3.2. Виды пористости и трещиноватости

Пористость и трещиноватость обусловливают возможность присутствия подземных вод в земной коре. При гидрогеологических исследованиях различают пористость и скважность.

Пористость – это мелкие промежутки между частицами породы. С глубиной пористость уменьшается в связи с геостатическим давлением и цементацией пор.

Скважность – наличие в порах пустот независимо от их размеров, формы и происхождения. То есть скважность – это пористость и трещиноватость. Последняя обусловлена процессами выветривания, тектоническими причинами и др.

В зависимости от вида, размера пор, пустот и трещин различают:

1) некапиллярную пористость (скважность), обусловленную крупными (> 1 мм) порами, ноздреватостью, кавернозностью, крупной трещиноватостью и закарстованностью;

2) капиллярную пористость (поры <1 мм, трещины <0,254 мм).

По размерам поры и трещины разделяют на три группы:

1. Сверхкапиллярные (поры – 0,5 – 0,002 мм, трещины >0,254 мм).

2. Капиллярные (поры – 0,5- 0,002 мм, трещины – 0,254 – 0,0001 мм)

3. Субкапиллярные (поры -0,5 – 0,002 мм, трещины <0,0001 мм).

Такое разделение важно для оценки характера движения подземных вод, нефти и газа в горных породах. По сверхкапиллярным происходит свободное движение флюидов, по капиллярам – при значительном участии, и трещины являются практически непроницаемыми для флюидов. Происхождение пор зависит от генетического типа пород, в магматических - вследствие затвердевания магмы, в результате образуются пустоты, заполненные газом или водяным паром. Наиболее пористы обычно верхние горизонты лавовых потоков. В метаморфических породах – за счет перекристаллизации первичных осадочных пород под влиянием метаморфизма. В осадочных породах – условиями их отложения, различными вторичными процессами геологической истории (уплотнение, цементация и др.).

3.2.1. Расчет среднего коэффициента общей пористости по одной и нескольким скважинам

При разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений производится оценка запасов нефти и газа, проводятся гидродинамические расчеты рациональных систем разработки. Здесь необходимо знать пористость пласта. Для этого применяются следующие формулы:

1. Расчет среднего коэффициента общей пористости неоднородности пласта по 1 скважине.

n_{ср. =} n₁h₁+n₂ h₂+ n₃ h₃+….. n_n h_n/ h₁+ h₂+ h₃+…… h_n = ∑ n_i h_i/∑h_i;

n_i h_i – пористость и мощность пропластков.

Если скважина вскрывает однородный пласт, то h₁= h₂= h₃= h₄

n_{ср. =} n₁₊ n₂+ n₃+…. n_n/N = ∑ n_i/ N;

N – число интервалов опробования.

2) Расчет среднего коэффициента общей пористости пласта по нескольким скважинам:

n_{ср.пл. =} n₁F₁Н₁+ n₂F₂Н₂+…… n_n F_n Н_n/ F₁Н₁ + F₂Н₂+…… F_nН_n=∑ n_iF_iН_i/∑F_iН_i

n_1, n_2,..., n_n – средняя величина пористости по отдельным скважинам

Н_1, Н₂ ...., Н_n – мощность пласта в отдельных скважинах

F_1, F_{2 .}...., F_n – площади дренирования скважин.

Если скважины расположены неравномерно по площади и мощность пласта не постоянная, то есть Н₁≠ Н₂≠…..≠ Н_n, то

n_ср.пл. = n₁ Н₁+ n₂ Н₂+… n_nН_n/ Н₁+ Н₂+ Н₃+ .. + Н_n = ∑n_iН_i/∑Н_i

При постоянной мощности пласта

n_ср.пл. = n₁ + n₂ +….+n_n/Nc = ∑n_i/ Nc

Nc – число скважин.

Величина пористости пород изменяется в широких пределах. Например, у песков 25-35 %, у песчаников 10-25%, у сланцев 1-4%, у магматических пород 1-2%.