Пористость – наличие в ГП пустот. В зависимости от вида пустот их различают: гранулярную (межзерновую)-пустоты м/у отдельными зернами,кристаллами гп(хар-на для песков, алевролитов, глин, песчаников, конгломератов), надтрещинную-пустоты м/у трещинами и кавернозную(пустоты представ отдельн кавернами) пористости. Трещинные ГП во многих случаях имеют двойную пористость: трещинную и межгранулярную.
По происхождению поры бывают:1) Первичные – поры, образовавшиеся в процессе образования самой ГП: промежутки между плоскостями напластования и наслоением пластов, промежутки между зернами, кристаллами ГП. Характерны для песков и песчаников.
2) Вторичные – пустоты образовавшиеся в процессе дробления породы, ↓-ия V породы вследствие доломитизации и т.д. Хар-ны для карбонатных и сильно заглинизованных плотных терригенных коллекторов.
По величине поровые каналы условно подразделяются: 1) сверхкапиллярные > 0,5 мм; 2) капиллярные 0,0002 мм ... 0,5 мм, 3) субкапиллярные < 0,0002 мм.Сверхкапиллярные поры: нефть, вода и газ движутся свободно под действием капиллярных сил. В субкапиллярных порах капиллярные силы настолько велики, что движение флюидов не происходит.Для кол-ой оценки пористости ГП исп-ся три коэф-та пористости: Коэфициент общей пористости – отношение суммар объема связан и несвязан пустот к объему образца m = (Vп.. / Vобр.)*100% Коэфициент открытой (эффективной) пористости
– отношение суммарного объема взаимосвязанных пор к общему объему образца. m0 = (Vп.в. / Vобр.)*100% Vп.о. - суммарный объем взаимосвязанных пор в породе, м3. Коэфициент динамической пористости - отношение сумм. объема пор, в кот. ж-ть или газ при существующем перепаде давления (град. давления) охвачены фильтрацией, к общему объему.
mg = (Vg / Vобр.)*100% mg – самый маленький коэф-нт.
Коэф. пористости можно оценить по формуле: m0 = ( fпросв. / F )*100%
fпросв – сумм. площадь просветов в сечении образца, F – площадь сечения образца .Пористость коллекторов изменяется в очень широких пределах от долей % до 52 %. В большинстве случаев 10-24 %. Когда речь идет о пористости, мы всегда имеем ввиду коэф-нт открытой пористости. Приведем значение пористости некоторых типов нефтегазосодержащих пород: 1) несцементир пески – 6- 52 %; 2)сцементир песчаники – 3,5-9%3) известняки (карбонаты) – от 0,6-33%; 4) глины – 6-50 %5) глинистые сланцы – 0,5-1,4 %. В гидродинамике, при изучении фильтрации ж-ей и газов в пористой среде очень часто пользуются моделями пластов. Таковыми явл идеальные и фиктивные грунты.Под идеал. грунтом понимают пористую среду, в кот. поры представлены цилиндрическими каналами с II-ми осями. Фиктивным грунтом наз. пористая среда, состоящая из шарообразных частиц одинак размера. Слихтер для опр-ия пористости фиктивного грунта вывел формулу: 
.α = 60 ° → m=0,256, α = 90 ° → m=0,476. Песок: 6%≤m≤52%, песчаник 3,5% ≤ m ≤ 29%, известняки
0,6% ≤ m ≤ 30%, глины: 6% ≤ m≤50%.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему