4. Пустоты первичные и вторичные

Пустоты в породах-коллекторах по условиям образования подразделяются на 2 группы:

- первичные (поры между зёрнами осадка и пустоты в раковинах);

- вторичные (пустоты, возникшие при диагенезе, катагенезе и под действием тектонических напряжений).

Возникновение пустот связано как с процессами образования, так и с процессами преобразования ГП. Пустоты, возникшие в процессе осадконакопления, называются первичными (сингенетическими), пустоты же, образовавшиеся в результате преобразования осадков, называются вторичными.

П ервичные пустоты возникают в результате седиментогенеза и обусловлены характером упаковки обломков в осадке:

а

б

Теоретически возможен характер размещения обломочных зёрен в осадке: а – шары в тетраэдре, б – шары в гексаэдре.

В идеальной модели для шаров, упакованных в виде тетраэдра, независимо от их размера объём пустот между шарами составит 25,95 % от объёма тетраэдра, а для шаров, упакованных в гексаэдр (куб), он увеличивается до 47 %.

В реальном же осадке пространство между крупными обломками обычно не остаётся пустым, а заполняется более мелкими зёрнами. Поэтому реальный объём пустот может быть значительно меньше теоретического.

Характер и объём миграции флюидов зависят от размера пор, которые делят на:

- субкапиллярные;

- капиллярные;

- сверхкапиллярные.

По субкапиллярным порам сечением менее 0,001-0,002 мм миграции жидких флюидов практически не происходит. Такие поры характерны для глинистых пород, которые обычно являются породами-водоупорами, через которые весьма затруднено прохождение водных и нефтегазовых флюидов.

В капиллярных порах размером от 0,001-0,002 до 0,1-0,508 мм движение флюидов замедлено. По закону Лапласа оно зависит от капиллярного давления (Pσ), то есть от разности давлений в двух граничащих фазах, обусловленной искривлением поверхности раздела фаз.

Pσ = ε*σ, где

ε – средняя кривизна раздела поверхности граничащих фаз;

σ – поверхностное натяжение.

Граничными фазами могут быть вода и газ, вода и нефть. Поверхностное натяжение воды 0,07 Н/м, а нефти 0,03 Н/м.

Благодаря большому поверхностному натяжению вода может вытеснять нефть из капилляров, способствуя её перемещению. С увеличением температуры величина поверхностного натяжения уменьшается, и на больших глубинах капиллярное давление, по-видимому, играет небольшую роль в миграции нефти.

По сверхкапиллярным порам размером более 0,1-0,508 мм миграция жидкости возможна по законам гидравлики под действием силы тяжести. Первичные поры при диа- и катагенетических процессах могут «залечиваться» цементом, заполняющим пространство между зёрнами породы. С другой стороны, в результате циркуляции флюидов поры могут увеличиваться в размерах, образуя вторичную пористость.

Вторичная пористость в виде каверн, трещин возникает в результате диа- и катагенетических преобразований осадка и действия напряжений. По размеру пор её можно определять как сверхкапиллярную пористость.

4. Виды пористости по соотношению пор

Чтобы оценить способность породы содержать флюиды, оценивают её пористость, при этом различают общую, открытую и эффективную пористость.

Общая (полная или абсолютная) пористость равна объёму всех пор в породе (V_П). Относительная величина объёма всех пор в объёме породы (V_О) характеризуется коэффициентом общей пористости (K_П):

K_П = V_П/V_О

Общая пористость находится по разности между средней плотностью минеральных зёрен в образце и объёмной плотностью ГП.

Плотностью чистого вещества называют массу, приходящуюся на единицу его объёма. В реальных условиях ГП содержит поры, разнообразные жидкие и газообразные фазы.

Плотность, определяемая с учётом разнообразных включений в породе, называется объёмной плотностью (ρ). Она вычисляется как отношение массы породы (m, кг) к её объёму (V, м³):

ρ = m/V

Открытая пористость характеризует объём пор, которые сообщаются между собой (V_ОП). Для её оценки используется коэффициент открытой пористости (K_ОП):

K_ОП = V_ОП/V_О

Коэффициент открытой пористости отражает способность породы заполняться флюидом через сообщающиеся поры. Экспериментально он определяется насыщением керосином образца ГП и находится по соотношению объёма вошедшего в сухой образец керосина и объёма образца. Считается, что керосин заполняет только сообщающиеся поры.

Эффективная пористость определяется объёмом порового пространства, из которого нефть может быть извлечена при разработке месторождения:

K_ЭП = V_ЭП/V_О, где

K_ЭП – коэффициент эффективной пористости;

V_ЭП – объём эффективных пор;

V_О – объём образца.

Коэффициент эффективной пористости (K_ЭП) экспериментально находится путём заполнения образца искусственно приготовленной смесью нефтяного флюида, моделирующей его свойства.

Другой способ – сопоставление пористости и проницаемости образца.

Эффективная пористость является важным параметром для оценки извлекаемых запасов нефти или газа.