1.3.2. Емкость пустот пород. Пористость.
По происхождению пустоты в породах подразделяют на первичные и вторичные. Поры первичного происхождения образовались во время формирований самой породы. К ним относятся:
пустоты между частицами и 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 вымачивания растворимых 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:
Пст
= V0
- Vост.воды
Динамическая полезная емкость характеризует емкость коллектора, по поровому объему которого может происходить движение (фильтрация) нефти и газа в условиях пласта:
Пдин = Пст - Vнв,, где Vнв - 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.
.