Полная пористость это: Что такое Пористость — Техническая Библиотека Neftegaz.RU

Что такое пористость породы?

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

коэффициент полной пористости равен:

коэффициент открытой пористости равен:

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.
Рисунок 1 – Возможное расположение частиц в песчаной породе.

Наименее плотная укладка зерен:

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.
а – 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:

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.

Смотрите также:

• 
  Красим деревянный дом снаружи





• 
  Здоровые и энергосберегающие строительные материалы





• 
  Антисептики для сруба дома, бани. Какой лучше выбрать и купить?





• 
  Тонкости в остеклении «хрущевских» балконов





• 
  Из чего делают фарфор?





• 
  Столешницы из жидкого камня

Полная пористость — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Cтраница 1

Полная пористость учитывает весь объем пустот в породе, открытая объем пор связанных между собой, эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью и динамическая учитывает тот объем нефти который будет перемещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.
 [1]

Полная пористость обломочных пород также возрастает от алевролитов к грубообломочным породам. Рш наблюдается их повышенная пластичность по отношению к песчаникам и алевролитам. В делом в каждой группе пород общая закономерность снижения knn с ростом пород сохраняется.
 [2]

Коэффициент полной пористости по этому способу определяют следующим образом. Подготовленный проэкстрагированный и высушенный до постоянной массы образец породы покрывают тонким слоем парафина; для этого образец погружают сначала одной, а после 2 — 3-минутного охлаждения другой половиной в парафин, заранее расплавленный в фарфоровой чашке. Парафин должен иметь температуру, немного превышающую его температуру плавления, чтобы застывание происходило быстро и он не проник в поры образца.
 [3]

Коэффициент полной пористости по этому способу определяют следующим образом. Парафин должен иметь температуру, немного превышающую его температуру плавления, чтобы застывание происходило быстрее и он не мог проникнуть в поры образца. По той же причине погружение образца в парафин должно длиться не более 2 — 3 сек. Затем образец взвешивают в воздухе и в дистиллированной воде.
 [4]

Коэффициент полной пористости учитывает весь объем пор, между собой связанных и не связанных. Под коэффициентом эффективное пористости понимается отношение объема сообщающихся между собой пор к объему образца породы.
 [5]

Коэффициент полной пористости пород используется при оценке абсолютных запасов нефти, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта.
 [6]

Коэффициент полной пористости пород используется при оценке абсолютных запасов нефти, а также для сравнения характера пластов или участков одного и того же пласта.
 [7]

Коэффициент полной пористости нефтесодержащих пород имеет большое практическое значение для характеристики нефтяных залежей.
 [8]

Для определения полной пористости предложено большое число методов. Все они основаны на определении объемов образца пор и твердой фазы. Объемы породы и твердой фазы могут быть измерены при помощи специальных пикнометров. В лабораториях для измерения открытой пористости часто применяются так называемые весовые методы. Один из них, метод И. А. Преображенского, рассмотрим в качестве примера.
 [9]

Для определения полной пористости слабосцементированных пород, которые легко разрушаются в процессе экстрагирования, удобен метод парафинизации. В этом случае он применяется несколько иначе, чем для крепко сцементированных пород. Основное отличие состоит в том, что для парафинизации и связанных с ней определений берется неэкстрагированный образец породы.
 [10]

Обычно различают полную пористость, Когда учитываются все поры, и активную, когда учитываются лишь те, которые входят в единую систему соединенных между собой пор и могут быть заполнены жидкостью извне.
 [11]

Обычно различают полную пористость, когда учитываются все поры, и активную, когда учитываются лишь те, которые входят в единую систему соединенных между собой пор и могут быть заполнены жидкостью извне. Для наших целей существенна, естественно, лишь активная пористость, поэтому в дальнейшем под пористостью понимается именно она. Наряду с пористостью m иногда вводится понятие просветности п — отношения площади активных пор в любом сечении, проходящем через данную точку, ко всей площади сечения.
 [12]

Наряду с полной пористостью введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора.
 [13]

Таким образом, полная пористость включает в себя объем всех пустот ( сверхкапиллярных, капиллярных, субкапиллярных, связанных между собой и изолированных), а открытая пористость содержит лишь объем свободных, связанных ( неизолированных) между собой пор, по которым может передвигаться жидкость. В связи с этим различают коэффициент полной пористости и коэффициент открытой пористости.
 [14]

Однако величина коэффициента полной пористости не в достаточной мере характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор является закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает невозможной миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с коэффициентом полной пористости используют также коэффициенты открытой и эффективной пористости. Первый из них — это отношение к объему образца суммарного объема пор, сообщающихся между собой, второй — это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов.
 [15]

Страницы:  

   1

   2

   3

   4

Пористость

— AAPG Wiki

Пористость определяет емкость водохранилища. Он определяется как отношение пустотного пространства, обычно называемого объемом пор, к общему объему и выражается либо в долях, либо в процентах. Почти все коллекторы углеводородов сложены осадочными породами, в которых значения пористости обычно колеблются от 10 до 40 % в песчаниках и от 5 до 25 % в карбонатах. ^{[1] [2]} (Также см. Качество резервуара.)

Содержание

• 1 Определение терминов пористости
  • 1.1 Общая пористость
  • 1.2 Эффективная пористость
• 2 типа пор
  • 2.1 Пористые системы песчаника
  • 2.2 Карбонатные поровые системы
• 3 Влияние текстурных параметров на пористость
• 4 Лабораторное определение пористости
  • 4.1 Подготовка проб
  • 4.2 Лабораторный анализ
  • 4.3 Измерение объема пор
  • 4.4 Измерение объема зерна
  • 4.5 Измерение общего объема
  • 4.6 Метод суммирования флюидов (ретортная пористость)
  • 4.7 Прочие методы
  • 4.8 Влияние всестороннего давления на пористость
• 5 См. также
• 6 Каталожные номера
• 7 Внешние ссылки

Определение терминов пористости

Рисунок 1  Схема системы пор, связанная с минералогией, содержанием воды и оценкой пористости. (Примечания: *если проба полностью дезагрегирована во время измерения. «Изменяется в зависимости от высоты над уровнем свободной воды».) (По Chatzis et al. ^[3] ; изменено из Hill et al., 1969. ^{[ ]} )

Часто существуют расхождения между значениями пористости, определенными в лаборатории, и значениями пористости, полученными из скважинных каротажей. Некоторые из этих несоответствий являются результатом различий, присущих сравнению прямых измерений физических свойств, сделанных на небольших образцах, с косвенными оценками усредненных свойств. Однако многие из этих несоответствий можно объяснить различиями в определении и оценке пористости (рис. 1).

Общая пористость

Общая пористость включает все пустое пространство, независимо от того, являются ли поры взаимосвязанными или изолированными. В лаборатории нет практического способа измерения объема изолированных пор в горных породах. Однако его можно определить путем дезагрегации образцов. Если дезагрегированные породы содержат смектит, метод, используемый для сушки образцов, может повлиять на значения пористости, и общая пористость после сушки в печи будет больше, чем общая пористость после сушки во влажном состоянии (см. Эффективная пористость ниже). Общая пористость из каротажа плотности будет равна дезагрегированной общей пористости кернов, высушенных в печи. Однако нейтронный журнал расширит определение, включив в него химию структурных гидроксилов.

Эффективная пористость

Пористость анализа керна, высушенного в печи, включает пустотное пространство всех взаимосвязанных пор плюс объем воды, связанной со смектитом. Напротив, пористость анализа высушенного влагой керна включает пустое пространство всех взаимосвязанных пор плюс объем всей связанной воды сверх объема пленки воды толщиной в две молекулы, удерживаемой смектитом. Keelan ^[2] сообщил, что удаление этой пленки может увеличить пористость на 3,3 балла пористости в породах, содержащих 10% смектита.

Типы пор

Рисунок 2  Идеализированная система пористости песчаника, показывающая четыре основных типа пор: межзерновые, микропористые, поры растворения и трещины. (По Питтману. ^[4] )

Основные типы обломочных и карбонатных пор могут быть идентифицированы путем интеграции данных описания керна, петрографии тонких шлифов, сканирующей электронной микроскопии и испытаний капиллярным давлением. Эти анализы показывают, что существуют значительные различия между обломочными и карбонатными типами пор.

Рисунок 3  Идеализированная система карбонатной пористости, показывающая три основные группы пористости: селективная к ткани, неселективная к ткани и селективная к ткани или нет. (По Choquette and Pray. ^[5] )

Поровые системы песчаника

В песчаниках можно выделить четыре основных типа пористости: ^[4] (1) межзерновая (первичная), (2) микропористость, (3) растворение (вторичное) и (4) перелом (рис. 2). Межзерновая пористость существует в виде пространства между зернами обломочного материала. Микропористость существует в виде мелких пор (менее 2 мкм), обычно связанных с обломочными и аутигенными глинистыми минералами. Пористость растворения представляет собой поровое пространство, образованное от частичного до полного растворения зерен каркаса и/или цемента. Трещинная пористость – это пустотное пространство, связанное с естественными трещинами.

Системы карбонатных пор

По сравнению с системами обломочных пор типы пор в карбонатных породах более разнообразны (см. Модели карбонатных коллекторов: фации, диагенез и характеристика потока). Можно выделить три основные группы пор: ^[5] селективные к ткани, не селективные к ткани и селективные к ткани или нет (таблица 1 и рисунок 3). Семь типов пористости (межчастичная, внутричастичная, межкристаллитная, литейная, фенестральная, трещинная и кавернозная) являются общими и важными с точки зрения объема.

Хотя трещинная пористость очень распространена в карбонатных породах, она обычно составляет менее 1% от общего объема как в обломочных, так и в карбонатных коллекторах.

Влияние текстурных параметров на пористость

Рисунок 4  Схема упаковки сфер. Значения пористости рассчитаны для кубической (47,6%), орторомбической (39,5%), ромбоэдрической (26%) и тетрагональной (30,2%) упаковки. (По Бергу; ^[6] ; изменено по Гратону и Фрейзеру. ^[7] )

Первичная пористость в обломочных и некоторых карбонатных породах (таких как оолиты) зависит от размера зерен, упаковки, формы, сортировки, количество межкристаллитной матрицы и цемента. ^[8] Теоретически пористость не зависит от размера зерна. Однако изменения размера зерна влияют на его форму и сортировку. Поскольку эти переменные напрямую влияют на пористость, изменения размера зерна косвенно влияют на пористость.

Теоретическое влияние размера зерен и упаковки на пористость было исследовано Гратоном и Фрейзером ^[7] , которые вычислили пористость различных вариантов упаковки однородных сфер. Теоретическая максимальная пористость кубической спрессованной породы, независимо от значения, присвоенного радиусу зерен, составляет 47,6%. Можно рассчитать значения пористости для других насадок (рис. 4).

Влияние формы зерна на первичную пористость было исследовано Fraser ^[9] и Борода и Вейл. ^[10] Как правило, пористость уменьшается по мере увеличения сферичности из-за более плотной упаковки, характерной для сферических зерен. Многочисленные исследования ^{[9] [11] [10] [12]} показывают, что пористость обычно увеличивается при сортировке. Gaither ^[13] показал, что при смешивании двух размеров зерна пористость уменьшается до тех пор, пока оба размера зерна не будут присутствовать примерно в равных количествах.

Лабораторное определение пористости

Подготовка проб

Большинство методов анализа пористости требуют удаления растворимых углеводородов перед анализом проб. Факторы, влияющие на очистку пробы, включают типы присутствующих углеводородов, присутствие солей, осажденных из поровых вод, минералогию породы, степень цементации и временные ограничения. Для удаления углеводородов из горных пород можно использовать различные растворители и методы очистки. Толуол обычно является эффективным растворителем для большинства жидких углеводородов. Если углеводороды невозможно удалить толуолом, можно использовать толуол/метанол (азеотроп), хлороформ/метанол (азеотроп), метиленхлорид или сероуглерод. Метанол используется для удаления солей, образующихся при испарении соленых поровых вод. Породы, содержащие гипс и смектит, требуют специальной низкотемпературной очистки, чтобы свести к минимуму удаление структурной и связанной воды. ^[14]

Для лабораторного определения пористости обычно требуются сухие образцы. Большинство образцов без глины можно высушить в печи (115°C 388,15 K
239°F
698,67°R). Если присутствуют глинистые минералы, особенно смектит, требуется влажная сушка (относительная влажность 45%, 63°C336,15 K
145,4 °F
605,07 °R), чтобы предотвратить удаление связанной глиной воды.

Лабораторный анализ

Для определения пористости доступны различные лабораторные методики. Тип образца, типы пор, временные ограничения и требования к точности обычно используются для определения наилучшего аналитического метода (таблица 2).

Таблица 2  Сравнение методов определения пористости

Метод	Преимущества
Пористость повторного насыщения	Точный
	Насыщенные образцы доступны для дальнейшего тестирования
	Время насыщения зависит от проницаемости
Пористость по закону Бойля: определение объема зерна	Очень точно
	Не чувствителен к минералогическому составу породы
	Образцы могут быть использованы для дальнейшего тестирования
	Легко определяемая плотность зерна
	Образцы неправильной формы, трещины и/или каверны легко измеряются
	Быстрая техника (после очистки и сушки)
Пористость по закону Бойля: определение объема пор	Очень точно
	Не чувствителен к минералогическому составу породы
	Пористость можно определить при пластовом напряжении
	Измерение проницаемости можно проводить на том же приборе, чтобы избежать гистерезиса напряжений
	Быстрая техника (после очистки и сушки)
Суммарная пористость флюидов	Точно для большинства типов пород
	Пористость и насыщенность определяются на расщепленных образцах
	Не требует очистки или сушки
	Быстрая техника
Количество точек пористости шлифа	Пористость можно определить на образцах неправильной формы, трещинах и/или кавернах
	Типы пор могут быть идентифицированы
	Можно установить взаимосвязь между зернами, цементом, матрицей и порами
П. И.А. пористость	Пористость можно определить на неправильных формах
	Типы пор могут быть идентифицированы
	Точное определение видимой пористости

Пористость можно определить путем измерения двух из трех переменных: объема пор ( V _p ), объемного объема ( V _b ) или объема зерна ( V _{г 90). Уравнения 1, 2 или 3 затем используются для вычисления пористости:}

Пористость также можно определить путем сложения (суммированием флюидов) отдельных отношений объема газа к общему объему ( G _b ), объем нефти к общему объему ( O _b ) и объем воды к общему объему ( W _b ) (уравнение 4). Таким образом,

Измерение объема пор

Рисунок 5  Схема гелиевого порометра по закону Бойля для измерения объема пор.

Объем пор можно измерить непосредственно путем повторного насыщения чистой сухой породы жидкостью. Насыщение производится либо газом (метод закона Бойля), либо жидкостью (гравитационный метод).

В методе по закону Бойля для насыщения образца используется гелий, поскольку он инертен, плохо адсорбируется на поверхности минералов и (из-за малого размера молекулы) быстро проникает в систему микропор. В лаборатории керн часто помещают в аппарат, состоящий из гибкого резинового чехла внутри кернодержателя (рис. 5). Затем к внешней стороне резинового чехла прикладывают давление, чтобы прижать его к образцу. Затем гелий из эталонной ячейки при известном давлении расширяется в объем пор. Следят за новым равновесным давлением в системе и рассчитывают объем пор по закону Бойля:

где

• P ₁ = начальное давление в эталонной ячейке
• P ₂ = конечное давление в системе
• В _r = объем эталонной ячейки
• В _Д = объем соединительной трубки (линейный объем)
• V _p = объем пор образца

Очень точные измерения объема пор могут быть достигнуты с помощью порозиметра по закону Бойля, если ботинок соответствует образцу. Следовательно, этот метод не подходит для кавернозных или трещиноватых пород или для образцов, которые нельзя обрезать в цилиндры.

В гравитационном методе очищенный и высушенный образец сначала взвешивают, а затем погружают в сосуд для насыщения. Сосуд заполняется насыщающей жидкостью и находится под давлением до 2000 фунтов на квадратный дюйм в течение как минимум 24 часов. После стабилизации давления полностью насыщенный образец вынимают из сатуратора, сразу же раскатывают на абсорбирующем материале для удаления поверхностной пленки насыщающей жидкости и взвешивают. Объем пор рассчитывается по следующему уравнению:

где

• V _p = объем пор
• W _S = масса образца (100 % насыщения)
• W _d = масса образца (сухого)
• ρ _s = плотность насыщающей жидкости

Этот метод не подходит для кавернозных, трещиноватых образцов или образцов с очень низкой проницаемостью.

Измерение объема зерна

Рисунок 6  Схема гелиевого порозиметра по закону Бойля для измерения объема зерна.

Объем зерна можно также измерить методом закона Бойля. Оборудование, используемое для измерения объема зерна и объема пор, аналогично, за исключением камеры для образцов. Порозиметр объема зерна не ограничивает образец с помощью резинового чехла (рис. 6). Для измерения объема зерна образец помещают в камеру известного объема. Затем гелий из эталонной ячейки при известном давлении расширяется в камеру для образцов. Равновесное давление в системе контролируется, и для расчета объема зерна используется закон Бойля. Следовательно,

где

• P ₁ = начальное давление в эталонной ячейке
• P ₂ = конечное давление в системе
• В _r = объем эталонной ячейки
• V _c = объем камеры для проб
• В _Д = объем соединительной трубки (линейный объем)
• V _г = объем зерна образца (неизвестно)

Это отличный метод для определения объема зерна независимо от формы образца или характеристик поверхности.

Измерение объемного объема

Объемный объем можно определить прямым измерением, вытеснением жидкости или гравиметрически. Штангенциркули можно использовать для непосредственного измерения однородных образцов, а общий объем рассчитывается на основе измеренных размеров. Этот метод не подходит для нецилиндрических образцов.

Общий объем также можно определить, погрузив небольшой образец в несмачивающую жидкость. Ртуть обычно используется в качестве несмачивающей жидкости, и общий объем равен объему ртути, вытесненной образцом. Гравиметрическое определение общего объема аналогично процедуре насыщения, используемой для определения объема пор. Полностью насыщенный образец сначала взвешивают на воздухе и повторно взвешивают, погружая его в смачивающую жидкость. Общий объем рассчитывается по закону Архимеда. Таким образом,

где

• В _b = общий объем
• W _s = масса образца в воздухе (100 % насыщения)
• W _i = масса образца, погруженного в насыщающую жидкость
• ρ _s = плотность насыщающей жидкости

Метод суммирования флюидов (ретортная пористость)

Метод суммирования флюидов представляет собой быстрый аналитический метод определения пористости с использованием предположения, что общий объем нефти, воды и газа в материале составляет объем пор этого материала. Первые два значения определяются ретортированием образцов при повышенной температуре, а второе – прямым введением ртути. (Подробнее о суммировании флюидов см. в разделе «Обзор рутинного анализа керна».)

Другие методики

Еще одна методика, доступная для определения пористости в дополнение к упомянутым здесь, – это точечный подсчет порового пространства, занятого синей эпоксидной смолой в тонких срезах (см. Анализ тонких срезов). Кроме того, в последнее время был достигнут значительный прогресс в развитии анализа петрографических изображений (PIA) как метода определения пористости. ^{[15] [16]} В этом процессе поровое пространство очерчивается из минералогии с использованием методов фотографического изображения. Получение изображений из нескольких мест на тонком срезе позволяет компенсировать трехмерный параметр из двух измерений.

И рентгеновская компьютерная томография (КТ), и ядерный магнитный резонанс (ЯМР) применяются для определения пористости. Это выходит за рамки данного обсуждения, но подробно описано в литературе (например, Vinegar, ^[17] и Wellington and Vinegar ^[18] ).

Влияние всестороннего давления на пористость

Пористость уменьшается с увеличением эффективного давления вскрыши (литостатическое давление минус поровое давление), а в обломочных породах чувствительность к напряжениям обычно увеличивается с увеличением содержания глины и уменьшением содержания цемента. ^[19] Поскольку пористость зависит от напряжения, лабораторные измерения следует проводить в условиях напряжения, когда это возможно. Эти измерения выполняются с помощью специально разработанных порометров по закону Бойля (объем пор), подобных показанному на рисунке 5, которые применяют к образцу гидростатическое напряжение. Однако в коллекторе разрешенная составляющая напряжения является одноосной. Одноосное напряжение меньше гидростатического напряжения, и, следовательно, гидростатическое напряжение, измеренное в лаборатории, должно быть преобразовано в эквивалентное пластовое (одноосное) напряжение.

См. также

• Описание ядра
• Относительная проницаемость и тип пор
• Палеонтология
• Смачиваемость
• Анализ нефти и конденсата
• Капиллярное давление
• Анализ нефтепромысловой воды
• Проницаемость
• Методы SEM, XRD, CL и XF
• Анализ шлифов
• Реакция порода-вода: повреждение пласта
• Обзор рутинного анализа керна
• Преобразования керна и каротажа и соотношения пористость-проницаемость

Ссылки

1. ↑ Coneybeare, CEB, 1967, Влияние уплотнения на стратиграфический анализ: Canadian Petroleum Geology Bulletin, т. 15, с. 331–345.
2. ↑ ^{2.0 2.1} Килан, Д.К., 1982, Анализ керна для помощи в описании пласта: Journal of Petroleum Technology, т. 34, с. 2483–2491, DOI: 10.2118/10011-PA.
3. ↑ Чатзис И., Н. Р. Морроу и Х. Т. Лим, 1983, Величина и подробная структура остаточной нефтенасыщенности: Журнал Общества инженеров-нефтяников, т. 23, с. 311–326., 10., 2118/10681-ПА
4. ↑ ^{4.0 4.1} Питтман, Э. Д., 1979, Пористость, диагенез и продуктивность резервуаров из песчаника, под ред. П. А. Шолле и П. Р. Шлюгера, Аспекты диагенеза: Общество экономических палеонтологов и минералогов, специальная публикация 26, стр. . 159–173.
5. ↑ ^{5.0 5.1} Шокет П. В. и Л. К. Прей, 19 лет70. Геологическая номенклатура и классификация пористости осадочных карбонатов: Бюллетень ААПГ, т. 54, с. 207–250.
6. ↑ Берг, Р. Р., 1970, Метод определения проницаемости по свойствам породы-коллектора: Труды Ассоциации геологических обществ побережья Мексиканского залива, т. 20, с. 303–317.
7. ↑ ^{7.0 7.1} Graton, L.C., and HJ Fraser, 1935, Систематическая упаковка сфер с особым упором на пористость и проницаемость: Journal of Geology, т. 43, с. 785–909, DOI: 10.1086/jg.1935.43.issue-8.
8. ↑ Петтиджон, Ф.Дж., 1975, Осадочные породы, 3-е изд. : Нью-Йорк, Харпер и Роу, с. 628.
9. ↑ ^{9.0 9.1} Fraser, HJ, 1935, Экспериментальное исследование пористости и проницаемости обломочных отложений: Journal of Geology, т. 43, с. 910–1010, DOI: 10.1086/jg.1935.43.issue-8.
10. ↑ ^{10.0 10.1} Бирд, Д. К., и П. К. Вейл, 1973, Влияние текстуры на пористость и проницаемость рыхлого песка: Бюллетень AAPG, т. 57, с. 349–369.
11. ↑ Роджерс, Дж. Дж. и У. Хед, 1961, Взаимосвязь между пористостью, медианным размером и коэффициентами сортировки синтетических песков: Журнал осадочной петрологии, т. 31, с. 467–470.
12. ↑ Прайор, В. А., 1973, Модели проницаемости и пористости и вариации в некоторых голоценовых песчаных телах: Бюллетень AAPG, т. 57, н. 1, с. 162–189.
13. ↑ Gaither, A., 1953, Изучение пористости и соотношения зерен в экспериментальных песках: Журнал осадочной петрологии, т. 23, с. 180–195, DOI: 10.1306/D4269602-2B26-11D7-8648000102C1865D.
14. ↑ Килан, Д. К., 1971, Критический обзор методов анализа керна: 22-е ежегодное техническое собрание Нефтяного общества Канадского института горного дела, Калгари, Банф, Альберта, 2–5 июня, документ № 7612, с. 1–13.
15. ↑ Эрлих Р., С. К. Кеннеди, С. Дж. Крэбтри и Р. К. Крэбтри, 1984 г., Анализ петрографических изображений, 1. Анализ поровых комплексов резервуаров: Журнал осадочной петрологии, т. 54, н. 4, с. 1365–1378 гг.
16. ↑ Джерард, Р. Э., К. А. Филипсон, Ф. М. Беллентин и Д. Х. Маршалл, 1991, Петрографический анализ изображений, в Полаз, И., Сенгупта, С. К., ред., Автоматический анализ закономерностей при разведке нефти: Нью-Йорк, Springer-Verlag.
17. ↑ Vinegar, HJ, 1986, Рентгеновское, КТ и ЯМР изображение горных пород: Journal of Petroleum Technology, т. 38, с. 257–259, DOI: 10.2118/15277-PA.
18. ↑ Wellington, S.L., and H.J. Vinegar, 1987, Рентгеновская компьютерная томография: Journal of Petroleum Technology, т. 39, н. 8, с. 885–898, DOI: 10.2118/16983-PA.
19. ↑ Амаефуле Дж. О., Д. К. Килан, Д. Г. Керси и Д. М. Маршалл, 1988 г., Описание пласта — практический синергетический инженерно-геологический подход, основанный на анализе данных керна: 63-я Ежегодная техническая конференция и выставка Общества инженеров-нефтяников SPE, Хьюстон. , Техас, 2–5 октября, SPE 18167.

Внешние ссылки

• Исходный контент на страницах данных
• Найдите книгу в магазине AAPG.
• Пористость в SubSurfWiki

Пористость и проницаемость — Компьютерщик подземных вод

Поровое пространство водоносного горизонта представляет собой пространство или пустоты между твердым материалом. Пористость водоносного горизонта представляет собой отношение объема пустот к общему объему, обычно выражаемое в процентах. Эффективная пористость — это пространство , доступное для потока жидкости, и рассчитывается как объем взаимосвязанного пустотного пространства к общему объему, обычно выражаемому в процентах. Пористость может считаться первичной или вторичной. Пустоты в первичной пористости образовались во время образования геологического материала. Пустоты в вторичная пористость образовался после создания камня. Примеры вторичной пористости включают трещины, созданные раствором каналы и т. д. Пористость сильно зависит от расположения, формы и размера материала. Однако диаметр зерна размером не влияет на пористость, так как это отношение объема открытого пространства к общему объему. Например, коробка с футбольными мячами и коробка с теннисными мячами будут иметь одинаковую пористость, если они упакованы одинаково. Чтобы проиллюстрировать это, см. следующий пример: Как уже упоминалось, упаковка зерен также влияет на пористость образца: Расположение различных зерен называется степенью сортировки и показано ниже. Хорошо отсортированные образцы обычно имеют более высокую пористость, чем плохо отсортированные образцы. Плохо отсортированные образцы содержат зерна, которые стремятся заполнить пустоты. Угловатость также может влиять на пористость. Образцы с угловатыми зернами, как правило, имеют меньшую пористость, чем хорошо округлые зерна, особенно такого же размера: Пористость горных пород и рыхлых отложений различна. Some examples include (Source: Cheery and Freeze, 1979): Rocks Porosity (%) Fractured basalt 0. 05 — 0,50 Карстовый известняк 0,05 — 0,50 Песчаник 0.05 — 0.30 Limestone, dolomite 0.00 — 0.20 Shale 0.00 — 0.10 Fractured crystalline rock 0.00 — 0.10 Dense crystalline rock 0.00 — 0.05 Unconsolidated Deposits Gravel 0.25 — 0.40 Sand 0.25 — 0.50 Silt 0.35 — 0.50 Clay 0.40 — 0.70 Permeability is the легкость прохождения воды через пористую структуру породы. Горная порода может быть очень пористой, но если поры не связаны между собой, она непроницаема.