Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:
1. Первичные поры – это поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы, между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения.
2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод, за счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами образуются поры, например, выщелачивания, вплоть до образование карста.
3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объема породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3· МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12%, что приводит к увеличению объема пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – Al2O3·2SiO2·H2O.
4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации.
5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.
Виды пор (2-5) – это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах. Объём пор зависит от:
- формы зёрен и размера зёрен;
- сортировки зёрен (чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость);
- укладки зёрен, например, при кубической укладке пористость составляет » 47,6%, при ромбической укладке – 25,96%
- однородности и окатанности зёрен;
- вида цемента.
Не все виды пор заполняются флюидами: водой, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
Коэффициент полной (абсолютной) пористости
ρобр, ρг.п. – плотности образца и тв.фазы (зерен) соответственно.
Коэффициент открытой пористости – отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца.
где: М1 – масса насыщенного обр.; М0 – масса сухого образца;
Коэффициент эффективной пористости оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма сообщающихся пор, занятых углеводородным флюидом.
где Sн – коэффициент нефтегазонасыщенности.
Коэффициент динамической пористости – определяется объемом открытых пор, по которым возможно движение флюида.
Sв.к. – коэффициент конечной водонасыщенности; Sв.н. – коэффициент начальной водонасыщенности; mо – коэффициент открытой пористости.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему