Пористость и удельная поверхность

Практически все осадочные породы являются пористыми. Поры, соединяясь друг с другом, образуют поровые каналы, которые условно делят на три группы:

- сверхкапиллярные ³ 0,5 мм;

- капиллярные 0,2 ¸ 0,5 мм;

- субкапиллярные < 0,2 мм.

Структуру перового пространства принято характеризовать:

- абсолютной пористостью - отношение суммарного объема пор к видимомy образу пор;

- к открытой пористости - отношение суммарного объема пор, сообщающихся друг с другом к видимому объему пор. Коэффициент открытой пористости определяют методом взвешивания воздушного сухого образца и этого же образца насыщенного над вакуумом керосином.

Суммарная поверхность всех поровых каналов содержащихся в единице объема образца породы, называют удельной поверхностью. Величина удельной поверхности зависит от формы и гранулометрического состава породы. Чем больше удельная поверхность, тем больший объем жидкости физически удерживается на ней в виде пленок.

Величину удельной поверхности можно определить по следующим зависимости:

Поскольку реальные зерна имеют не сферическую форму и далеко не одинаковые размеры, поэтому удельную поверхность вычисляют как сумму удельных поверхностей всех фракций гранулометрического состава:

где: - поправочный коэффициент; К =1,2 ¸1,4;

- масса данной фракции частиц;

- средний диаметр i - ой фракции частиц:

, - ближайшие стандартные размеры отверстий сит.

Проницаемость горных пород

Способность пород продуктивных пластов пропускать жидкость называют проницаемостью. Проницаемость характеризуется абсолютной проницаемостью - проницаемость пористой среды при фильтрации через нее какой либо жидкости, химически инертной к породе. В качестве такой жидкости используют сухой воздух или газ.

Для количественной оценки проницаемости обычно используют закон Дарси:

где: Q - объемный расход фильтрации;

F - площадь фильтрации;

Р₁, Р₂ - давление перед и после образца;

h - динамическая вязкость жидкости;

l - длина образца.

Поскольку газ является сжимаемой жидкостью его объемный расход будет непостоянен по длине образца, поэтому объемный расход газа приводит к среднему давлению в образце. Полагают, что газ раcширяется изотермически в соответствии с законом Бойля-Мариота. Отсюда проницаемость по газу определяется из выражения:

Размерность проницаемости - м² за единицу проницаемости в 1м² принимают проницаемость такой пористой среды, через образец которой длиной 1м и площадью поперечного сечения 1м² при перепаде давлений 1Па ежесекундно профильтровывается 1м³ жидкости с вязкостью 1Па с. На практике пользуется единицей дарси: 1Д = 1,02 мкм², 10^-12м².

В продуктивных пластах всегда содержится две или три фазы. Проницаемость для любой из фаз при фильтрации двух или трехфазной жидкости меньше ее абсолютной проницаемости.

Под фазовой проницаемостью понимают проницаемость для данной жидкости при наличии в порах многофазной системы.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Фазовая и относительная проницаемость для различные фаз зависит от воды, нефте- и газонасыщенности перового пространства. Так, например, если часть пор занята водой, то проницаемость для нефти или газа будет уменьшаться с увеличением содержания воды. При содержании воды меньше 20 % она физически удерживается в тонких и тупиковых порах. Так как часть объема пор занята неподвижной водой, то фильтрация нефти возможна лишь в свободной от воды части сечения поровых каналов; поэтому относительная проницаемость для нефти при такой водонасыщенности не превышает 80 %, а для воды практически равна нулю. При водонасыщенности 80 % проницаемость для нефти падает практически до нуля. Это означает, что нефть, содержащаяся в порах такой породы, прочно удерживается капиллярными силами.