Вариант | Плотность породы, кг/м³ | Коэффициент Пуассона | Коэффициент крепости пород | Скорость упругой волны, м/c | Коэффициент длительной прочности |
1 | 2250 | 0,23 | 9 | 4800 | 0,70 |
2 | 2270 | 0,26 | 11 | 4900 | 0,79 |
3 | 2290 | 0,22 | 10 | 4950 | 0,72 |
4 | 2310 | 0,27 | 13 | 4850 | 0,80 |
5 | 2330 | 0,28 | 15 | 5100 | 0,82 |
6 | 2350 | 0,30 | 14 | 5000 | 0,86 |
7 | 2370 | 0,29 | 17 | 5050 | 0,84 |
8 | 2390 | 0,25 | 12 | 5150 | 0,81 |
9 | 2410 | 0,24 | 15 | 5200 | 0,76 |
10 | 2430 | 0,23 | 11 | 5000 | 0,72 |
11 | 2450 | 0,24 | 12 | 5300 | 0,75 |
12 | 2470 | 0,28 | 16 | 5200 | 0,77 |
13 | 2490 | 0,27 | 14 | 5250 | 0,79 |
14 | 2510 | 0,29 | 12 | 5350 | 0,81 |
15 | 2530 | 0,21 | 13 | 5500 | 0,83 |
16 | 2550 | 0,26 | 11 | 5600 | 0,77 |
17 | 2570 | 0,22 | 10 | 5650 | 0,80 |
18 | 2590 | 0,28 | 15 | 5550 | 0,83 |
19 | 2610 | 0,29 | 18 | 5400 | 0,79 |
20 | 2630 | 0,25 | 19 | 5700 | 0,81 |
Расчет и построение паспорта прочности выполнить при значениях угла сдвига пород в установке a = 30, 45, 60º.
Коэффициент структурного ослабления принять равным 0,6.
2. РАСЧЕТ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД
Наличие пор и пустот в породе называется пористостью. Пористость нефтесодержащих пород характеризуется коэффициентом пористости.
Коэффициентом пористости (m) называется отношение суммарного объема пор в образце (V п) к видимому объему этого же образца (V):
|
|
(2.1)
Коэффициент пористости выражается в долях единицы или в процентах к объему образца.
Определение коэффициента пористости необходимо для оценки запасов нефти и изучения процессов фильтрации в пористой среде.
Различают пористость породы следующих видов:
1) общая (абсолютная, физическая или полная) пористость включает объем всех пор в образце, т.е. связанные между собой (сообщающиеся) и не связанные (изолированные) поры. Общая пористость определяется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен. Для определения коэффициента общей пористости пользуются соотношением:
, (2.2)
2) открытая пористость или пористость насыщения, включающая все сообщающиеся между собой поры, в которые проникает данная жидкость (газ) при заданном давлении (вакууме). Не учитываются те поры, в которые не проникает жидкость при рассматриваемом давлении насыщения. Обычно в качестве насыщающей жидкости используется керосин (хорошо проникающий в поры и не вызывающий разбухания глинистых частиц) и насыщение происходит под вакуумом. Для определения коэффициента открытой пористости необходимо найти отношение объема открытых взаимосвязанных пор к объему образца.
Объем открытых взаимосвязанных пор определяется по следующей формуле:
, (2.3)
где P к – вес на воздухе образца, насыщенного керосином, кг; P с – вес сухого образца на воздухе, кг; rк – плотность керосина (716 кг/м3), кг/м3.
, (2.4)
|
|
где P к.к – вес в керосине образца, насыщенного керосином, кг.
3) динамическая (эффективная) пористость, включающая только ту часть поровых каналов, которая занята подвижной жидкостью в процессе фильтрации при полном насыщении породы жидкостью. Не учитывается при этом объем субкапиллярных пор (диаметром менее 0,0002 мм) и пор, где жидкость удерживается молекулярно-поверхностными силами. Динамическая пористость в одном и том же образце не имеет постоянного значения, а изменяется в зависимости от перепада давления, скорости фильтрации и свойств жидкости.
Задача 2.1
Рассчитать коэффициент общей пористости образца породы по исходным данным, представленным в таблице 2.1.
Таблица 2.1