Виды пористости

Общая (полная , абсолютная ) пористость – суммарный объем всех пор (V_ПОР) , открытых и закрытых.

Пористость открытая эквивалентная объему сообщающихся (V_СООБЩ) между собой пор.

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

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

M_п = % (1.1)

Коэффициент открытой пористости (m₀) зависит от объема сообщающихся между собой пор :

(1.2)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объема пор (V_{пор.фильтр}), через которые идет фильтрация.

(1.3)

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

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

(1.4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25%.

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

§ субкапиллярные (разрез 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 межмолекуляными 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).

Таблица 1.1