Исходные данные для определения физико-механических свойств и построение паспорта прочности

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; r_к – 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