Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород. Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

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

- капиллярные (каналы и трещины) – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

- сверхкапиллярные (каналы и трещины) – размер пор > 0,5 мм.

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, нефтью, газом, часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.

По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.