1.3. Пористость горных пород.

Под пористостью горных пород понимают наличие в породе пустот (пор), незаполненных твердым веществом. По­ристость — показатель, широко используемый для характеристики коллекторских свойств пласта и определения запасов нефти и газа в залежи.

Количественно пористость характеризуется коэффициентами полной и открытой пористости.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости т„ называют отношение объема всех пор Vnop образца к види­мому его объему Уобр:

mn=V„op/Vo6p (1.2)

Коэффициентом открытой пористости то принято называть отношение объема открытых, сообщающихся между собой пор, к видимому объему образца. Коэффициенты пористости измеряются в долях единицы. Их можно выражать в процентах от объема породы. Для песков значения полной и открытой пористости практически совпадают. В песчаниках и алевролитах полная пористость может на 5—6% превышать открытую. Наибольший объем закрытых пустот характерен для известняков и туфов.

Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементирован-ности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диамет­ра, а определялась только их расположением относительно друг друга. Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта модель широко используется для изучения связи физиче­ских характеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грунта при наиболее плотной упаковке частиц пористость

составляет 25,9%, а при наименее плотной — 47,6%. Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12—25%.

Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы, сверхкапиллярные— диаметром 2—0,5 мм; капиллярные — 0,5—0,0002 мм; субкапиллярные — менее 0,0002 мм.

В крупных (сверхкапиллярных) порах движению жидкости и газа препятствуют только силы трения, в капиллярных порах значительно проявляются также капиллярные силы, а в субкапиллярных порах из-за действия капиллярных сил дви­жение жидкости в природных условиях практически невозможно. Поэтому горные породы, хотя и обладающие значитель­ной пористостью, но имеющие поры преимущественно субкапиллярного характера (глины, глинистые сланцы и другие) от­носят, как правило, к неколлекторам.

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород. Наиболее неравномерная пористость у карбонатных пород, которые наряду с крупными трещинами и кавернами имеют плотные блоки, практически лишенные пор.

Коэффициент пористости определяют по кернам, извлеченным из скважины при ее бурении, и в лабораторных ус­ловиях различными методами. Пористость в лабораторных условиях определяют по объему образца и объему пор в нем. Ко­эффициент полной пористости вычисляют, используя кажущуюся плотность породы и плотность слагающих ее минералов, по следующей формуле:

(1.3)