Физика нефтяного пласта

Коэффициент, характеризующий запасы, называется коэффициентом общей пористости.
(vгр+vтрещ+vкав)/vобщ=kп=kп.гр+kп.тр+kп.кав
Как правило объём гранулярных пор всегда существенно выше объёма трещинных и кавернозных. Доля любых пор на единице объёма называется коэффициентом общей пористости.
Интерес представляют только сообщающиеся поры. Если нефть находится в изолированных порах, то она не извлекается. Поэтому для определения запасов извлекаемой нефти, т.е. для сообщающихся пор применяют коэффициент открытой пористости: kо.п.=vотк.пор/vобщ
Вводят и такой параметр, как коэффициент нефтегазонасыщения, как объём пор, содержащих нефть и газ к общему объёму пор: kн.г.=vн.г./vпор. В соответствии с этим выделяется такое понятие как эффективная пористость:kэф.=kо.п.kн.г. Т.е. это доля пор, занятых нефтью и газом, отнесённая к общему объёму пласта.
В качестве меры, характеризующей полезную ёмкость пласта используется коэффициент динамической пористости: kдинам.п.=kо.п.(kн – kо.н.н.), где kн – коэффициент нефтенасыщения kо.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения.
3. проницаемостью - способность движения жидкости в пористой среде.
Коэффициент проницаемости – физическое свойство нефтегазового пласта.
Коэффициенты по газу и нефти различны. И поэтому, чтобы иметь некоторую общность ввели несколько коэффициентов:
Коэффициент абсолютной проницаемости (иначе коэффициент физической проницаемости пласта) – это проницаемость пористой среды, которая определена из закона Дарси, при условии, что фильтрующийся флюид не взаимодействует со скелетом породы. На практике в качестве такого инертного флюида используют газ, например, азот, и проницаемость по газу является физической проницаемостью пласта.
Фазовая проницаемость – проницаемость пласта при фильтрации флюида (фазы), который не инертен по отношению к скелету (вода, керосин и др.). k_пр.а.  k_пр.ф.
Из закона Дарси: v=Q/F, т.е. k_пр=QL/(рF),
где F - площадь. [k_пр]=[(м³/с)(Пас)м/((Па)(м²))]=[м²]
Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды.
Относительная фазовая проницаемость. Характеризует фильтрационную способность пласта в присутствии другой фазы.
fн=kн/kа
fв=kв/kа
Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.
Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом:
kпф=kпkн.н. kвф=kп(1 – kн.н.)
Они зависят от степени нефтенасыщенности: kн.н.=1 – kв(Sв)
4. удельной поверхностью - понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает. Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени: Кармана Sуд. = 7·10⁵ (m·√m) / (√kпр.).
5. капиллярными свойствами
6. механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатием и др.)

2.