Пористость и строение порового пространства

Выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую пористость.

Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом.

Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости, который измеряется в долях или процентах от объема породы.

Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к видимому его объему:

,

k_n = (V_обр. ‑ V_зер.)/ V_обр.,

 

где V_зер – суммарный объем зерен.

 

Величина коэффициента полной пористости у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, известняков и доломитов – от 0,65 до 33 %, у песчаников – от 13 до 29 %, а у магматических пород – от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и др.

Величина коэффициента полной пористости не в достаточной мере 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.

 

 

Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Коэффициентом открытой пористости называется отношение объема открытых, сообщающихся пор к видимому объему образца – .

Коэффициент открытой пористости определяется как по образцам в лаборатории, так и по данным геофизических исследований скважин.

Открытая пористость коллекторов нефти и газа изменяется в широких пределах ‑ от нескольких процентов до 35 %. По большинству залежей она составляет в среднем 12 – 25 %.

Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой пор, насыщенных нефтью. Коэффициент эффективной пористости – это относительный объем пор, по которым возможно движение заполняющих их жидкостей и газов: .

Динамическая пористость учитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи.

Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы: 1) сверхкапиллярные – диаметром 2 – 0,5 мм; 2) капиллярные – 0,5 – 0,0002 мм; 3) субкапиллярные – менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Пористость породы в большой степени зависит от размеров пор и соединяющих их поровых каналов, которые в свою очередь определяются гранулометрическим составом слагающих породу частиц и степенью их сцементированности.

Поскольку коллекторские свойства породы зависят не только от объема пустот, но и от распределения их по величине диаметра, то важной характеристикой является структура порового пространства. Для его определения используются метод ртутной порометрии, метод полупроницаемой мембраны и метод капиллярной пропитки.

В гранулярных коллекторах большое влияние на пористость оказывает взаимное расположение зерен. Вообразите себе набор одинаковых шаров, помещенных в коробку. Так раньше представляли структуры, когда не было компьютеров. Шарики плотно упакованы, занимая все свободное пространство. Это так называемая плотная упаковка (рис. 2.28, левый). Каждый шар, помеченный буквой А, будет окружен шестью другими шарами в пределах одного слоя. Промежутки между ними пометим буквами В и С. В такую плотную упаковку мы можем поместить второй слой шаров или в лунки В, или в лунки С, но не в те и другие одновременно. В природе существуют и другие плотные кубические упаковки ( рис. 2.28, правый).

Несложные расчеты показывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен (рис. 2.27) коэффициент пористости будет составлять» 47,6 %. Данное число можно считать теоретически возможным максимумом пористости для терригенных пород. При более плотной укладке идеального грунта (рис.2.28) пористость будет составлять всего 25,9 %.

 

 

Гранулометрический состав горной породы характеризует количественное содержание в ней частиц различной крупности. Характерный график суммарной концентрации частиц в зависимости от их диаметра приведен на рис. 36. От гранулометрического состава зависят коллекторские свойства пласта: пористость, проницаемость, удельная поверхность пористой среды.

 

Кавернозность

Кавернозностьгорных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым – с рассеянными в породе более крупными кавернами – вплоть до нескольких сантиметров.

Микрокавернозные карбонатные коллекторы на практике нередко отождествляют с терригенными поровыми, поскольку и в тех, и в других открытая емкость образована мелкими сообщающимися пустотами. Но и по происхождению, и по свойствам между ними имеются существенные различия.

Средняя пустотность микрокавернозных пород обычно не превышает 13 – 15%, но может быть и больше.

Макрокавернозные коллекторы в чистом виде встречаются редко, их пустотность достигает не более 1 – 2%. При больших толщинах продуктивных карбонатных отложений и при такой емкости коллектора запасы залежей могут быть весьма значительными.

Коэффициент кавернозности К_к равен отношению объема каверн V_K к видимому объему образца V_обр.

К_к=K/V_o6p

Если порода целиком кавернозна, то

К_к = (V_обр. – V_мин)/V_обр. = 1 – V_мин/V_обр.,

где V_мин – объем минеральной части породы.

 

Выразив объемы V _мин. и V _обр. через плотности соответственно минеральной части породы ρ_мин и всего образца р_обр., получим:

К_к=1–ρ_обр/ρ_мин.

Микрокавернозная пустотность может быть определена как по образцам пород, так и по данным геофизических нейтронных методов. Макрокавернозная пустотность не может быть в достаточной мере отражена образцами и потому оценивается по геофизическим данным.

Трещиноватость

Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обусловливается наличием в них трещин, не заполненных твердым веществом. Наличие разветвленной сети трещин, пронизывающих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.

Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин.

Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной плотностью трещин П:

Т = S/V; П = L/F,

где S – суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; L – суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площади F.

Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин:

Г= ∆n/∆L,

где ∆n – число трещин, пересекающих линию длиной ∆L, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин – 1/м.

 

Исследованиями Е.М.Смехова и др. установлено, что интенсивность трещиноватости и раскрытость трещин зависит от литологического состава пород. Трещиноватость карбонатных пород обычно выше, чем терригенных.

По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40 – 50мкм и микротрещины шириной до 40 – 50мкм

Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам.

Макротрещиноватость изучить по керну не удается. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе керн распадается на части по этим трещинам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин.

Микротрещиноватость изучают на образцах – на больших шлифах с площадью до 2000 мм² или крупных образцах кубической формы со стороной куба 5см.

Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей процента до 1 – 2%.

Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного количества элементарных геологических тел, ограниченных макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют матрицей.

Коллектор является чисто трещиноватым, если плотная матрица не содержит других пустот или содержит микротрещины. Но матрице часто свойственно наличие пор. При этом матрица может быть малопроницаемой и дренироваться только за счет связи с макротрещинами, а может обладать и собственной достаточно высокой проницаемостью.

Таким образом, чаще всего трещины играют роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все сложные пустотное пространство пород-коллекторов.

При одновременном участии в дренировании двух или всех трех видов пустот (пор, каверн, трещин) коллектор относят к типу смешанных.

Из числа коллекторов с одним из видов пустотности наиболее широко распространены поровые терригенные коллекторы - на многочисленных месторождениях земного шара, в том числе и в России (Волго-Урал, Западная Сибирь, Северный Кавказ и др. районы).

Трещинные коллекторы в чистом виде встречаются весьма редко.

Из кавернозных пород в чистом виде распространены микрокавернозные (Волго-Урал, Тимано-Печорская провинция и др.). Макрокавернозные встречаются редко.

Коллекторы смешанного типа, наиболее свойственные карбонатным породам, характерны для месторождений Прикаспийской низменности, Тимано-Печорской провинции, Волго-Урала, Белоруссии и других районов.

В таблице 2.1 приведена промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов нефти и газа по их емкостным свойствам.

 

 

 

№ типа	Тип коллектора	Кратная характеристика	Условия фильтрации
порода	литологический состав	геологические условия распространения
I	Коллектор нормального типа (в общепринятой терминологии «поровый коллектор»)	пористая	Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки).	Распространен на многочисленных нефтяных месторождениях земного шара, чаще в нормальных пластовых условиях залегания, выклиниваясь по восстанию пластов, и реже в виде базальных слоев.	Фильтрационные свойства определяются структурой порового пространства породы.
II	Кавернозный тип	кавернозная	Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, чаще доломитизированные, доломиты неравнозернистые).	Широко распространен, часто приурочен к поверхности размыва.	Фильтрация осуществляется по микротрещинам и «швам», соединяющим мелкие каверны.
III	Трещинный тип	трещиноватая	Плотные породы (плотные известняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы) и другие плотные породы, в том числе и изверженные.	В абсолютно «чистом» виде редко распространен. Характеризуется непостоянством развития как по разрезу, так и по площади (структуре). Часто приурочен к перерывам в отложении осадков.	Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью до 100 мк
IV	Трещинно-поровый (I смешанный тип)	трещиновато-пористая	Гранулярные коллекторы, сцементированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы).	Сочетание и переходы но площади и разрезу коллектора трещинного типа в коллектор порового типа. Геологические условия распространения те же, что у типов I и III.	Фильтрация осуществляется по микротрещинам (главным образом) и поровому пространству породы
V	Трещинно-каверновый (II смешанный тип)	трещиновато-кавернозная	Карбонатные породы	Взаимопереходы коллекторов трещинного и кавернозного типов. Геологические условия распределения те же, что у типов II и III.	Условия фильтрации те же, что и у коллектора кавернозного типа; здесь возрастает роль микротрещин как в аккумуляции, так и в отдаче нефти и газа.
VI	Трещинно-порово-каверновый (III смешанный тип)	трещиновато-пористо-кавернозная	Карбонатные породы	Сочетание коллекторов трех типов: трещинного, порового и кавернозного. Геологические условия распространения те же, что у типов I, II и III.	Сложная система фильтрации, в условиях которой микротрещины, видимо, играют основную роль.
VII	Каверново-поровый (IV смешанный тип)	кавернозно-пористая	Карбонатные породы	Взаимопереходы коллекторов кавернозного и порового типов. Условия залегания те же, что у типов I и II.	Фильтрация происходит по микротрещинам, связывающим каверны и поровое пространство.

Таблица 2.1

Промыслово-геологическая классификация пород-коллекторов (по М.И. Максимову, с изменениями)