ПОРИСТОСТЬ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ

Емкость порового коллектора называется пористостью. Для характеристики величины пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляет поры.

Различает общую, открытую и эффективную пористость. Общая (полная абсолютная) пористость - это объем всех пор в породе. Соответственно коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор к объему породы. Общая пористость определяется по формуле 3.

m = V1/V2*100 (4)

где V1 – общий объем всех пор в породе, м3; V2 – объем породы, м3.

Она выражается в процентах (коэффициенты пористости в долях единицы).

При промышленной оценке залежи нефти и газа принимается во внимание открытая пористость.

Открытая пористость, это объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости - отношением суммарного объема (V0) открытых пор к объему образца породы (V2).

В нефтяной геологии наряду с понятиями общая и открытая пористость, существует понятие эффективная пористость. Она определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считают субкапиллярные и изолированные поры.

Коэффициентом эффективной пористости (Кэф) называется отношение объема пор (Vэф), через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления к объему (Vобр) образца горной породы (Кэф=Vэф/Vобр). В практике геологоразведочных работ коэффициент эффективной пористости определяется как разность открытой пористости и остаточной водонасыщенности пород: (Кэф = Ко - Ов), где Кэф, это коэффициент эффективной пористости, Ко – коэффициент открытой пористости, Ов – остаточная водонасыщенность. Предполагается, что остаточная вода приурочена к субкапиллярным каналам и по вторичным новообразованиям глинистых минералов, таких как каолинит.

Таким образом, под эффективной пористостью нефтесодержащей породы понимается отношение объема пор, через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиентах давления.

Для пород, состоящих из неодинаковых по размеру обломков (конгломератов, глинистых песчаников), пористость резко снижается, так как мелкие зерна заполняют промежутки между крупными зернами, уменьшая тем самым объем порового пространства.

Величина пористости горных пород может достигать 40%. Так, газоносные алевролиты (алевриты) местоскоплений Ставрополья имеют пористость 30-40%. Наиболее распространенные значения пористости нефтеносных песчаников Русской платформы составляют 17-24 %.

При разработке местоскоплений нефти и газа применяют искусственные методы увеличение пористости путем гидроразрыва и воздействия на пласт соляной кислотой, что приводит к разрушению перегородок между порами и расширению трещин.

Принцип количественной оценки емкостных свойств карбонатных (трещиноватых и кавернозных) пород такие же, как и обломочных.