Пористость горных пород. Коэффициенты полной, открытой и динамической пористости пород. Методы их определения. Применение сведений о пористости в нефтедобыче

Под пористостьюгорной породы понимают наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостнойпараметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения – это первичныепоры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, поры выщелачивания), вплоть до образования карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al2O3·2·SiO2·H2O).

4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2-5) – это, так называемые, вторичныепоры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Виды пористости

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную (динамическую).

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо.

Пористость открытаяэквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ.) между собой пор и она измеряется в м3, см3.

На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицыили в процентах к объёму образца.

b) Экстрагированный керн – очищенный от нефти, пластовой воды и газа, взвешивают Pсух. Помещают под вакуум, насыщают жидкостью и взвещиваем в жидкости Pнас/жид. После взвешивают на воздухе Pнас/воз.

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные – размер пор < 0,0002 мм (2000 молекул воды), практически непроницаемые глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит и др.);

- капиллярные (каналы и трещины) – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

- сверхкапиллярные (каналы и трещины) – размер пор > 0,5 мм.

В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.

По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.

Определение пористости

1. Коэффициент общей(полной, абсолютной) пористости (mп) – дробление, шлифы

2. Коэффициент открытойпористости (mо) Преображенский

3. Коэффициент эффективной(динамической) пористости (mэф) прокачка, до полного вымывания нефти

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот – пор, каверн, трещин). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор: первичные (поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы), вторичные (поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах).

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

В большой степени свойства пористых сред зависят от размеров поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяют на три группы:

1) сверхкапиллярные — размеры больше 0,5 мм;

2) капиллярные — от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3) субкапиллярные — меньше 0,0002 мм (0,2 мкм).

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

В субкапиллярных каналах жидкости настолько сильно удерживаются силой притяжения стенками каналов (вследствие малого расстояния между стенками канала жидкость в ней находится в сфере действия молекулярных сил материала стенок), что практически в природных условиях перемещаться в них не могут.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глина, глинистые сланцы). Хорошие коллекторы нефти — те породы, поры которых представлены в основном капиллярными каналами достаточно большого сечения, а также сверхкапиллярными порами. Из сказанного следует, что при существующих в естественных условиях перепадах давлений не во всех пустотах жидкости и газы находятся в движении.

Коэффициентом полной (или абсолютной) пористости m , называется отношение суммарного объема пор V_П в образце породы к видимому его объему V_ОБР : m= V_П/ V_ОБР , %

Коэффициентом открытой пористости m₀ принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.

Коэффициентом динамической пористости m_ДИН принято называть отношение объема пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти и газа в условиях, существующих в пласте, к общему объему образца.

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Методы определения пористости:

Прямые (для слабосцементированных пород) (метод дробления и непосредственного измерения объема зерен, метод насыщения и взвешивания Преображенского)

Косвенные (для сильносцементированных пород) (метод шлифов)

Наиболее простым способом определения открытой пористости образца породы является объемный метод. Образец породы насыщают газом, который не сорбируется породой, например азотом или воздухом. В образце породы создается некоторое давление p1. После установления в системе равновесия производят выпуск газа из породы, при этом давление снижается до атмосферного р0. Затем с помощью газового счетчика замеряют объем газа V, вышедшего из образца. Далее из уравнения материального баланса выражается пористость m:

m=(ρ₀VRT)/(P₁-P₀)V_ОБР ,

где , где; ρ₀ - плотность газа при стандартных условиях; V=V₁- V₀ – разность объемов газа в образце, соответственно, при давлении P₁ и P₀. Vпор=mV_обр. , где V_обр. - геометрический объем образца.

Внутреннюю структуру пористого пространства изучают на основе результатов исследований сечений кернов, отбираемых в скважине из данного пласта.

Пористость - это основной параметр при подсчете запасов нефти или природного газа в залежи. (Q_o = F *Н*m*k_н*Θ*ρ,)

Пористость пород – коллекторов нефти, газа и воды - является основным емкостным параметром горной породы, следовательно, его величина будет определять при прочих равных условиях объем резервуара, заполненным каким-либо углеводородом в естественных залежах или объем искусственно созданного газового месторождения подземного хранилища газа.

До начала разбуривания и разработки породы-коллекторы находятся в статическом состоянии. Однако после их вскрытия возможны необратимые изменения коллекторских свойств. Отбор флюидов при больших депрессиях на пласт может нарушить равновесное состояние зерен скелета в общей флюидо-породной системе. Это приводит к образованию цемента уплотнения за счет необратимых деформаций сильно глинизированных компонентов скелета пород с необратимым уменьшением их емкости с самого начала разработки или даже во время вскрытия пластов.

Изменение термобарических условий в трещинных коллекторах может привести к уменьшению раскрытости трещин. При этом незначительно уменьшается трещинная пористость и значительно уменьшаются проницаемость и продуктивность.

Обычно применяется следующая схема изучения пористости коллекторов. Первоначально по новому объекту разработки пористость определяют по данным лабораторных исследований керна продуктивных интервалов. Одновременно для этих же интервалов по геофизическим данным производится определение петрофизических характеристик коллектора. Затем строятся графическая зависимость пористость - петрофизический параметр или многомерная аналитическая модель пористость петрофизические параметры. Количество определений пористости по керну должно позволить получить статистически значимые зависимости. После получения таких зависимостей можно значительно сократить отбор керна и перейти к так называемому "бескерновому бурению". При дальнейшем разбуривании пористость коллекторов определяется по геофизическим данным с использованием полученных петрофизических зависимостей. Данная схема наиболее применима при исследовании крупных месторождений.