что такое открытая пористость
Пористость горных пород
Неправильность форм песчаных зерен и частиц карбонатного материала не позволяет обеспечивать их идеальное прилегание друг к другу, следовательно между зерен в горных породах всегда присутствует пустотное пространство, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями или газами).
Пористость горных пород является одним из параметров, учитываемых при подсчете запасов нефти, а также при прогнозировании процессов фильтрации в пористых средах.
Пористость – свойство горных пород, определяемое наличием в них пустот (крупных и мелких пор, каналов, трещин, каверн).
Коэффициент пористости Кп – отношение объема пор образца Vпор к объему самого образца Vобр. В зарубежной литературе для обозначения пористости принято сокращение PHI или Φ.
Теоретически пористость породы может иметь любое значение (от нуля до единицы), но в реальности, исходя из теоретических расчётов, пористость большинства осадочных пород не может превышать 47 % (Vшара=4/3πR 3 )
Общая пористость
Просуммировав объем пустот в породе и зная объем самой породы можно получить значение общей пористости или же коэффициент общей пористости (выражается в процентах к объему образца или в долях единицы).
Формула для расчета общей пористости:
Важно понимать, что значение общей пористости не всегда отражает качество коллекторских свойств породы, т.к. некоторый объем пор может не сообщаться между собой (тупиковые или изолированные поры).
Открытая пористость или пористость насыщения
При определении открытой пористости учитываются только объемы связанных и сообщающихся между собой пор. Получаемое при этом значение пористости будет всегда меньше значения общей пористости того же образца.
Открытую пористость также называют пористостью насыщения т.к. при ее расчете учитывается только объем пустот, в который проникает жидкость при заданном при проведении эксперимента давлении насыщения.
Как правило, в качестве жидкости, насыщающей поры образца используется керосин (он хорошо проникает в поры и не вызывает разбухания глинистых частиц).
Формула для расчета открытой пористости:
Ко – коэффициент открытой пористости
Vо.– объем открытых и взаимосообщающиихся пор
Vобр – объем образца породы
Эффективная пористость
Эффективная пористость представляет собой объем пор, по которым флюид может извлекаться при разработке пласта (значения как правило меньше открытой пористости). В значение эффективной пористости не входит поровое пространство субкапиллярных пор, так как в них не происходит движение жидкости. Также при учете эффективной пористости не учитывается объемом пор, занятых неподвижной пленкой, обволакивающей зерна породы, и объемом неподвижной жидкости на контактах зерен, где жидкость удерживается молекулярно-поверхностными силами.
Формула для расчета эффективной пористости:
Кэ – коэффициент эффективной пористости
Vэ.пор– объем пор, обеспечивающий движение флюида
Vобр – объем образца породы
Генетическая классификация пористости
Исходя из генетической классификации, пористость подразделяется на:
Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.
Зачастую при определении пористости на керне также проводят определение проницаемости.
С этой статьей также читают:
Проницаемость – фильтрационное-емкостное свойство горной породы, характеризующее ее способность пропускать флюиды (нефть, газ и воду)…
Отбор шлама разбуриваемых пород целесообразно проводить либо вместо отбора керна – при бескерновом бурении, либо…
В настоящее время большинство пробуриваемых скважин являются наклоннонаправленными или горизонтальными. Бурение скважин такого типа производится…
Добыча нефти и газа
Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!
Пористость
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:
— сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);
— укладки зёрен – при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке – 25,96% (см. рис. 1.1);
— однородности и окатанности зёрен;
— вида цемента (см. рис. 1.2).
Рис. 1.1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а – менее плотная кубическая укладка, б – более компактная ромбическая укладка
Рис. 1.2. Разновидности цемента горных пород
Не все виды пор заполняются флюидами, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
1.2.1. 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:
. (1.1)
Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:
. (1.2)
Коэффициент эффективной пористости (mэф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (Vпор фильтр), через которые идёт фильтрация.
(1.3)
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:
Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%
Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
— субкапиллярные (размер пор
— 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).
Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Виды пористости
Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых.
Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ) между собой пор и измеряется она в м3, см3.
На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.
Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) 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:
Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25%. Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:
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 (силами 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).
Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород
Пористость
ПОРИСТОСТЬ горных пород (а. porosity of rocks; н. Porengehalt der Gesteine, Porositat der Gesteine; ф. porosite des roches; и. porocidad de rocas) — характеризуется наличием пустот (пор), заключённых в горных породах. Благодаря пористости горные пород могут вмещать (за счёт влияния капиллярных сил) жидкости и газы. К пористости не следует относить ёмкость каверн и трещин, характеризующих общую пустотность горных пород (ввиду влияния гравитационных сил). Различают три вида пористости: общую (физическую), открытую и эффективную.
Общая пористость — объём сообщающихся и изолированных пор — включает поры различных радиусов, формы и степени сообщаемости. Открытая пористость — объём сообщающихся между собой пор, которые заполняются жидким или газообразным флюидом при насыщении породы в вакууме; она меньше общей пористости на объём изолированных пор. Эффективная пористость характеризует часть объёма, которая занята подвижным флюидом (нефтью, газом) при полном насыщении порового пространства этим флюидом; она меньше открытой пористости на объём связанных (остаточных) флюидов.
Определяют пористость методом Преображенского, насыщая породы керосином или 3%-ным раствором солёной воды. Пористость определяется по разнице весов сухого и насыщенного образца, отнесённой к объёму образца, умноженному на плотность насыщающей жидкости. Отношение объёма пор к объёму образца даёт искомую величину пористости, её выражают в % или в долях единицы.
Величина пористости тесно связана с вещественным составом горных пород. В илах, лёссах она достигает 80%; в осадочных горных породах (известняки, доломиты, песчаники) изменяется от единиц до 35%; в вулканогенно-осадочных породах (туфопесчаники, туффиты) — в пределах 5-20%; в магматических породах — не более 5%. Теоретическая величина пористости зависит от размера, формы и упаковки зёрен и изменяется от 26 до 44,6%. Пористость уменьшается с глубиной, установлена линейная зависимость для песчано-алевритовых пород.
Пористость определяет физические свойства горных пород: прочность, скорость распространения упругих волн, сжимаемость, электрические, теплофизические и другие параметры. В нефтяной геологии методы промысловой геофизики основаны на использовании зависимостей между этими параметрами.
Пористость
Пористостью называют долю пустотного пространства в общем объеме горной породы. Она может быть выражена в процентах или долях единицы.
Различают открытую пористость и закрытую, их сумма представляет собой общую пористость.
Открытая пористость – это доля пустотного пространства соединяющиеся между собой
Закрытая пористость – это доля изолированных пустот в общем объеме пород
Эффективная – это часть открытых пустот соединяющиеся между собой, которое содержит углеводороды.
13) Проницаемость пористой среды – это способность пропускать жидкость или газ при перепаде давления.
Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящее сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути
Единица коэффициента проницаемости называемая дарси, отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см2, при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см3 жидкости, вязкость которой 1 сп.
Проницаемость пород, служащих коллекторами для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм
Различают абсолютную (общую), эффективную (фазовую) и относительную проницаемость горной породы.
Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы.Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя флюиды.
Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.
14) Водонасыщенность – одна из важных характеристик коллекторов. В нефтегазоносных горизонтах в ловушке вода занимает часть пустотного пространства. Водонасыщенность определяется отношением объема пор, занятых водой, к общему объему пор (в процентах (%) или долях единицы).Нефтенасыщенность – это доля объема пор, занятых нефтью, а газонасыщенность – доля объема пор, занятых газом. В сумме они составляют 100%. Водонасыщенность коллектора обычно определяется экспериментально, а нефтенасыщенность – обычно по разностиКн=1–Кв, где Кн и Кв – соответственно коэффициенты нефтенасыщенности и водонасыщенности. Если в коллекторе есть нефть, газ и вода, то сначала определяют водонасыщенность, затем нефтенасыщенность и по разности – газонасыщенность: Кг=1–(Кв+Кн)
Виды остаточной воды, находящейся в пористой среде:1)капиллярно связанная вода в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы; 2)адсорбционная вода, удерживаемая молекулярными силами у поверхности твёрдого тела; 3)плёночная вода, покрывающая гидрофильные участки поверхности твёрдой фазы; 4)свободная вода, удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре
15) Перекрывающие нефтяные и газовые залежи, непроницаемые или плохо проницаемые породы, называются покрышками (флюидоупорами).
Породы-покрышки различаются по характеру распространения и протяженности, по мощности, по литологическим особенностям, по наличию или отсутствию нарушений сплошности, однородности сложения, плотности, проницаемости, минеральному составу.
По литологическому составу флюидоупоры делятся на:
однородные (глинистые, карбонатные, галогенные) – состоят из пород одного литологического состава.
неоднородные:смешанные (песчано-глинистые, глинисто-карбонатные, терригенно-галогенные и др.) – состоят из пород различного литологического состава, не имеющих четко выраженной слоистости.расслоенные – состоят из чередования прослоев различных литологических разностей пород.
16) Природный резервуар— породное тело, коллектор, частично или со всех сторон ограниченное относительно непроницаемыми породами, выступающее как естественное вместилище для нефти, газа и воды. По соотношению коллектора с ограничивающими его непроницаемыми породами выделяются три основных типа резервуаров углеводородов: пластовые, массивные и литологически ограниченные со всех сторон
-Пластовый резервуар представляет собой пласт-коллектор, ограниченный на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами.В пластовом резервуаре существует единая гидродинамическая система, давление в которой закономерно изменяется в зависимости от положения областей питания и разгрузки вод. Жидкость и газ в пластовом резервуаре двигаются по пласту из пониженных участков с высоким давлением в приподнятые участки с меньшим давлением
-Массивный природный резервуар представляет собой мощную толщу проницаемых пород, перекрытую сверху и ограниченную с боков плохо проницаемыми породами. Пористость и проницаемость таких коллекторов обусловлена наличием в них каверн и трещин. Зоны пористости и проницаемости в массивных резервуарах не имеют строгой стратиграфической приуроченности. Огромное большинство массивных резервуаров на платформах представлено карбонатными коллекторами (известняками, доломитами), в которых могут быть отдельные изолированные зоны с хорошей пористостью и проницаемостью, и наоборот, зоны с невысокими коллекторскими свойствами. Для массивного резервуара очень важна форма кроющей поверхности. В них перемещение жидкости и газа в горизонтальном направлении не может происходить на большие расстояния, потому что ограничено непроницаемыми зонами
-Резервуары неправильной формы, литологически ограниченные со всех сторон, – это такие резервуары, в которых коллектор со всех сторон окружен практически непроницаемымипородами. Движение жидкости или газа в них ограничено размерами самого резервуара 
1 – структурные: а – сводовыя, б – тектонически-экранированныя;
2 – литологические: в – с выклиниванием коллектора, г – с замещением коллектора непроницаемыми слоями;
3 – стратиграфическая,4 – рифогенная,
1 – пески, 2 – глина, аргиллит, 3 – известняк, 4 – доломит, 5 – каменная соль, 6 – направление движения нефти и газа, 7 – трещины, 8 – стратиграфическое несогласие, 9 – нефтяная залежь.
18) Миграция – это перемещение в осадочной оболочке.
Факторы, вызывающие миграцию:
1.Давление статистическое и динамическое.
Статистическое давление – это уплотнение пород под действием вышележащих пород.
Динамическое давление – это действие тектонических сил, выводящих породы из нормального залегания и сминающих их в складки.
Под действием тектонических сил породы бывают разбиты разрывными нарушениями и по ним происходит перераспределение давления, также разрывы и трещины служат путями миграции нефти, газа и воды. При складкообразовании часть пород оказывается поднятой на значительную высоту и подвергается эрозии (разрушению). Эрозия, с одной стороны, влияет на изменение давления в земной коре, а с другой стороны может привести к разрушению слоев, содержащих нефть и газ.
2. Гравитационный фактор.
Под влиянием нефти и газа понимается передвижение нефти и газа под влиянием силы тяжести (гравитации). Если нефть и газ попадают в коллектор, лишенный воды (синклинальная), то они в силу своего веса будут стремиться занять пониженные участки.
3. Гидравлический фактор.
В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа и т.о. перемещает их. В процессе перемещения легче происходит дифференциация веществ по их удельным весам. Капельки нефти и газа, всплывая над водой, соединяются между собой и при благоприятных условиях могут образовывать скопления нефти и газа.
4. Капиллярное и молекулярное явления.
Т.к. вода лучше, чем нефть смачивает породы, то силы поверхностного натяжения между породой и водой будут больше, чем между породой и нефтью. Этим объясняется наблюдаемое иногда явление вытеснения нефти водой из мелких пор в крупные.
5.Энергия газа.
6.Силы расширения жидкости.