Емкость пустот пород. Пористость.

По происхождению пустоты в породах подразделяют на первичные и вторичные. Поры первичного происхождения образовались вовремяформирований самой породы. К ним относятся:

· пустоты между частицамии зернами, слагающими породу;

· пустоты между плоскостями наслоения;

· пустоты, образовавшиеся после разложения органических остатков;

· пустоты пузырчатого характера в некоторых изверженных породах.

В понятие емкости пустот горных пород входят не только пустоты первичного происхождения, образовавшиеся в период осадконакопления и формирования породы, а и в результате дальнейших процессов: разломки и дробления породы, растворения, доломитизации и др.

 

К вторичным пустотам относятся:

· поры, которые образовались путем вымачиваниярастворимых минералов при циркуляции в породах пластовой воды;

· трещины и каверны, сформировавшиеся под действием тектонических пропусков в земной коре, а также в результате перекристаллизации минералов, доломитизации и т.д.

По величине и сообщаемости поры условно подразделяют на:

· сверхкапиллярные - диаметром более 0,5 мм;

· капиллярные - диаметром от 0,5 до 0,0002 мм;

· субкапиллярные - диаметром менее 0,0002 мм.

По крупным порам движение жидкости происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. Капиллярные поры свойственны преимущественно песчаным коллекторам. В субкапиллярных порах преобладают молекулярно - поверхностные силы. Поры такого сечения заполнены водой, и движение ее в природных условиях не наблюдается.

По размеру трещины подразделяются на микротрещины с раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм и макротрещины с раскрытостью более 0,1 мм.

С точки зрения извлечения нефти и газа представляют интерес промышленные скопления в породах, представленных капиллярными и сверхкапиллярными порами. Порода с субкапиллярными порами практически не проницаемы для жидкостей и газов. Эти породы выполняют, как правило, роль покрышки структурных ловушек - залежей нефти и газа.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор, а емкость трещин и каверн определяется обычно отдельно.

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к его полному объему:

. (1.3.2)

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы или в %.

Наряду с понятием полной пористости вводят понятие открытой, эффективной и динамической пористости, а также понятие статистической и динамической полезных емкостей коллекторов.

Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых (сообщающихся) пор к объему образца:

(1.3.3)

Коэффициентом эффективной пористости называют отношение объема проточных пор, по которым возможно движение флюидов в природных условиях к объему образца:

(1.3.4)

Коэффициентом динамической пористости называют отношение объема движущегося в породе флюида к объему образца:

(1.3.5)

 

т.е. имеется в виду объем пор, в которых действительно происходит движение жидкости или газа при созданном перепаде давления. Этот объем, очевидно, меньше, чем эффективный объем на объем пленочной и капиллярно удержанной нефти.

Статическая полезная емкость коллектора характеризует объем пор, которые могут быть заняты нефтью или газом, и определяется как разность объема открытых пор и доли объема пор, занятой остаточной водой:

П_ст = V₀ - V_{ост.воды}

Динамическая полезная емкость характеризует емкость коллектора, по поровому объему которого может происходить движение (фильтрация) нефти и газа в условиях пласта:

П_дин = П_ст - V_нв,, где V_нв - объем пленочной нефти и капиллярно удержанной воды.

Наряду с пористостью используется еще одна характеристика пористой среды - просветность.

Просветностью называется отношение площади пустот к общей площади поперечного сечения керна:

.

Если умножить в этой формуле числитель и знаменатель на длину образца, то в первом приближении можно считать n=m, т.е. просветность керна численно приблизительно равна его пористости.

.