Cтраница 1
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. [1]
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. [2]
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. [3]
Коэффициент полной пористости пород используется при оценке абсолютных запасов нефти, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта. [4]
Коэффициент полной пористости пород используется при оценке абсолютных запасов нефти, а также для сравнения характера пластов или участков одного и того же пласта. [5]
Коэффициент полной пористости нефтесодержащих пород имеет большое практическое значение для характеристики нефтяных залежей. [6]
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. [7]
Вместе с коэффициентом полной пористости введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, которые характеризуют статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора. [8]
Наряду с коэффициентом полной пористости введены еще понятия коэффициента открытой пористости, а также коэффициентов, характеризующих статическую полезную емкость и динамическую полезную емкость коллектора. [9]
Данные о коэффициенте полной пористости нефтесодержащих пород необходимы для характеристики нефтяных залежей, оценки абсолютных запасов нефти и газа, а также для сравнения различных пластов или участков одного и того же пласта. [10]
Отношение суммарного объема пор к общему объему образца породы называется коэффициентом полной пористости. Его величина у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и других. [11]
Иногда [ 78а ] при подсчете запасов нефти в формуле (IV.9) коэффициент полной пористости заменяют коэффициентом эффективной, пористости, полагая, что эффективная пористость пород всегда меньше полной пористости. Эта замена неправильна по следующим, двум причинам. [12]
Здесь отношение Fn / F0 характеризует пористую часть породы и представляет собою коэффициент полной пористости пгп. [13]
Поэтому во избежание возможных недоразумений при подсчетах запасов нефти в залежах необходимо пользоваться коэффициентом полной пористости. [14]
Из формул ( 14), ( 18) и ( 19) видно, что коэффициент полной пористости породы можно определить, если известны объем образца и объем содержащихся в нем пор или объем образца и объем твердой фазы, или плотность породы и слагающих ее частиц. [15]