Виды пористости. формула арчи -дахнова

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.

В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические). Это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения – образовались в результате циркуляции подземных вод.

3. Пустоты и трещины, образованные за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами и образование карста.

4. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (МgСО3) – при доломитизации идёт сокращение объёмов породы на 12%.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт выветривания, эрозионных процессов, закарстовывания.

Виды пор (2)-(5) – это так называемые вторичные поры, возникшие при геолого-химических процессах.

Объём пор зависит от:

- формы зёрен;

- сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);

- размера зёрен;

- укладки зёрен – при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% (см. рис. 1.1);

- однородности и окатанности зёрен;

- вида цемента

Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

Виды пористости

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

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор.

На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) в процентах зависит от объема всех пор:

Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

.

Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

mп > mo > mэф

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

- капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);

- сверхкапиллярные > 0,5 мм.

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

В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силой притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.

Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).

Пористость пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу. Пористость пласта на больших участках определяется статистически по большому числу исследованных образцов керна.

С пористостью связаны величины насыщения пласта флюидами: водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн), величины, выраженные в долях или в процентах.

Связь пористости и коэффициента насыщенности (в долях):

.

Sнасыщ = 1; Sг = 1 – (SB + SH).

Общая и открытая пористость зависят от: глубины залегания, падает с увеличением глубины; от плотности пород; количества цемента и др.

Определение Кп по ПС.

В терригенных отложениях К_П определяют по кривой ПС методом двух опорных горизонтов, в качестве которых выбираются глинистые породы, например, малиновского надгоризонта, и, карбонатные плотные породы (непроницаемые известняки), например, турнейского яруса.

Для определения пористости используется относительная величина амплитуды ПС А_ПС­. Для учета влияния мощности пласта на величину амплитуды U_ПС.ПЛ вводиться поправочный коэффициент k_h, полученный расчетным путем; для учета влияния нефтенасыщенности пород на величину амплитуды U_ПС.ПЛ – поправочный коэффициент k_H, определенный по палетке. С учетом коэффициентов относительная амплитуда ПС рассчитывается по формуле:

U_ПС можно брать в милливольтах, см, клеточках диаграммной бумаги и в других единицах. Для водонасыщенных коллекторов поправка k_H не вводиться. Обычно ПС К_П­ определяется лишь в том случае, когда ρ_с>0,3 Ом*м. Если мощность нефтенасыщенного пласта>3 м, то вводят поправку k_H=0,98. Для определения К_П по ПС используют зависимость А_ПС=f(К_П) с использованием значения К_П, определенного по керну изучаемого месторождения, или зависимостей, характерных для соседних, более изученных месторождений.