ	ДИНАМИЧЕСКАЯ

Для газовых и нефтяных коллекторов в большинстве случаев m=15-22%, но может меняться в широких пределах: от нескольких долей процента до 52%.

Коэффициент общей (полной) пористости (mп) в процентах зависит от объема всех пор:

ОткрытуюСПБГУАП группапористость4736 https://newхарактеризует.guap.ru/i03/contactsотношение объема сообщающееся между собой пор, к общему объему образца.

37

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Динамическую или эффективную пористость характеризует только объем тех поровых пространств, через которые возможно движение жидкости (воды, нефти) или газа под воздействием сил, соизмеримых с силами, возникающими при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

mп > mo > mэф.

38

СПБГУАПКоэффициентыгруппа 4736 https://new.пористостиguap.ru/i03/contactsнекоторых осадочных пород

	Горная порода	Пористость, %
	Глинистые сланцы	0,54–1,4
	Глины	6,0–50,0
	Пески	6,0–52
	Песчаники	13–29,0
	Известняки	до 33
	Доломиты	до 39
	Известняки и доломиты как покрышки	0,65–2,5

Общая и открытая пористость зависят от:

•глубины залегания, падает с увеличением глубины;

•от плотности пород;

•количества цемента и др

39

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Влияние естественного уплотнения пород на их пористость:

1. – песчаники, 2. – глины

40

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Пористость фиктивного грунта не зависит от диаметра шарообразных частиц, а зависят только от степени укладки.

Для реальных сред коэффициент пористости зависит от плотности укладки частиц и их размера – чем меньше размер зёрен, тем больше пористость. Это связано с ростом образования сводовых структур при уменьшении размера частиц.

Система связанных пор образует поровые каналы, которые

делятся на:

1)сверхкапиллярные — d больше 0,5 мм (течение нефти, газа и воды свободное);

2)капиллярные — от 0,0002 мм (0,2 мкм) до 0,5 мм (фильтрация с участием капиллярных сил)

3)субкапиллярные — меньше 0,2 мкм (0,0002 мм) (жидкости

перемещаться не могут, преобладают силы молекулярного

взаимодействия)

41