2.1.2 Пористость
Практически все осадочные породы являются пористыми. Абсолютной пористостью называют отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр
kпор= Vпор / Vобр (1)
Пористость зависит в основном от размера и формы зерен, степени их уплотнения и неоднородности. Наибольшая пористость в естественном грунте присуща пескам и глинам, причем она возрастает (в отличие от фиктивного грунта) с уменьшением размера зерен породы, так как в этом случае их форма становится все более неправильной, а следовательно, и упаковка зерен - менее плотной. Ниже приведена пористость (в %) для некоторых пород.
Глинистые сланцы............................... 0,5-1,4
Глины................................................. 6-47
Пески................................................. 6-47
Песчаники.......................................... 3,5-29
Известняки и доломиты........................ 0,5-33
С увеличением глубины вследствие повышения давления пористость горных пород обычно снижается. Пористость коллекторов, на которые бурят эксплуатационные скважины, изменяется в следующих пределах (в %).
Пески.................................................. 20-25
Песчаники........................................... 10-30
Карбонатные породы............................ 10 20
Карбонатные породы характеризуются обычно наличием трещин различных размеров и оцениваются коэффициентом трещиноватости.
Поры, соединенные друг с другом, образуют поровые каналы. Поровые каналы пород нефтяных и газовых месторождений условно делят на три группы:
а) сверхкапиллярные — с размером более 0,5 мм;
б) капиллярные—от 0,2 мкм до 0,5 мм;
в) субкапиллярные—менее 0,2 мкм.
Нефть, газ и вода по сверхкапиллярным порам движутся свободно под действием даже небольшого перепада давлений или силы гравитации; по капиллярным — движение происходит при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных порах силы молекулярного притяжения жидкости стенками каналов столь велики, что в природных условиях жидкость по ним перемещаться практически не может. Субкапиллярные поры характерны для глин, глинистых сланцев, аргиллитов, являющихся покрышками нефтегазонасыщенных пород. Хорошими коллекторами нефти и газа являются те породы, в которых преобладают сверхкапиллярные поровые каналы.
Структуру порового пространства принято характеризовать:
- абсолютной пористостью - отношением суммарного объема пор к видимому объему пор:
- открытой пористостью - отношением суммарного объема пор. сообщающихся друг с другом к видимому объему пор. Коэффициент открытой пористости определяют методом взвешивания воздушного (сухого) образца и этого же образца, насыщенного под вакуумом керосином. Коэффициентом открытой пористости называют отношение суммарного объема пор, сообщающихся друг с другом, к видимому объему образца породы. Коэффициент открытой пористости всегда меньше абсолютной пористости, так как в породе имеются замкнутые поры. Если для песков разница между ними
мала и обычно не превышает 5—6%, то для карбонатных коллекторов разница может быть весьма значительной.
Суммарную поверхность всех поровых каналов, содержащихся в единице объема образца породы, называют удельной поверхностью. Величина удельной поверхности зависит от формы и гранулометрического состава породы. Чем больше удельная поверхность, тем больший объем жидкости физически удерживается на ней в виде пленок.
Величину удельной поверхности можно определить по следующей зависимости:
(2)
Поскольку реальные зерна имеют не сферическую форму и далеко не одинаковые размеры, поэтому удельную поверхность вычисляют как сумму удельных поверхностей всех фракций гранулометрического состава:
(3)
Удельная поверхность песчаников обычно составляет от десятки тысяч до сотни тысяч м2/м3.