Пористость

Практически все осадочные породы являются пористыми. Абсолютной пористостью называют отношение суммарного объема пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр

k_пор= V_пор / V_обр (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.

Дата добавления: 2015-07-13