Пористость коллекторов нефти, газа и воды. Виды пористости, методика определения открытой и эффективной пористости
Способность
пород вмещать воду, а также жидкие и газообразные углеводороды определяется их пористостью, т.е. наличием в них
пустот (пор). Каналы, образуемые порами, разделены на три группы:
- крупные (сверхкапиллярные) – диам. более 0,5 мм;
- капиллярные – дам. 0,5 – 0,0002 мм;
- субкапиллярные – менее 0,0002 мм.
Коэффициент
полной пористости определяется
отношением суммарного объема пор к общему объему образца породы.
m = Vп / Vобр;
Его величина у различных пород колеблется в весьма широких пределах. У песков m = от 6 до 52%, у известняков и доломитов от 0,65 до 33%, у песчаников от 13 до 29%, у магматических пород от0,05 до 1,25%. Большие изменения пределов пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием: взаимного расположения зерен , их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и др.
Но величина коэффициента полной пористости не
достаточно характеризует коллекторские свойства горных пород. Часть пор
является закрытыми, т.е. изолированными друг от друга, что делает невозможной
миграцию через них нефти, газа и воды. Поэтому наряду с коэффициентом полной
пористости используют также коэффициенты открытой и эффективной
пористости.
Коэффициент открытой пористости
это отношение суммарного объема пор, сообщающихся между собой, к объему
образца.
m0 = Vоп / Vобр;
Коэффициент
эффективной пористости это
отношение относительного объема пор, по которым возможно движение заполняющих
их жидкостей и газов, к объему образца.
mэф = Vотэф / Vобр ;
Vот эф 
Vоп;
Делаем вывод: mэф mо m;
m – общая пористость; mо – открытая пористость; mэф – эффективная пористость.
Методы
определения пористости.
mо = 1- ρоб / ρтф;
где ρоб – объемная плотность исходного образца.
Для определения объема образца пользуемся методом
взвешивания насыщенного жидкостью образца, в той же жидкости и воздухе. Затем
используем закон Архимеда, определяем соответствующие параметры.
