Пористость горных пород

Пористость горных пород – это наличие в них пустот (пор). Вводят поняти полной пористости и открытой пористости (сообщающихся пор). Численно пористость горных пород характеризуется коэффициентом пористости. Соответственно имеем:

1. Коэффициент полной (или абсолютной) пористости – K_ПП (отношение суммарного объема пор V_ПОР в образце породы к его видимому объему V_ОБР):

K_ПП =V_ПОР/V_ОБР. (1.2)

2. Коэффициент открытой пористости m₀ – отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

По происхождению (генезису) поры и пустоты подразделяются на:

1. Первичные, образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы;

2. Вторичные, образующиеся в результате последующих процессов (разломов, дробления, растворения, возникновения трещин, доломитизации и т.д.)

Свойства пористых горных пород в большой степени зависят от размеров поровых каналов. Поровые каналы нефтегазовых коллекторов условно разделяют на три группы:

1. Сверхкапиллярные (d>0,5 мм);

2. Капиллярные – 0.5£d£0.0002 мм (0,2 мкм);

3. Субкапиллярные d>0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам флюиды (нефть, газ, вода) движутся свободно, а по капиллярным – при существенном влиянии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость настолько сильно удерживается силой притяжения стенных каналов (молекулярных сил), что в природных условиях практически перемещаться не может. Вследствие этого породы с субкапиллярными порами (глины, глинистые сланцы) независимо от пористости, -- практически не проницаемы для жидкостей и газов. К хорошим коллекторам нефти и газа относятся породы с капиллярными и сверхкапиллярными каналами.

Кроме понятия коэффициента пористости (полной, открытой) вводят понятие статической полезной емкости (П_СТ) и динамической полезной емкости коллектора (П_ДИН)

П_СТ – доля пор, которые могут быть заняты нефтью или газом (равна разности открытой пористости и доли объема пор, занятых остаточной водой);

П_ДИН – доля объема пор и пустот, через которые могут фильтрироваться нефть и газ при условиях существующих в пластах (перепад давления и др.,т.к. часть жидкости – неподвижные пленки, в тонких капиллярах и т.д. не движется в порах)