Коэффициенты пористости осадочных пород

Свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные (крупные) — размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные — меньше 0,0002 мм (0,2 мкм). Практически непроницаемые глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит и др.)

Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения. Не все виды пор заполняются флюидами:, часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.

По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор.

Капиллярность — физическое явление, заключающееся в способности жидкостей изменять уровень в пористых телах. Поднятие жидкости происходит в случаях смачивания каналов жидкостями в породе. Понижение жидкости происходит в породах и каналах, не смачиваемых жидкостью.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.