Porozitatea rocilor (rn)

Prin porozitatea se înțelege prezența rocilor în aceasta pori, carii, fisuri și alte cavități care conțin petrol, gaze și apă. Distinge porozitate completă și deschisă. Complet - determinată de volumul tuturor porilor din roca, deschis - interconectate. Practica oilfield, utilizate în principal porozitate deschisă, deoarece contribuie la extracția uleiului din intestine. Acesta este definit ca raportul dintre deschis (comunicație) la volumul porilor probei de rocă - nul raport (Rn). Acesta este exprimat în unități procentuale sau acțiuni. Raportul porozitate descrie proprietățile capacitive ale rocilor - colectori. Calculând-l conform următoarei formule:

Kn = Vpor / Vobr = (n * F * π * R ^ 2 * L) / F * L

în care Rn - coeficientul de porozitate;

Vpor - volumul care comunică cavități;

Vobr - volumul probei de rocă, cm3

n-numărul de pori per unitate de filtrare

canale cu pori R rază

Valoarea raportului gol depinde de mărimea și forma de boabe, gradul de compactare și sortate, iar compoziția minerală a cimentului și tipul de cementare. Cea mai înaltă porozitate printre roci clastic in vivo au o diferență neconsolidat sau slab cimentate. Amploarea canalelor porilor de următoarele grupe: sverhkapillyarnye, cu un diametru al porilor - 0,508-2 mm; capilar - 0.0002-.508 mm; subkapillyarnye - mai putin de 0,0002 mm.

În funcție de natura cavităților sunt trei tipuri de colector: pori, cavernă, fisuri.

Pore ​​format colectoare porozitate intergranulare în formațiuni clastic și carbonat.

caracteristic caverna rocilor carbonatice.

rezervoare fracturate în principal găsite în roci carbonate și clastic în carbonat de ciment. Ele sunt pur rare și observate la mari adâncimi în roci solide carbonat, gresii, șisturi fragile și roci vulcanice metamorfozate. Deseori, puteți vedea rezervoarele de carbonat de tip mixt - poros-cavernicole-fisuri. În funcție de prevalența anumitor cavități și tipul de rezervor de carbonat variază de rocă de porozitate 0.1-30%. Pentru colectorii pori intergranulară este 16 - 20%. Rezervoarele cavernicole ajunge la 30% și mai mare. Capacitatea rezervoarelor fracturată este extrem de mică și se ridică la doar 0,1 - 3%.

Există două tipuri principale de sedimentare spațiu rocă porilor: un primar sau porozitate intergranulară și un secundar sau intermediar.

Această porozitate este uneori numit inițial (original), datorită faptului că aceasta are loc în legătură cu depunerea de sedimente. Nisip este roci permeabile cu porozitate primară. media mai puțin permeabile sunt argilă, carbonați și cristaline roci. Natura structurii primare determinate de porozitatea spațiului porilor porilor forma, gradul de conectivitate a reciproc și distribuite în formarea sedimentelor.

porozitatea rocă primară depinde în mare măsură de natura împachetarea particulelor, care la rândul său este controlat de, printre altele, gradul de omogenitate granulometrii clastic.

In cazul formei porozității secundare și mărimea golurilor și dispunerea lor în rocă și comunicabilității între un caracter nu sunt direct legate de morfologia particulelor sedimentare. Acest tip de spațiu poros este, de asemenea, numit „porozitate indusă.“ O astfel de porozitate au, de exemplu, calcar cavernos și silicioasa rocă fracturat și silicios-argilă. Cea mai mare parte a rezervoarelor naturale, caracterizate prin porozitatea secundară se limitează doar la roci carbonate # 8209; calcar și dolomită, prin acest tip de porozitate este adesea menționată ca „calcar“ sau porozitate „carbonat“. porozitatea secundară poate apare sau modificată ca urmare: 1) dizolvare; 2) formarea de fisuri si defecte; 3) recristalizarea și dolomitization; 4) și compactare rostuire.