Cтраница 1
Динамическая пористость зависит так же, как и проницаемость, от степени открытости поровых каналов, от формы и размера частичек и сложности путей каналов течения. Различие между величиной открытой и динамической пористостью количественно учитывается так называемым структурным коэффициентом, определяемым объемом тупиковых пор и каналов, в которых нефть может находиться, но не принимать участия в фильтрационном потоке. [1]
Динамическая пористость всегда ниже эффективной, поскольку в эффективный объем пор включается также объем неподвижных жидкостей и газов, удерживаемых поверхностно-молекулярными силами. [2]
Коэффициент динамической пористости определяют для двух-или трехфазной системы: нефть-вода или нефть-газ-вода. [3]
Определение динамической пористости представляет интерес в том отношении, что ее величина до известной степени может характеризовать извлекаемые запасы нефти при вытеснении ее водой. [4]
Коэффициент динамической пористости определяют для диух-илп трехфазной системы: нефть-вода или нефть-газ-вода. [5]
Для оценки динамической пористости пород в естественных условиях используется неэкстрагированный, хорошо законсервированный образец керна, который продувают воздухом или азотом для удаления из него подвижной части жидкости, а затем взвешивают и насыщают под вакуумом керосином. Объем пор вычисляют так же, как в предыдущем случае. [6]
Для определения динамической пористости газоносных пород образец правильной геометрической формы взвешивают, определяют его открытую пористость, насыщают водой под вакуумом и снова взвешивают. После этого из образца воздухом или азотом вытесняют воду ( оставшаяся вода считается связанной), а затем газ - водой. [7]
Таким образом, динамическая пористость в отличие от полной и эффективной пористости характеризует не только самую нефте-содержащую породу, но и физико-химические свойства насыщающих ее жидкостей. Поэтому она зависит не только от свойств породы, но также и от свойств жидкости. [8]
Для определения коэффициента динамической пористости при вытеснении нефти водой могут быть использованы образцы керна, отобранного при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Приготовленный в этом случае образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в одном из упомянутых выше аппаратов сушат до постоянной массы и определяют открытую пористость. Величина ан должна быть известна по результатам анализа керна, отобранного на безводном растворе. Величина тд при вытеснении нефти водой может быть установлена также электрометрическими методами. [9]
Общепринятого способа определения динамической пористости пород еще не разработано. Метод вытеснения жидкости из пород газом [4, 5, 6] не может быть рекомендован в качестве стандартного метода, так как в упомянутых опытах не были обеспечены условия, сводящие к минимуму влияние концевого эффекта. [10]
Для нефтедобычи представляет интерес также динамическая пористость, которая характеризуется объемом пор нефтесодержащей породы, соответствующим объему движущейся в ней жидкости. Абсолютная пористость ( & п) характерных для нефтяных и газовых месторождений пород колеблется в широких пределах, например: 6 - 48 % для глин и песков, 3 - - 39 % для песчаников, 0 6 - 33 % для известняков. [11]
В модели / после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 5 7 мкм. [12]
В модели / после прокачивания воды динамическая пористость составила 69 % от общей пористости модели, средний радиус пор, по которым происходила фильтрация, равняется 5 7 мкм. В фильтрации не участвовали поры со средним радиусом 3 08 мкм, которые составляют 31 % от общей пористости. [13]
Для учета этих явлений введено понятие динамической пористости, характеризующее относительные объемы пор и пустот, через которые возможна фильтрация нефти и газа в пластовых условиях. [14]
Отсюда следует, что для определения динамической пористости породы при вытеснении нефти водой необходимо знать открытую пористость, а также начальный и конечный коэффициенты водонасыщенности. [15]