Пористость и трещиноватость

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 породах 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 >0,5мм, трещины >0,254 мм)

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

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

Такое разделение важно для оценки характера движения подземных вод и других флюидов в горных породах. По сверхкапиллярным происходит свободное движение, по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил. Породы с субкапиллярными порами и трещинами 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 – в зависимости от условий их отложения, различных вторичных процессов геологической истории (уплотнение, цементация и др.).

11.2.1. 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 неоднородного пласта по 1 скважине.

где, n_i h_i – пористость и мощность пропластков.

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

где, N – число интервалов опробования

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

где, 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 непостоянная, то - есть Н₁≠ Н₂≠…..≠ Н_n, то

При постоянной мощности пласта

где, 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%.

Коэффициент густоты трещин и коэффициент трещиноватости

Для количественной характеристики трещинных коллекторов пользуются коэффициентами густоты трещин, трещиноватости и проницаемости.

Коэффициент густоты трещин:

где, а – суммарная протяженность трещин, мм

F – площадь шлифа, мм².

Коэффициент трещиноватости (трещинной пористости) n_т, определяется по формуле:

где, b – раскрытие (ширина) трещины, мм.

Коэффициент трещиноватости используется для расчета коэффициента проницаемости трещин, что видно из формулы

К_n = 85000 b²n_т

где, К_n – проницаемость, дарси; n_т – коэффициент трещиноватости, доли единицы; b – раскрытие (ширина) трещины, мм.

При определении густоты трещин, трещинной пористости и проницаемости величины F, a, b измеряются в шлифе под микроскопом

Этот способ довольно приближенный. Для более точных расчетов коэффициенты трещиноватости и проницаемости определяются по данным опробования скважин на приток.

Дата добавления: 2014-01-07