Коэффициент пористости

Коэффициент пористости одинаков для геометрически подобных сред он не характеризует размеры пор и структуру порового пространства. Поэтому для описания пористой среды необходимо ввести также некоторый характерный размер порового пространства. Существуют различные способы определения этого размера. Естественно, например, за характерный размер принять некоторый средний размер порового канала с1 или отдельного зерна пористого скелета. [c.12]

Во все другие формулы табл. 1.1 (графы 5-9) в качестве характерного размера входят величины, пропорциональные (где /с-коэффициент проницаемости породы), методы определения которых хорошо известны. Формулы этой группы не имеют принципиальных преимуществ и одинаково удобны для практического использования. Для этих формул характерно то, что все они приводят к очень широким диапазонам изменения Re,p для различных пористых сред. И это представляется вполне естественным ввиду разнообразия свойств испытанных пористых сред. Кроме того, это свидетельствует о том, что ни в одну из предложенных формул для определения Re не входит полный набор параметров, позволяющий характеризовать сложную структуру пористых сред, использования для этой цели коэффициентов пористости и проницаемости явно недостаточно. [c.21]

Важнейшая из них-коэффициент пористости (или просто пористость) т, определенный для некоторого элемента пористой среды как отношение объема занятого порами в этом элементе, к его общему объему V. [c.11]

Выведенные дифференциальные уравнения неразрывности и движения содержат, кроме скорости фильтрации и давления, плотность флюида р, коэффициент пористости т, коэффициент проницаемости к (для изотропной среды) и вязкость флюида т]. [c.48]

Чтобы выяснить, как зависит от давления коэффициент пористости, рассмотрим вопрос о напряжениях, действующих в пористой среде, заполненной жидкостью. [c.51]

Полученное дифференциальное уравнение неустановившейся фильтрации совершенного газа (6.6) называется уравнением Л. С. Лейбензона и представляет собой нелинейное уравнение параболического типа. Подчеркнем, что оно справедливо для совершенного газа при выполнении закона Дарси. Изменением коэффициента пористости пренебрегают потому, что он входит в уравнение (6.1) в виде произведений рт, в котором плотность газа меняется в гораздо большей степени, чем пористость. [c.182]

Само собой понятно, что наличие цементирующего вещества, заполняющего пустоты и промежутки в породе, также сильно влияет на объем пор и коэффициент пористости [ ]. [c.147]

Рассмотрим характеристики чисто трещиноватой породы. Трещина представляет собой узкую щель, два измерения которой во много раз больше третьего. Коэффициент трещиноватости составляет обычно доли процента (в то время, как коэффициент пористости зернистой породы составляет 10-20%). Коэффициент трещиноватости так же, как и коэффициент проницаемости к , определяется густотой и раскрытием трещин. Густотой трещин Г называется число трещин п, отнесенное к длине нормали Ь, проведенной к поверхностям, образующим трещины. Для простоты представим себе модель трещиноватой среды с упорядоченной системой параллельных и равноотстоящих трещин с раскрытием 5 (рис. 12.2). Густота трещин Г = п/к, а коэффициент трещиноватости [c.353]

Наиболее ярко особенности фильтрации в трещиновато-пористой среде проявляются в неустановившихся процессах. Система трещин и система пор представляют собой две среды с разными масштабами (см. рис. 12.1,6). Средний размер пор составляет 1-100 мкм, протяженность трещин-от нескольких сантиметров до десятков метров. Так как коэффициент пористости блоков гп2 на один-два порядка выше, чем коэффициент трещиноватости то большая часть жидкости находится в порах. Чаще всего пористые блоки малопроницаемые (к2 к ) а жидкость, фильтруясь из них в трещины, движется в скважины в основном по трещинам, проводимость которых значительно выше, чем пористых блоков (см. рис. 12.1,6). [c.355]

Чтобы ответить на вопрос, как много может вместиться в подобных пустотах нефти, воды или газа, нужно уяснить себе, как велик объем, который эти пустоты занимают в породе, и от чего зависит величина этого объема. Что мы разумеем под объемом пустот, или величиной пористости — Всю сумму "пустот в породе, начиная от больших каверн, трещин и т. д. и кончая мельчайшими порами. Величина этого объема, выраженная в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости. [c.146]

Величина объема пустот и коэффициент пористости зависят от ряда причин от формы зерен или частиц, слагающих породу, от их взаимного расположения и от наличия или отсутствия цементирующего вещества в породе. Пористость породы, сложенной из более или менее однородных зерен,, например округлых песчинок, будет значительно отличаться от пористости породы, сложенной из зерен разной формы и разной величины. Одни зерна — округлые, другие — угловатые, одни — крупные, другие — мел- [c.146]

В суспензиях тампонажного портландцемента, имеюшего плотность 3100 кг/мз и удельную поверхность 320 м /кг, твердая фаза занимает меньшую часть объема, однако вследствие большой ее удельной поверхности расстояния между частицами малы. Соотношение между объемами твердой и жидкой фаз в концентрированных суспензиях удобно выражать условным коэффициентом пористости [c.106]

Из рассмотрения характера изменения компрессионной кривой следует, что с увеличением давления коэффициент пористости уменьшается. Это можно объяснить тем, что число новых точек контакта между частицами увеличивается, вследствие чего действующие в них усилия перераспределяются. При этом удельные давления во всех точках контакта по сравнению с первоначальными уменьшаются несмотря на то, что общее давление на поршень увеличивается. [c.29]

Согласно литературным данным, приводимым в книгах, посвященных вопросам нефтяной геологии, объем пор, или коэффициент пористости, выражается следующими данными Э. Блю-мера [c.154]

Если принять коэффициент пористости равным 25%, коэффициент насыщения 75% и коэффициент извлечения 70%, то получим 0,25-0,75 = 0,13125, или 13,125%, т. е. окончательно извлекается несколько больше половины того количества нефти, ко- [c.174]

По аналогии с определением общей пористости П и коэффициента пористости Я отдельных частиц для характеристики доли свободного объема в слое наряду с порозностью е нспользуют коэффициент порозности [c.33]

В ряде отраслей промышленности, связанных с добычей, транспортировкой и переработкой сыпучих материалов, параметром пористости обычно не пользуются. Вместо него широко используют так называемый коэффициент пористости вг, который представляет собой отношение объема пор Гц к объему частиц [c.29]

Залежи нефти и газа находятся в пористых породах — в песках, песчаниках, карбонатах. Нефть и газ заполняют поры этих пород. Коэффициент пористости горных пород, т. е. объем норового пространства по отношению к всему объему породы, имеет большое значение. Чем больше величина коэффициента пористости, тем [c.48]

Коэффициент пористости горных пород, а также форма и расположение пор различны. У плотных увлажненных глин пористость практически отсутствует — коэффициент пористости равен нулю. Следует иметь в виду, что при погружении толщи пород по мере накопления над ней осадочных отложений давление в толще пород увеличивается. Это давление, называемое геостатическим, обусловлено весом всех вышерасположенных пород и в соответствии с их плотностью достигает на глубине 1 км 250—270 ат. На глубине 5 км это давление составляет уже 1250—1400 ат и т. д. [c.49]

Итак, условия залегания нефти в горных породах таковы, что нефть и газ заполняют поры вмещающей породы. Ясно, что чем больше коэффициент пористости породы, тем больше порода насыщена нефтью. Так как глины, особенно увлажненные, практически не имеют пор, то глинистые покрытия пористых пород хорошо предохраняют залежь от дальнейшей миграции. Вместе с нефтью и газом в залежах почти всегда присутствует и вода, так как она также заполняет поры пород. [c.9]

Ниже приведены значения коэффициента пористости и среднего расстояния между частицами для различных значений В/Ц. [c.106]

Зная среднюю мощность пласта в зоне дренирования hep, коэффициент пористости т, начальную насыщенность пласта битумом 0 и коэффициент извлечения битума из пласта Р, легко выписать расчетные формулы для определения приведенных показателей. [c.13]

N — число пор на площади F-, а — коэффициент пористости. [c.320]

Коэффициент пористости является отношением суммарной площади всех пор диафрагмы, через которые протекает раствор, к общей площади диафрагмы [c.320]

Р — поверхность диафрагмы, см -, а — коэффициент пористости и нелинейности б —толщина диафрагмы, см. [c.325]

В опытах по вытеснению использовались шесть комплектов образцов естественных пород. Характеристика двух комплектов представлена в табл. 4.6. Общие длины составных образцов пород составили для первого комплекта 0,424 м, второго 0,419 м. Средние арифметические значения коэффициента пористости равны соответственно 0,188 и 0,193 коэффициента проницаемости — 0,066 и 0,061 мкм . [c.142]

Коэффициент пористости, доля единицы [c.143]

Связанная вода в каждом цилиндрическом образце породы создавалась путем насыщения его моделью пластовой воды и последующей капиллярной вытяжкой. Значение насыщенности связанной водой задавали в зависимости от коэффициента пористости отдельного образца путем расчета по формуле [c.143]

При выводе указанного уравнения предполагалось, что коэффициенты пористости и проницаемости не изменяются с давлением, i. e. пласт недеформируем, вязкость газа также не зависит от давления, гяз совершенный. Принимается также, что фильтрация газа в пласте происходит по изотермическому закону, т.е. температура газа и пласта остается неизменной по времени. Впоследствии один из учеников Л.С. Лейбензона-Б. Б. Лапук в работах, посвященных теоретическим основам разработки месторождений природных газов, показал, что неустановившуюся фильтрацию газа можно приближенно рассматривать как изотермическую, так как изменения температуры газа, возникающие при изменении давления, в значительной мере компенсируются теплообменом со скелетом пористой среды, поверхность контакта газа с которой огромна. Однако при рассмотрении фильтрации газа в призабойной зоне неизотермичность процесса фильтрации сказывается существенно вследствие локализации основного перепада давления вблизи стенки скважины. Кстати, на этом эффекте основано использование глубинных термограмм действующих скважин для уточнения профиля притока газа по толщине пласта (глубинная дебитометрия). При рассмотрении процесса фильтрации в пласте в целом этими локальными эффектами допустимо пренебрегать. [c.181]

Объем пор и коэффициент пористости, как это ни странно, в случае однородного зерна не зависят от величины зерен. Это означает, что при прочих равных условиях грубозернгктый песчаник, тонкозернистый песок и плотный мергель и глина будут обладать одинаковым объемом пор. Например, пористость гравия, сложенного из зерен правильной сферической формы в 2 мм в диаметре, та же самая, что и у ила или глины, составленных. тоже из зерен правильной сферической формы, но с диаметром [c.148]

Из этих диаграмм видна тесная связь пористости и механического состава породы. Особенно рельефно это выделяется на диаграмме механического анализа нефтеносных песков Новогрозненского района и Сабунчинской площади в Бакинском районе. Преобладающей здесь фракцией является фракция с диаметром песчинок 0,05—0,25 мм количество ее колеблется от 67,5 до 72,7% в Сабунчах и от 68,15 до 93,68% — в Новогрозненском районе. Примесь к этой основной фракции более крупных или более мелких зерен сказывается уже на коэффициенте пористости, который колеблется, как видно из диаграммы, в пределах от 17 до 27,76% для Новогрозненского района и от 32 до 50,9% для Сабунчинского. Преобладающее значение фракции 0,25—0,05 мм служит причиной некоторой однородности породы, повышающей [c.162]

Другой показатель назьгаается приведенной пористостью или коэффициентом пористости [c.7]

Из рассмотрения рис. 2 можно сделать вывод, что одному п тому же коэффициенту пористости может соответствовать несколько значений а, т. е. одно и то же сыпучее тело прп одной и той же пористостп может оказывать различное сопротнвление сжатию в зависимости от характера предшествующего нагружения. Иными словами, для любого сыпучего тела каждая последующая стадия его напряженного состояния зависит от напряженного состояния предыдущей (его предыстории). На примере катализатора можно показать, что его напрян енное состояние при транспортировке является предшествующим процессу загрузки в реактор. Собственно процесс загрузки, также имеющий в динамике свое напряженное состояние, будет определять напряженное состояние в неподвижном слое последнее будет, в свою очередь, являться предысторией напряженного состояния, например процесса псевдоожижения и т. д. Можно предположить, что возникновение па одной из стадий в объеме слоя катализатора крупномасштабных или локальных неоднородностей пористости (т. е. зон непредельного и предельного равновесия) приведет к их усилению или ослаблению в последующей стадии. [c.31]

В настоящее время в механике сыпучих тел в области исследования деформаций развито целое научное направление, связанное с выявлением общих закономерностей, характеризующих процессы деформации. В [41] получена зависимость изменения коэффициента пористости кварцевого песка во времени. Теория и методика эксперимептальных исследований изменения пористости сыпучих тел во времени под действием собственного веса, внешней нагрузки, а также под действием температуры довольно подробно разработана [42, 43]. Влияние на процесс уплотпенпя сыпучего материала фильтрации через него жидкости или газа экспериментально показано в работе [40]. Во все зависимости [41—43], связывающие пористость сыпучего материала с его объемной усадкой, входит параметр, характеризующий напряженное состояние, предшествующее нагружению. [c.31]

Коэф [ициент пронидаемости есть функция коэффициентов пористости I, формы а, извилистости , шероховатости г-, т.е. геометрических характеристик пористой структухн [c.68]

Таймурзинское месторождение относится к Дюртюлинской группе месторождений, разрабатываемых НГДУ Чекмагушнефть. Продуктивные пласты угленосной толщи сложены песчано-алевролитовыми породами. Песчаники сложены зернами кварца, имеющими преимущественно угловатую полуокатанную форму. Цементирующим веществом служат глинистый материал, углисто-глинистый, каолинитовый, карбонатный, регенерационный кварц. Фракционный состав песчаников в основном мелкопесчаный и крупноалевритовый. Песчаники в разной степени отсортированные, глинистые и углисто-глинистые, иногда алевритистые. Среднее значение коэффициента пористости 22 %. [c.80]

На первом этапе дифференщ1рованного подсчета запасов нефти рассчитывают балансовые запасы по классам коллекторов. При этом основные показатели объемной формулы рассчитывают для каждой зоны продуктивности отдельно. Величина коэффициента пористости р ассчиты- [c.92]

При определении удельной поверхности порощка по методу фильтрации необходимо равномерное распределение частиц так, чтобы жидкость или газ обтекали все частицы кроме того, необходимо достичь такого уплотнения, при котором поток воздуха не меняет положения частиц. Если порошок недостаточно уплотнен, то положение частиц относительно друг друга может быть различным, вследствие чего при одном и том же коэффициенте пористости и прочих равных условиях скорость фильтрации будет различной, и определенные на опыте величины удельной поверхности не будут одинаковы. [c.76]

Цилиндрические образцы вьпачиваются из керна параллельно напластованию с обработкой торцевой поверхности перпендикулярно оси цилиндра. Длина отдельных цилиндрических образцов не должна быть меньше 25 10" м, а диаметр - 27 10 м для терригенных и 40 10" для карбонатных. Образцы экстрагируют 72 ч [24] в спирто-бензольной смеси (соотношение 1 3), отмывают от солей и высушивают до постоянной массы при 80°С. По иэвестньпи методикам [24] определяют коэффициенты пористости и проницаемости для каждого образца. [c.126]

Предварительные исследования по вытеснению нефти водой и растворами НПАВ были проведены методом центрифугирования на единичных цилиндрических образцах карбонатных пород (длина 4—5 см, диаметр 2,8 см, коэффициент проницаемости для нефти 0,025—0,081 мкм ), отобранных из СКВ. 2935 каширо-подольских горизонтов Вятской площади Арланского месторождения. Коэффициент пористости образцов пород составлял 26—33%. Связанную воду в образцах создавали методом центрифугирования. В зависимости от пористости содержание ее составляло 6—15% объема пор. В опытах применяли модель пластовой воды плотностью 1150 кг/м при температуре 20 °С. При подготовке модели пластовой нефти использовали дегазированную нефть, которую разбавляли керосином до вязкости 12,95 мПа с и плотности 863 кг/м при температуре 20 °С. [c.149]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология