Гранулометрическим составом горных пород называют количе­ственное (массовое) содержание в породах частиц различной величины. Гранулометрический состав характеризует степень дисперсности мине­ральных частиц, слагающих горную породу. От степени дисперсности минералов зависят многие другие коллекторские свойства пористой среды: пористость, проницаемость, удельная поверхность, остаточная водонасыщенность, нефтенасыщенность, силы, капиллярно удержи­вающие флюиды в пласте, и другие.

Размер частиц горных пород изменяется в широких пределах: от коллоидных (10^–3–10^–5 см) до галечника и валунов.

Гранулометрический состав нефтесодержащих пород представлен частицами размером от 2 до 0,01 мм в диаметре. По размерам зёрен об­ломочных пород их классифицируют на следующие структуры:

· псефитовую, с размером зёрен более 2 мм;

· псаммитовую, с преимущественным размером частиц от 2 до 0,1 мм;

· алевритовую, включающую частицы размером 0,1–0,01 мм;

· пелитовую, с размером зёрен менее 0,01 мм.

Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методов. Наиболее распространенными являются ситовый (применяется преимущественно для характеристики состава псефитов и псаммитов, породу последовательно просеивают через сита с уменьшающим диаметром отверстий) и седиментационный (для алевритов и пелитов) методы, применяемые для слабо и среднесцементированных горных пород. Результаты анализа гранулометрического состава пород представляют в виде таблиц или диаграмм (рис. 1.6), секторы которых показывают содержание различных фракций.

Путём суммирования в последовательном порядке процент­ного содержания каждой фракции строят интегральную (кумулятивную) кривую (рис. 1.7). По построенной интегральной кривой определяют две важные величины: коэффициент однородности или неоднородности (К) и, так называемый, действующий диаметр, эффективный размер зёрен (d_эф).

При анализе данных гранулометрического состава пород следует обратить внимание на значения, отмеченные точками 1, 2, 3 (рис. 1.7 б).

            Рис. 1.6. Изображение состава в виде гистограммы

                     а                                                               б

Рис. 1.7. Гистограмма гранулометрического состава образца (а) и интеграль-

         ная кривая суммарного состава (б): d – диаметр частиц; γ = –10 lg d

    Точка 1, соответствует размеру сита, на котором задерживается 10 % более крупных фракций, а 90 % мелких проходит через сито (d₉₀). По величине её ориентируются на выбор размера щелей фильтра нефтяных скважин, служащего для ограничения выноса количества песка из пласта в скважину. Точка 2, соответствует размеру сита, на котором задерживается 40 % более крупных фракций, а 60 % более мелких проходит через сито (d₆₀).

    Точка 3, соответствует размеру сита, на котором задерживается 90 % более крупных фракций, а 10 % более мелких проходит через сито (d₁₀). Последняя точка даёт величину так называемого эффективного диаметра частиц для данного песка.

    Отношение величин d₆₀/d₁₀ характеризует коэффициент неоднородности зерен породы (К). Для совершенно однородного, хорошо отсортированного (мономиктового) песка величина К=1. Для реальных коллекторов, слагающих нефтяные месторождения, коэффициент неоднородности зерен пород обычно колеблется в пределах 1,1–20.

    Чем меньше коэффициент неоднородности, тем однородней по размерам будут частицы реальной породы и тем выше будет её пористость. Основная масса зёрен песка в коллекторах нефтяных месторождениях по размерам колеблется в пределах 0,25–0,05 мм.

Степень дисперсности минеральных частиц для пород со средней и высокой цементацией проводят методом исследования в шлифах под микроскопом.

Пористость

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот – пор, каверн, трещин). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор.

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры) – это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы. Величина первичной пористости обусловлена особенностями осадконакопления. Она постепенно уменьшается в процессе погружения и цементации осадочных пород.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт растворения минеральной составляющей породы активными флюидами (циркуляционными водами) образуются поры. В карбонатных породах в результате процессов карстообразования образуются поры выщелачивания, вплоть до образования карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО₃) в доломит (СаСО₃· МgСО₃). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации – образование каолинита (Al₂O₃·2·SiO₂·H₂O).

4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов: выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор, описанные под пунктами (2–5), так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Виды пористости

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную.

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (V_пор), независимо открытые они или изолированные (закрытые), какую имеют форму, величину и взаимное расположение.

Пористость открытая характеризует объём сообщающихся между собой пор (V_{сообщ. пор}).

 На практике величину пористости пород оценивают коэффициентом пористости ( m ), выраженным в долях единицы или в процентах.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) зависит от суммарного объёма всех пор (V_пор):

.                       (1.4)

    Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор (V_{сообщ пор}):

.                            (1.5)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф) характеризует фильтрацию флюида в породе. Он зависит от объёма пор через которые идёт фильтрация (V_{пор фильтр} ↔ m_о), не занятых остаточной (связанной) водой (S_в) → [m_эф.= m_о·(1– S_в)]:

.              (1.6)

Коллекторы, сложенные зернистыми породами (рис. 1.8), встречаются крайне редко.

Рис. 1.8. Среднезернистый квар­ цевый песок

          юрского возраста месторождения

         Джаксымай, Эмба, m _эф – 22,31

Чаще наблюдается смешанный тип коллектора, для которых величина пористости слагается из величин:

m_о = m_гран(~ 20 %) + m_трещ(~ 0,01–1 %) + m_кавер(~ n %).         (1.7)

Величины коэффициентов открытой и абсолютной пористости слабосцементированных песков и песчаников практически совпадают.

Для пород, содержащих сцементированные зёрна, между коэффициентами эффективной и общей пористости наблюдаются существенные различия. В общем случае, для коэффициентов пористости выполняется соотношение:   

        m_п ≥ m_o ≥ m_эф .                                                    (1.8)

    Величина коэффициента полной пористости у горных пород колеблется в широких пределах. У песков она составляет 6–52 %, у известняков и доломитов 0,65–33 %, у песчаников 13–29 %, у магматических пород 0,65–1,25 % (табл. 1.1). Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15–25 %.

Таблица 1.1

      Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Поры нефтяных коллекторов по величине условно разделяются на три группы:

· субкапиллярные – размер пор < 0,0002 мм, характерны для практически непроницаемых глин, глинистых сланцев, эвапоритов (соль, гипс, ангидрит) и других;

· капиллярные (каналы и трещины) – размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

· сверхкапиллярные (каналы и трещины) – размер пор > 0,5 мм.

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, нефтью, газом. Часть пор бывает изолирована. Например, в субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов, и выполняют функции покрышек.

 По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силы тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.