2.Пористость горных пород.

Пористость горных пород – это наличие в них пустот (пор). Вводят поняти полной пористости и открытой пористости (сообщающихся пор). Численно пористость горных пород характеризуется коэффициентом пористости. Соответственно имеем:

1. Коэффициент полной (или абсолютной) пористости – K_ПП (отношение суммарного объема пор V_ПОР в образце породы к его видимому объему V_ОБР):

K_ПП =V_ПОР/V_ОБР. (1.2)

2. Коэффициент открытой пористости m₀ – отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

По происхождению (генезису) поры и пустоты подразделяются на:

1. Первичные, образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы;

2. Вторичные, образующиеся в результате последующих процессов (разломов, дробления, растворения, возникновения трещин, доломитизации и т.д.)

Свойства пористых горных пород в большой степени зависят от размеров поровых каналов. Поровые каналы нефтегазовых коллекторов условно разделяют на три группы:

1. Сверхкапиллярные (d>0,5 мм);

2. Капиллярные – 0.5d0.0002 мм (0,2 мкм);

3. Субкапиллярные d>0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам флюиды (нефть, газ, вода) движутся свободно, а по капиллярным – при существенном влиянии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкость настолько сильно удерживается силой притяжения стенных каналов (молекулярных сил), что в природных условиях практически перемещаться не может. Вследствие этого породы с субкапиллярными порами (глины, глинистые сланцы) независимо от пористости, -- практически не проницаемы для жидкостей и газов. К хорошим коллекторам нефти и газа относятся породы с капиллярными и сверхкапиллярными каналами.

Кроме понятия коэффициента пористости (полной, открытой) вводят понятие статической полезной емкости (П_СТ) и динамической полезной емкости коллектора (П_ДИН)

П_СТ – доля пор, которые могут быть заняты нефтью или газом (равна разности открытой пористости и доли объема пор, занятых остаточной водой);

П_ДИН – доля объема пор и пустот, через которые могут фильтрироваться нефть и газ при условиях существующих в пластах (перепад давления и др. ,т.к. часть жидкости – неподвижные пленки, в тонких капиллярах и т.д. не движется в порах)

Методы измерения пористости пород.

Из определения полной пористости m_П имеем:

, (1.3)

где V_ОБР и V_ЗЕР – объемы образца и зерен.

Так как для массы образца М_ОБР и зерен М_ЗЕР имеем:

,

где _ОБР и _ЗЕР – плотности образца и зерен соответственно, и, учитывая, что М_ЗЕР=М_ОБР формулу (1.3) можно представить в виде:

(1.4)

Из формулы (1.3) и (1.4) видно, что для определения коэффициента пористости необходимо найти объем пор и образца или объем зерен и образца или плотность образца и зерен.

Существует много способов определения этих величин и, соответственно много способов нахождения коэффициента пористости пород.

Определение объема образца:

1. спосод И.А.Преображенского – взвешивание образца насыщенного жидкостью (керосином) в воздухе - _ВОЗД и в керосине _КЕР. Тогда с учетом закона Архимеда имеем:

2. по объему вытесненой жидкости при погружении в нее образца, насыщенного той же жидкостью;

3. по размерам образца правильной геометрической формы;

Определение объема пор:

1. по разности масс М образца, насыщенного под вакуумом жидкостью и сухого образца; в этом случае:

где _Ж – плотность жидкости (известна).

2. с помощью жидкостных или газовых порозиметров или по объему зерен – с помощью пикнометров.

В газовом порозиметре, изменяя объем газа и давления, на основании закона Бойля – Мариотта подсчитываем объем зерен и пористость.

В жидкостном порозиметре объем пор, предварительно насыщенного под вакуумом керосином, определяют по объеиу вытесненой жидкости (керосина) после помещения образца в камеру прибора.

Если на плоскости измерить площадь пор S_ПОР и площадь всего сечения – S_СЕЧ, то

При этом, если S_ПОР=S_{ПОР П.}, то m_П – коэффициент полной пористости; если S_ПОР=S_{ПОР О}, то m_o – коэффициент открытой пористости.

Этим способом пользуются для определения m_П и m_O путем изучения площадей под микроскопом. Для учета связи пор их заполняют окрашенным веществом – воском, пластиком и т.д.

Установлено, что:

1. пористость нефтегазовых коллекторов изменяется в пределах: 1 – 52 % (наиболее часто 15 – 20 %);

2. для песков m_Пm_О

3. для песчаников и алевролитов полная пористость превышает открытую на 5 – 6 %;

4. наибольший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов;

5. для оценки пористости газовых коллекторов (алевролитовые и песчано – алевролитовые отложения) следует использовать газовые порозиметры (т.к. в этом случае получается пористость значительно большей, чем при насыщении этих пород керосином).

Этот же способ следует применять при изучении образцов с низкой пористостью (менее 5%) из-за значительной доли пленки керосина, оставшегося в образце.