ПУСТОТЫ ПЕРВИЧНЫЕ И ВТОРИЧНЫЕ

Пустоты в породах-коллекторах по условиям образования подразделяются на 2 группы:

- первичные (поры между зёрнами осадка и пустоты в раковинах);

- вторичные (пустоты, возникшие при диагенезе, катагенезе и под действием тектонических напряжений).

Возникновение пустот связано как с процессами образования, так и с процессами преобразования ГП. Пустоты, возникшие в процессе осадконакопления, называются первичными (сингенетическими), пустоты же, образовавшиеся в результате преобразования осадков, называются вторичными.

Первичные пустоты возникают в результате седиментогенеза и обусловлены характером упаковки обломков в осадке:

Теоретически возможен характер размещения обломочных зёрен в осадке: а – шары в тетраэдре, б – шары в гексаэдре.

В идеальной модели для шаров, упакованных в виде тетраэдра, независимо от их размера объём пустот между шарами составит 25,95 % от объёма тетраэдра, а для шаров, упакованных в гексаэдр (куб), он увеличивается до 47 %.

В реальном же осадке пространство между крупными обломками обычно не остаётся пустым, а заполняется более мелкими зёрнами. Поэтому реальный объём пустот может быть значительно меньше теоретического.

Характер и объём миграции флюидов зависят от размера пор, которые делят на:

- субкапиллярные;

- капиллярные;

- сверхкапиллярные.

По субкапиллярным порам сечением менее 0,001-0,002 мм миграции жидких флюидов практически не происходит. Такие поры характерны для глинистых пород, которые обычно являются породами-водоупорами, через которые весьма затруднено прохождение водных и нефтегазовых флюидов.

В капиллярных порах размером от 0,001-0,002 до 0,1-0,508 мм движение флюидов замедлено. По закону Лапласа оно зависит от капиллярного давления (Pσ), то есть от разности давлений в двух граничащих фазах, обусловленной искривлением поверхности раздела фаз.

Pσ = ε*σ, где

ε – средняя кривизна раздела поверхности граничащих фаз;

σ – поверхностное натяжение.

Граничными фазами могут быть вода и газ, вода и нефть. Поверхностное натяжение воды 0,07 Н/м, а нефти 0,03 Н/м.

Благодаря большому поверхностному натяжению вода может вытеснять нефть из капилляров, способствуя её перемещению. С увеличением температуры величина поверхностного натяжения уменьшается, и на больших глубинах капиллярное давление, по-видимому, играет небольшую роль в миграции нефти.

По сверхкапиллярным порам размером более 0,1-0,508 мм миграция жидкости возможна по законам гидравлики под действием силы тяжести. Первичные поры при диа- и катагенетических процессах могут «залечиваться» цементом, заполняющим пространство между зёрнами породы. С другой стороны, в результате циркуляции флюидов поры могут увеличиваться в размерах, образуя вторичную пористость.

Вторичная пористость в виде каверн, трещин возникает в результате диа- и катагенетических преобразований осадка и действия напряжений. По размеру пор её можно определять как сверхкапиллярную пористость.