Виды пористости

Пористость горных пород

Под пористостью горных пород понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газа.

Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объем всех пор (V_ПОР), открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентная объему сообщающихся (V_СООБЩ) между собой пор

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_П) в процентах зависит от объема всех пор:

m_П =% (1.1)

Коэффициент открытой пористости (m₀) зависит от объема сообщающихся между собой пор:

(1.2)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объема пор (V_{пор фильтр}), через которые идет фильтрация.

(1.3)

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равно. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

(1.4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

-субкапиллярные (разрез пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты(соль, гипс, ангидрит);

-капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);

-сверхкапиллярные >0,5 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекуляными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статически по большому числу исследованных образцов керна.

C пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (S_в), газонасыщенность (S_в), нефтенасыщенность (S_н), величины, выраженные в долях или в процентах.

S_НАСЫЩ= S_В +S_Н+ S_г=1 (1.5)