3 Пористость

под пористостью породы понимают наличие вней пустот –пор.

Поры первичногопроисхождения образовались во время формирований самой породы:

• пустоты между частицами и зернами, слагающими породу:

• пустоты между плоскостями наслоения;

• пустоты, образовавшиеся после разложения органических остатков;

• пустоты пузырчатого характера в некоторых изверженных породах.

К вторичнымпустотам 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.

Идеальный грунт –пористая среда, поры которой представлены цилиндрическими каналами с параллельными осями

Фиктивный грунт -пористая среда, состоящая из шарообразных частиц одинакового размера, имеющих одну точку соприкосновения.

Связанная вода определяется как часть объема зерна. Она не является частью порового объема. Это может привести к проблеме при сравнении пористости, определенной по каротажу, с пористостью, определенной по керну.

Пористость в песках и песчаниках различается по размеру зерен, их распределению, по форме зерен, типу упаковки, цементации и содержанию глин. Эти параметры контролируют всю геометрию пор и значение пористости. Пористость типичных углеводородных песчаников варьируется между 3 и 38 процентами в газовых коллекторах и 10 и 38 процентами в нефтяных.

Пористость в карбонатных породах по значениям может намного больше различаться , чем в песчаниках. В некоторых карбонатах (известняках) она очень высокая, иногда превышает 50%.

Однако, трещины в карбонатных породах в общем случае вносят небольшой вклад в пористость. Образование каверн и трещин в карбонатных коллекторах называется вторичной пористостью и является функцией истории осадконакопления и диагенеза пород. Просветность - отношение площади пустот к общей площади поперечного сечения керна

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости в такой степени удерживаются силой притяжения стенок каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала породы), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти – те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами.

кавернам — пустоты, в которых гравитационные силы преобладают над капиллярными, и поэтому жидкость в них не удерживается. Из такого деления пустот породы на поры и каверны следует, что: 1) содержание капиллярно-связанной воды в кавернах можно всегда принимать практически равным нулю, 2) коэффициенты нефтеотдачи и газоотдачи каверн и пор в этом случае при прочих равных условиях всегда различны и 3) методы определения их емкости также различны.

Полная пористость – это отношение объема всех пор к общему объему породы. Открытая-те поры, которые сообщ. с поверхностью образца

Эффективная пористость – отношение объема связанных пор(движение по которым возможно) к общему объему породы, т.е. она не включает изолированное поровое пространство.

Динамическая учитывается объем только тех пор, движение флюидов в которых действительно происходит при существующих перепадах давления.

По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:

1) сверхкапиллярные – более 0,5 мм;

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

3) субкапиллярные — менее 0,0002 мм (0,2 мкм).

Трещины подразделяются на:

микротрещины с раскрытостью от 0,01 до 0,1 мм

макротрещины с раскрытостью более 0,1 мм.