Эффективная учитывает часть объема связанных между собой пор насыщенных нефтью

Динамическая учитывает тот объем нефти, который будет пе­ремещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с

- 148 -

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

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

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.

По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно раз­деляются на три группы: I) 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 субкапил- лярными 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.).

Коэффициентом полной пористости kn называется отношение суммарного объема всех пор Vnop в образце породы к видимому его объему Vo6p:

k_n = V_пор / V_обр. = (V _обр - V_зер) /V _обр. (2)

где V — суммарный объем зерен.

При решении задач нефтегазопромысловой геологии использу­ется коэффициент открытой пористости к_по, который определяется как по образцам в лаборатории, так и поданным 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%.

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. Несложные расчеты пока­зывают, что в случае наименее плотной кубической укладки зерен, показанной на рис. 49, коэффициент пористости будет составлять «47,6%. Данное число можно считать теоретически возможным

- 149 -

максимумом пористости для терригенных пород. При более плот­ной укладке идеального грунта (рис. 50) пористость будет составлять всего 25,9%.

Рис. 50. Тесное расположение шаров в модели фиктивного грунта

Рис. 49. Свободное расположение шаров в модели фиктивного грунта

Кавернозиость.

Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам. Следует различать породы микрокавер- нозные 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_г равен отношению объема ка­верн V_K к видимому объему образца

- 150 -

Выразив объемы V_мин. и V_обр. через плотности соответственно ми­неральной части породы P_мин и всего образна P_обр., получим

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. Поскольку в процессе дренирования залежи в основном мо­гут участвовать макрокаверны, пересеченные макротрещинами, из­учение макрокавернозности следует проводить вместе с изучением трещиноватости.