Cтраница 2
При подсчете запасов нефти обычно пользуются коэффициентами пористости, полученными количественной интерпретацией каротажных диаграмм. Лабораторные определения величин открытой пористости принимаются во внимание только в качестве сравнительных данных. Такой подход оправдывается тем, что лабораторных сведений далеко не достаточно для полной характеристики емкости продуктивного пласта вследствие больших потерь при выносе керна на поверхность. Основной задачей количественной интерпретации данных промысловой геофизики является получение параметров пласта с точностью, с которой определяются эти параметры на отдельных образцах керна. [16]
Пористость в зависимости от сообщаемости пор и их насыщенности нефтью или газом разделяется на общую, открытую и эффективную. При подсчете запасов используется величина открытой пористости. [17]
Для характеристики емкостно-фильтрационных свойств коллекторов нами использована величина относительной амплитуды спонтанной поляризации - 1 пс. По величине 1 пс, вполне корректно осуществляется сравнительная характеристика ФЕС коллекторов, во-первых, вскрытых в отдельной скважине, во-вторых, вскрытых в скважинах на месторождении, в-третьих, в скважинах всего района. Использование непосредственно величин открытой пористости и проницаемости оказывается некорректным в связи с использованием на разных месторождениях различных петрофизических связей, более того результаты интерпретации могут отличаться по скважинам одного месторождения в связи со сменой алгоритмов для АСОИГИС. [18]
Для характеристики влияния S0 и Md слагающих зерен на коллекторе кие свойства пород нами изучались песчаники и алевролиты, отобранные из нефте - и водонасыщенной частей разреза месторождений Кенкияк и Каратюбе. При исследовании была установлена прямая зависимость коллекторских параметров от литологических коэффициентов. Так же как на небольших и средних глубинах, в нашем случае с улучшением степени отсортирован-ности и увеличением медианного диаметра обломочных зерен величины открытой пористости и проницаемости закономерно возрастают. В водоносных песчаниках и алевролитах наблюдается обратная зависимость: п и пр возрастают лишь при уменьшении медианного Диаметра и ухудшении степени отсортированности. Это обстоятельство лишний раз подтверждает, что нефть оказывает консервирующее влияние на коллекторе-кие свойства пород. Там, где породы насыщены водой, вторичные процессы прежде всего способствуют снижению коллекторских свойств высокопористых хорошо проницаемых пород. В породах с низкими фильтрационными свойствами коллекторские свойства при погружении снижаются медленнее. [19]
В процессе прокаливания общая открытая пористость коксов увеличивается. Это объясняется образованием пористости за счет выделения летучих из кокса. Характер изменения общей открытой пористости у различных нефтяных коксов в процессе термообработки различен, однако при температурах прокалки 1200 - 1250 С для большинства отечественных нефтяных коксов величина общей открытой пористости выравнивается и составляет 0 15 - 0 18 см3 / г, т.е. увеличивается в 2 - 2 5 раза по сравнению с исходной. [20]
Жаростойкие и теплоизоляционные бетоны являются пористыми телами. Размеры пор, их структура и количество в бетонах различного состава разнообразны. Пористость материалов обычно подразделяют на три вида: открытую, или капиллярную; закрытую, или вакуольную, и общую, или истинную. Величину открытой пористости ( Пк, % объемн. [21]
При этом растворение глауконита и глинистого вещества осуществляется по-разному. Для оценки интенсивности вторичных изменений после кислотного воздействия поровое пространство условно разделено по величине открытой пористости на три зоны, отличающиеся составом и содержанием цемента, структурно-текстурными формами и строением пор: с высокопористой ( т1 20 %), среднепористой ( 10 % т 20 %) и низкопористой ( т 10 %) текстурой. В результате глинокислотной обработки высоко - и среднепористая зоны проявляют тенденцию к фронтальному распространению по более проницаемым участкам с постепенным затуханием по мере удаления от входа теряющего активность раствора. [22]