что такое пористая поверхность

пористая поверхность

пористая поверхность
(напр. лопатки турбины)
[А.С.Гольдберг. Англо-русский энергетический словарь. 2006 г.]

Тематики

Смотреть что такое «пористая поверхность» в других словарях:

ПОРИСТЫЙ — ПОРИСТЫЙ, пористая, пористое; порист, пориста, пористо. Изобилующий порами, мелкими скважинами. Пористая поверхность. Пористая сталь. Толковый словарь Ушакова. Д.Н. Ушаков. 1935 1940 … Толковый словарь Ушакова

Эндопротезирование суставов — Эндопротезирование суставов медицинская манипуляция при которой производится замена сустава его искусственным аналогом Содержание 1 Эндопротезирование суставов … Википедия

Закон степени трёх вторых — Графическое представление закона степени трёх вторых Закон степени трёх вторых (закон Чайлда … Википедия

Метод Кислотного Травления (Acid-Etch Technique) — метод фиксации зубопротезных материалов из пластмассы на эмали зубов; применяется для удержания и изоляции зубной пломбы, удержания и фиксации ортодонтической назубной скобы, а также для фиксации изолирующего покрытия зубных фиссур и адгезивного… … Медицинские термины

Печёночница обыкновенная — Это статья о виде грибов Fistulina hepatica. Если Вы ищете статью о виде растений Hepatica nobilis, который также называют печёночницей обыкновенной, см. Печёночница благородная. Печёночница обыкновенная … Википедия

Источник

Лако-красочные материалы — производство

Технологии и оборудование для изготовления красок, ЛКМ

Общие сведения о пористых телах и методы их получения. Классификация пористой структуры \

Пористые тела — это твердые тела, внутри которых имеются поры, обусловливающие наличие внутренней межфазной по­верхности. Поры могут быть заполнены газом или жидкостью. В соответствии с классификацией дисперсных систем по агре­гатному состоянию фаз пористые тела относятся к дисперс­ным системам с твердой дисперсионной средой и газообразной или жидкой дисперсной фазой. Свободнодисперсные системы с твердой дисперсной фазой (порошки, суспензии) и пористые тела можно рассматривать как своеобразные обращенные си­стемы. Если в системах первого типа твердым телом является дисперсная фаза, то в системах второго типа — дисперсионная среда. Подобно тому, как с повышением дисперсности суспен­зии переходят в золи, а затем в истинные растворы, макропо­ристые тела с ростом дисперсности переходят в микропористые тела с размерами пор, соизмеримыми с размерами молекул. В этом случае, как подчеркивает М. М. Дубинин, представле­ние о внутренней поверхности теряет физический смысл, как н для истинных растворов.

Большинство пористых, особенно высокопористых, тел мож но представить как более или менее жесткие пространственные структуры — сетки или каркасы. В коллоидной химии такие системы называют гелями. К гелям относятся уголь, торф, дре­весина, картон, бумага, ткани, зерно, кожа, глина, почва, сла­бо обожженные керамические материалы и т. д. Пористые тела могут быть хрупкими или обладать эластическими свойствами. Их часто классифицируют по этим свойствам. Пористые ма­териалы обладают значительной и сильно различающейся ад­сорбционной способностью по отношению к влаге. По типу связи жидкости (влаги) с твердым телом подразделяют (П. А. Ребиндер) на химическую (реализуется при сольвата ции, при которой молекулы жидкости входят в структуру кри­сталла, и удалить влагу можно только с помощью химической реакции или прокаливания), физико-химическую (проявляется при адсорбции, благодаря молекулярным силам Ван-дер — Ваальса и водородным связям) и физико-механическую (обу словлена капиллярными силами).

На практике в качестве адсорбентов, предназначенных для извлечения, разделения и очистки веществ, применяют специ­ально синтезируемые высокопористые тела. Эти тела кроме большой удельной поверхности должны обладать механической прочностью, избирательностью и рядом других специфических свойств. Наиболее широкое применение находят активные уг­ли, силикагели, алюмогели, цеолиты.

Высокодисперсные пористые неорганические материалы, в частности, адсорбенты и катализаторы, получают в основном двумя методами. Один из них заключается в синтезе гидрозо ля с последующей его коагуляцией для образования геля; гель высушивают. Частицы дисперсной фазы (корпускулы) в ре­зультате этих операций срастаются с образованием твердого каркаса. Так как частицы золя высокодисперсны, то получае­мый пористый материал имеет большую удельную поверх­ность. Для удобства использования комки адсорбента дробят, гранулируют или таблегируют. Обычно размеры зерен адсор­бента находятся в пределах от 0,1 до 7,0 мм в зависимости от его назначения.

Таким методом получают адсорбенты корпускулярной структуры (структуры из сросшихся между собой мельчайших частиц—корпускул). Промежутки между сросшимися части­цами являются порами, размеры которых зависят от размеров частиц и плотности их упаковки. К адсорбентам этого типа от­носятся различного рода силикагели (гели поликремниевой кислоты) — первые синтетические адсорбенты, получившие ши­рокое промышленное применение. Таким же методом получают алюмогели, алюмосиликагели, активный оксид магния.

В последнее время все большее применение в качестве ад­сорбентов и катализаторов находят молекулярные сита, и в частности, природные и синтетические цеолиты. Цеолиты — это алюмосиликаты, обладающие строго регулярной кристалличе­ской структурой. Каркас кристалла цеолита состоит из струк­турных тетраэдрических элементов [S1O4]4— и [АЮ4]5

, соеди­ненных общими атомами кислорода. Избыточный отрицатель­ный заряд каркаса (благодаря наличию в нем трехзарядного алюминия) компенсируется зарядом катионов щелочных и ще­лочноземельных металлов, располагающихся в полостях струк­туры. В зависимости от кристаллической структуры окна этих полостей имеют размеры 0,4—1,1 нм (соизмеримые с размера­ми молекул). Поэтому на цеолитах могут адсорбироваться только те вещества, молекулы которых имеют размер по наи­меньшей оси (критический диаметр) меньше диаметра окна полости. Отсюда происхождение названия «молекулярные си­та».

Цеолиты эффективно поглощают воду, поэтому широка применяются для осушки газовых и некоторых жидких сред. При нагревании вода из них испаряется, с чем и связано их название — цеолиты (кипящий камень; от греч. цео — кипеть, литое — камень). Синтез цеолитов освоен совсем недавно (1948 г.); особенностью синтеза является процесс кристаллиза­ции после получения алюмосиликагеля.

Второй метод получения высокодисперсных пористых ад­сорбентов и катализаторов заключается в обработке крупно­пористых материалов агрессивными газами или жидкостями. При такой обработке получаются пористые тела губчатой структуры. Этим методом получают активные угли (пористые углеродные адсорбенты) из различного сырья — каменного уг­ля, торфа, дерева, животных костей, ореховых косточек и др. Из этих материалов сначала удаляют летучие вещества при нагревании без доступа воздуха, в результате чего образует­ся крупнопористая структура угля, затем активируют уголь путем окисления газом (02, С02), водяным паром или обработ­кой химическими реагентами:

С + 02 — С02; 2С + 0 2 — 2СО С + Н20 —^ СО + Н2; С + С02 —^ 2СО f = 800—900 °С

В процессе активации до степени обгара угля

50% (до­ля угля, выгоревшего при активации) образуются микропоры. С увеличением степени обгара размеры пор увеличиваются. Обработка угля некоторыми солями и кислотами (карбонаты, сульфаты, хлориды, азотная кислота и др.) при высокой тем­пературе также приводит к выгоранию угля под действием вы­деляющихся газов — окислителей. Реагенты могут растворять содержащуюся в исходном материале целлюлозу, а при высо­кой температуре (250—60С°С) выделяется аморфный высоко­дисперсный углерод, образующий высокопористую структуру. Таким же методом получают, например, губчатый никель Рэ — нея — высокодисперсный никелевый катализатор. Сначала го­товят никельалюминиевый сплав, который затем обрабатыва­ют щелочью для растворения алюминия.

Прі^юда материала и методы синтеза в значительной сте­пени определяют размеры пор пористых тел. Имеется несколь­ко классификаций пористых тел, в основу которых положены различные признаки, в том числе равновесные и кинетические свойства. Наибольшее распространение ‘получила классифика­ция, предложенная М. М. Дубининым. По этой классификации за основу приняты размеры пор и механизм протекающих в них адсорбционных процессов. Как уже упоминалось во вве­дении, по классификации М. М. Дубинина пористые тела де­лятся на макропористые, переходнопористые, микропористые в зависимости от линейного размера, под которым понимают полуширину для щелевидной поры или радиус для сфериче­ской или цилиндрической поры.

Макропористые тела имеют поры радиусом больше 100,0— 200,0 нм, удельная поверхность макропористых тел находится в пределах 0,5—2 м2/г. В связи с тем, что такие поры намного больше адсорбируемых молекул, то их стенки по сравнению с молекулами можно рассматривать как ровные поверхности, поэтому для макропористых тел применима обобщенная тео­рия адсорбции Ленгмюра. В адсорбентах и катализаторах мак­ропоры играют роль транспортных каналов, и адсорбцией в Них можно пренебречь.

Переходнопористые тела (или капиллярно-пористые, или мезопористые) имеют размеры пор в пределах от 1,5 до 100,0—200,0 нм их удельная поверхность составляет от 10 до 500 м2/г. На стенках этих пор при малых давлениях происхо­дит полимолекулярная адсорбция паров, которая с увеличени­ем давления заканчивается капиллярной конденсацией. Из промышленных адсорбентов и катализаторов к переходнопо — ристым можно отнести силикагели, алюмогели, алюмосилика­гели.

Микропористые тела обладают порами, соизмеримыми с размерами адсорбируемых молекул. Радиусы пор лежать в пре­делах от 0,5 до 1,5 нм. Удельная поверхность таких тел 500— 1000 м2/г и выше. Отличительной чертой микропор является настолько близкое расположение противоположных стенок, что их поля поверхностных сил перекрываются и они действуют во всем объеме микропор. К микропористым телам применима адсорбционная теория объемного заполнения микропор. К мик­ропористым адсорбентам относятся цеолиты и некоторые ак­тивные угли. Суммарный объем микропор промышленных ад­сорбентов не превышает 0,5 см3/г.

Большинство промышленных адсорбентов характеризуется широкой полидисперсностью и относится к смешанным типам адсорбентов. Их полидисперсность определяется распределени­ем пор по размерам, отражающим относительное содержание разных пор.

Источник

лекционный материал по теме №4

Описание

Оглавление

1. Пористость

Плотность осадочных пород определяется в первую очередь их пористостью, обусловленной структурой и диагенезом пород, в меньшей степени минеральным составом. Пустотное пространство породы называется пористостью. Пустотное пространство, всегда существующее в горных породах между их зернами и называемое поровым пространством или пустотами, заполнено флюидами. Пористость породы-коллектора определяется как доля суммарного объема породы, не занятая ее твердой минеральной составляющей (матрицей).

(4.1)

Vb — суммарный объем породы-коллектора

Пористости коллекторов нефти и газа варьируют в диапазоне от 5 % до 40 %, но чаще всего встречается пористость от 10 % до 20 %.

Факторы, определяющие величину пористости обломочных осадочных пород, следующие:

характеристики водных потоков во время седиментации;

продолжительности процесса седиментации.

цементирующим материалом служат:

В зависимости от плотности укладки равновеликих частиц шарообразной форме независимо от их размера коэффициент пористости может изменяться от 26% при тетраэдрической укладке частиц до 48% при кубической.

2. Виды пористости

Геолого-промысловая классификация пористости

Различают две категории пористости:

в зависимости от того, объем какого порового пространства измеряют при определении пористости.

Геологическая классификация пористости

фрагменты скелетов живых организмов;

полости и каверны неправильной формы;

пустоты, созданные живыми организмами в первичном осадке.

пустоты растрескивания в двускатных перегибов крутых узких антиклинальных складок;

су горизонтальные пустоты образующиеся при нарушении сплошности пластов в результате пологих оползней;

пустоты связанные с подводными оползневыми брекчиями и конгломератам, образующимися в результате гравитационного сползания частично литофицированных масс осадков по клону морского дна.

3. Флюидонасыщенность

Пористость породы-коллектора — очень важный параметр, так как определяет емкость коллектора — свойство породы вмещать флюиды (нефть, газ и воду).

Не менее важна относительная степень заполнения этих пор тем или иным конкретным флюидом. Это свойство характеризуется флюидонасыщенностью, которая определяется как доля общего объема пор, которая занята нефтью, газом или водой. Таким образом, нефтенасыщенность (S_o) равна:

(4.2)

Аналогичные выражения можно записать для газа и воды. Очевидно, что:

(4.3)

(4.4)

Использование количественных значений пористости и флюидонасыщености

Одним из простейших методов оценки количества нефти, содержащейся в пласте, является объемный метод. Для подсчета начальных геологических запасов нефти (N, м3) используется следующее математическое выражение:

(4.5)

h — толщина пласта, м;

S_oi — начальная нефтенасыщенность, доли единицы.

Это запасы в пластовых условиях.

Запасы товарной нефти равны:

(4.6)

Воi — начальное отношение объема нефти в пластовых условиях к объему нефти в стандартных поверхностных условиях, м3 пл. усл./м 3 ст.

4. Проницаемость

Чтобы быть коллектором, порода должна быть не только пористой, но еще и позволять углеводородным флюидам двигаться по сообщающимся порам. Свойство породы пропускать флюиды называется проницаемостью. Очевидно, что непористые породы не обладают проницаемостью. Поры, или пути движения флюидов, представляют собой сложную систему взаимосвязанных капилляров и каналов различных размеров.

Движение сжимаемых и несжимаемых флюидов через пористые породы описывается законом Дарси и выведенными из него следствиями.

Французский инженер Анри Дарси вывел уравнение движения жидкости, которое с тех пор стало одним из наиболее часто используемых инженерами-нефтяниками.

Это уравнение в дифференциальной форме записывается следующим образом:

(4.7)

u – линейная скорость движения флюида, см/с;

q – объемная скорость (расход) флюида см 3 /с;

A_c – площадь поперечного сечения см 2 ;

k – проницаемость (или коэффициент пропорциональности пористой среды, дарси (D) (0,986923 мкм 2 );

– градиент давления в направлении движения фюида атм/см.

Один дарси — это относительно высокая проницаемость. Проницаемость большинства пород-коллекторов нефти и газа меньше одного дарси. Поэтому в нефтяной и газовой промышленности широко используется более мелкая еди­ница проницаемости, миллидарси (мД). В системе единиц СИ вместо дарси и миллидарси используется квадратный микрометр (мкм 2 ).

Проницаемость называется абсолютной, если порода на 100% насыщена одним флюидом (фазой).

Если в породе присутствуют более одного флюида (вода, нефть, газ), то, проницаемость для каждого из них называют эффективной.

Если в породе присутствует более чем один флюид, отношение эффективной проницаемости для любой фазы к абсолютной проницаемости породы называют относительной проницаемостью (kr) для этой фазы.

Например, относительные проницаемости для нефти, газа и воды будут

5. Классификация проницаемости

Нефтяные и газовые коллекторы могут иметь первичную проницаемость, которая известна также как проницаемость матрицы породы, и вторичную проницаемость.

Проницаемость матрицы образуется во время отложения осадочных пород.

Вторичная проницаемость является результатом изменения матрицы породы благодаря уплотнению, цементации, образованию трещин и выщелачиванию. Уплотнение и цементация обычно уменьшают проницаемость, тогда как образование трещин и выщелачивание имеют тенденцию увеличивать ее.

Проницаемость пород-коллекторов нефти и газа может изменяться в диапа­зоне от 0,1 до 1000 мД и более.

Качество коллектора, определяемое его проницаемостью, можно расценивать как:

На величину проницаемости осадочных пород влияют следующие факторы:

1) Форма и размер песчаных зерен.

Если порода сложена крупными и плоскими зернами, которые расположены равномерно, причем их самая длинная ось ориентирована горизонтально, то горизонтальная проницаемость (k_h) этой породы будет очень высокой, тогда как вертикальная проницаемость (k_v) будет от средней до высокой.

Если порода сложена в основном крупными и округлыми зернами, ее проницаемость будет весьма высокой и иметь одну и ту же величину в обоих направлениях k_h=2000мД; k_v=1500 мД.

Если зерна мелкие и неправильной формы, проницаемость породы-коллектора будет, как правило, ниже, особенно в вертикальном направлении.

Большинство коллекторов нефти и газа попадают именно в эту категорию.

Коллекторы с проницаемостью, зависящей от направления, называются анизотропными.

Минералы пластинчатой формы, такие как мусковит, а так­же прослои глины, играют роль барьеров для вертикальной фильтрации, т. е. резко снижают вертикальную проницаемость. В таких породах отношение k_h/k_v обычно изменяется в диапазоне от 1,5 до 3, а в некоторых коллекторах может превышать 10.

Однако иногда k_v выше, чем k_h благодаря наличию трещин или вертикальных поверхностей отдельности и вертикальных каналов выщелачивания.

Поверхности отдельности действуют как барьеры для горизонтальной фильтрации только в случаях, когда пространства между ними заполнены глиной или другими минералами.

Степень цементации и распределение цементирующего материала в поровом пространстве влияют и на проницаемость, и на пористость.

4) Трещиноватость и выщелачивание.

В песчаных породах трещиноватость не играет большой роли в образовании вторичной проницаемости, за исключени­ем случаев, когда песчаники переслаиваются с глинами, известняками и доломита­ми.

В карбонатах происходит растворение минералов просачивающимися поверхностными и подземными кислыми водами. Эти воды фильтруются по первичным порам, микро- и макротрещинам, а также вдоль плоскостей напластования. Весь этот процесс увеличивает проницае­мость породы-коллектора.

6. Взаимосвязь пористости и проницаемости/ Корреляционная зависимость Козени.

Х отя пласт считается хорошо выдержанным и однородным, четкой выраженной корреляции между значениями пористости и проницаемости установить не удается. Порода может иметь очень высокую пористость и совсем не обладать проницаемостью (пемза) и наоборот (микротрещиноватые карбонаты).

Корреляционная зависимость Козени

Козени вывел корреляционную зависимость, выражающую проницаемость как функцию пористости и удельной площади поверхности.

Движение флюида через эти n капилляров можно также аппроксимировать законом Дарси:

(4.8)

Если все капиллярные трубки имеют одинаковый радиус r (см) и длину L (см), то объемная скорость фильтрации через этот пучок трубок q (см 3 /с) согласно уравнению Пуазейля будет равна:

(4.9)

Приравняв уравнения 4.8 и 4.9 и решив их относительно k получаем:

(4.10)

По определению, пористость равна:

(4.11)

Таким образом, получаем уравнение Козени:

(4.12)

Пусть s_Vp — это площадь внутренней поверхности единицы объема пор, где площадь поверхности А_s для n капиллярных трубок равна n(2prL), а объем пор V равен n(nr 2 L), тогда:

(4.13)

(4.14)

(4.15)

(4.16)

(4.17)

где L_a — фактическая длина пути движения флюида, a L — длина керна.

С учетом извилистости закон Пуазейля для пучка извилистых капиллярных трубок приобретает вид:

(4.18)

И получаем уравнение Козени:

(4.19)

Ряд исследователей (Вилли и Спэнглер) предложили заменить коэффициент 2 на более общий па­раметр, а именно, на коэффициент учета формы пор, К_PS.

Карман предло­жил аппроксимировать произведение K_pst числом 5 для большинства пористых материалов. Получаем уравнение Кармана-Козени:

(4.20)

Это наиболее популярное уравнение, даже, несмотря на то, что для реальных пористых пород произведение K_ps t — величина переменная и часто намного больше пяти.

7. Концепция фильтрационных ячеек

Ф ильтрационная ячейка это некий геолого-инженерный элемент (единичный коллектор, ячейка фильтрации), которым оперируют при описании коллекторов как вместилищ флюидов и каналов для их движения послед­них (т. е. как зон, обладающих фильтрационно-емкостными свойствами, ФЕС).

Фильтрационные ячейки имеют следующие свойства:

1. Фильтрационная ячейка есть некоторая часть пласта-коллектора, сложен­ная породами одного или больше чем одного литологического состава.

2. Фильтрационную ячейку можно коррелировать и картировать в масшта­бе интервала.

3. Зонирование пласта-коллектора с выделением фильтрационных ячеек должно коррелироваться с соответствующими разбивками его по кривым на диаграммах ГИС.

4. Фильтрационная ячейка может сообщаться с другими фильтрационными ячейками.

Согласно Дж. Тиабу фильтрационная (гидравлическая) ячейка есть опреде­ленная непрерывная часть коллектора, обладающая практически выдержанны­ми петрофизическими свойствами и свойствами флюидов, которые уникально характеризуют ее статическую и динамическую связь со скважиной.

8. Математическая теория фильтрационных ячеек

Рядом исследователей (Тиаб, Амефуле и др.) разработали методику выделения и определения характе­ристик участков пласта, имеющих схожие гидравлические характеристики, или фильтрационных ячеек.

В этой методике используется модифицированное уравне­ние Козени-Кармана и концепция среднего гидравлического радиуса. В общем виде уравнение будет выглядеть так:

(4.21)

t — извилистость пути движения флюидов;

К_т = К_pst — коэффициент эффективного зонирования.

Уравнение может быть записано как

(4.22-4.23)

Параметр K_T для однородного пласта песчаника может быть получен из литологического индекса:

(4.24)

Индекс литологии J₁ определяется по результатам измерения капиллярного давления. Экспериментальные данные показывают, что график J-функции Леверетта, J (S_w*) в зависимости от нормированной водонасыщенности S_w* в билогарифмическом масштабе представляет собой прямую линию согласно следую­щему уравнению:

(4.25)

где J₁ — значение J в точке, где значение водонасыщенности равно S_w* = 1

Нормированная водонасыщенность определяется как:

(4.26)

Индекс распределения пор по размерам l — это угловой коэффициент ука­занной прямой. Индекс литологии изменяется от 0,44 для неконсолидирован­ных сферических зерен до 0,20 для консолидированного чистого песчаника с од­нородным распределением пор по размерам.

9. Удельная поверхность порового пространства

Удельная поверхность (удельная площадь поверхности) может быть оцене­на по меньшей мере тремя способами: методом газовой адсорбции, путем пет­рографического анализа образцов и методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР).

Га­зоадсорбционный метод широко используется для определения удельной по­верхности пористых материалов. Метод измерения площади поверхности (по газовой адсор­бции) включает определение количества инертного газа (азота, аргона или криптона), требуемого для формирования мономолекулярного слоя на поверхности зерен образца. Однако, применение этого метода ограничи­вается пористыми средами, не имеющими больших удельных поверхностей, а также породами, матрица которых сложена исключительно гладкими зернами правильной формы, т. е. имеющими сферичность >0,7 и окатанность >0,5.

(4.27)

Числитель (4.27) в этом выражении фактически является коэффициентом формы зерен K_gs. Указанная корреляционная зависимость (2.27) применима к зернам со сферичностью >0,7 и окатанностью >0,5. Общая форма уравнения следующая:

(4.28)

Отметим, что, когда сферичность и окатанность приближаются к единице, K_gs приближается к 6 (его значению для идеально сферических песчаных зерен).

Метод петрографического анализа шлифов (ПАШ) может использоваться для характеристик пористых пород, если имеются хорошо приготов­ленные образцы, т. е. шлифы с хорошим оптическим контрастом между порами и зернами, а также шлифы, полученные в условиях давления, соответствующего горному. Удельную поверхность пор можно определить из выражения:

(4.29)

(4.30)

Метод ядерно-магнитного резонанса, или ЯМР, на сегодня, судя по всему, яв­ляется наиболее точным методом оценки удельной поверхности. В этом случае удельные поверхности s_Vgr и s_pv получают из выражений:

(4.31)

(4.32)

Значения s_Vp и s_Vgr, получаемые по ЯМР, обычно выше значений, получаемых при помощи методов петрографического анализа или газовой адсорбции.

10. Коэффициенты, характеризующие фильтрационные ячейки

(а) Показатель качества коллектора (RQI)

Reservoir quality index

где RQI выражен в микрометрах, мкм (1 мкм = 10 6 м).

(б) Индикатор зоны фильтрации (FZI)

Индикатор зоны фильтрации (при­тока) FZI определяется как:

(4.34)

Или (4.35)

где f_z — отношение объема пор к объему зерен.

(4.36)

Прологарифмировав уравнения, получаем:

(4.37)

Значение RQI в точке этой прямой, где f_z = 1, и есть FZI — индикатор зоны фильтрации. Точки, соответствующие образцам с разными значениями FZI, окажутся на других прямых, параллельных этой. Образцы, точки которых ложатся на одну и ту же прямую, имеют похожие характеристики устьев пор и, следовательно, составляют одну фильтрационную ячейку. Прямые, с угловым коэффициентом, равным единице, в основном получаются для пластов чистых песчаников. Угловые коэффициенты больше единицы указывают на глинистый пласт.

Индикатор зоны фильтрации (FZI) — это уникальный параметр, позволя­ющий включать геологические атрибуты структуры и минералогического со­става коллектора в характеристику «порово-геометрической» фации. В общем случае породы, содержащие аутигенную глину, которая выстилает стенки пор, заполняет поры и закупоривает устья пор, а также плохо сортированные пески имеют высокую удельную поверхность и высокую извилистость пор и, следовательно, низкое значение индикатора зоны фильтрации FZI. И, наоборот, менее глинистые, крупнозернистые и хорошо отсортированные пески характе­ризуются пониженной удельной поверхностью, более низким коэффициентом формы, более низкой извилистостью и более высоким значением индикатора зоны фильтрации. Геометрия пор коллектора и, следовательно, величина ин­дикатора гидродинамической зоны фильтрации сильно зависит от обстановки осадконакопления и характера диагенетических процессов.

(в) Тиабов коэффициент фильтрационной ячейки (Н_Т)

В большинстве случаев можно выявить связь петрофизических свойств песчаников и конгломератов с размером и отсортированностью зерен породы, степенью ее консолидации, цементацией, размером пор и их сообщаемостью. Это показали Снайдер и Кинг в своей работе «Methods for Detection and Characterization of Reservoir Rocks, Deep Basin Gas Area, Western Canada» в 1883 году.

Эти исследователи также показали, что существует конечное число типов пород и соответствующих типов поровой геометрии, характеризующих стратиграфические единицы. Однако стратиграфические разбивки разреза мо­гут совпадать или не совпадать с разбивками его на фильтрационные ячейки. Возможна также ситуация, когда стратиграфическая единица содержит не­сколько фильтрационных ячеек.

Получены уравнения для параметра Н_T, которые характеризует петрофизические свойства породы на микроуровне:

(4.38)

(4.39)

где f_R вычисляется по уравнению 4.23.

НT и FZI связаны следующим уравнением:

(4.40)

(д) Индекс свободного флюида (FFI)

Индекс свободного флюида согласно определению есть произведение нефте-газонасыщенности и пористости. Он служит мерой подвижных жидкостей, не­фти и/или воды, и поэтому является одной из характеристик фильтрационной ячейки. Его получают по данным ЯМР каротажа. Математическое выражение для индекса свободного флюида следующее:

(4.41)

Коутс и Дэн предложили следующее выражение, связывающее проницаемость и индекс свободного флюида:

(4.42)

Постоянная 10 ограничивает область применения этого уравнения коллек­торами, в которых (а) остаточная водонасыщенность надежно определена, (б) пористость — межзерновая, и (в) содержание глины в устьях пор мало. Комби­нируя это уравнение с уравнением показателя качества коллектора RQI, получаем связь между RQI и FFI:

(4.43)

где индекс свободного флюида FFI и пористость выражены в долях единицы, проницаемость в мД, a RQI — в мкм.

11. Влияние упаковки зерен породы на ее проницаемость

П оскольку модель Козени не является универсально применимой, многие исследователи были вынуждены строить эмпирические корреляционные зави­симости для отдельных пластов. Поскольку приемлемой физической модели не существует, эти корреляционные зависимости не были достаточно точными, и поэтому не получили широкого применения. Однако эта низкая точность ока­зывается вполне достаточной для сравнительной оценки проницаемости раз­личных зон, но недостаточной для получения точных ее значений.

Слихтер в своей работе «Theoretical Investigation of the Motion of Ground Water» математически показал влияние упаковки и разме­ра зерен на проницаемость. Выведенное им полуэмпирическое уравнение имеет вид:

(4.44)

где k — проницаемость в дарси, d_gr — диаметр сферических зерен в мм, а а_р — постоянная упаковки, которую можно рассчитать из уравнения:

(4.45)

(4.46)

12. Влияние водонасыщенности на проницаемость

В илли и Роуз в 1950 году в своей работе “Some Theoretical Considerations Related to the Quantitative Evaluation of the Physical Characteristics of Reservoir Rock from Electric Log Data” показали влияние остаточной водонасыщенности S_wi и по­ристости на абсолютную проницаемость и вывели следующую эмпирическую корреляционную зависимость:

(4.47)

Аналогичное выражение было получено Тимуром в 1968 году и приведено в его работе “An Investigation of Permeability, Porosity and Residual Water Saturation Relation for Sandstone Reservoirs”:

(4.48)

Оба уравнения являются эмпирические. Они обычно используются для получения оценки распределения проницаемости по данным ГИС. Если значения пористости и остаточной водонасыщенности вы­ражены в долях единицы, уравнение Тимура имеет вид:

(4.49)

Источник