У глинах найбільш широко поширені мінімальні за розмірами капілярні і субкапілярні пори. Так само як і в колекторах, в глинистих породах присутні закриті і сполучені пори. Тому треба розрізняти загальну (абсолютну) і відкриту пористість. Розмір пор теригенних колекторів досить легко визначається різними методами.

Складніше з визначенням розміру пор в глинистих породах. Враховуючи їх тонкодисперсність, наявність міцно зв'язаної води, товщина плівки якої наближається до розміру пор, стає ясним, що порометрія таких порід представляє складну задачу.

Наближений розмір пор обчислюється по формулі, запропонованій І. І. Нестеровим (Нестеров, Прозоровпч,,1968):

, (1.5)

де r ? діаметр пор, см; а ? середній розмір граней глинистих частинок, що складають глину; см; n ? коефіцієнт абсолютної пористості глин.

При виведенні формули (1.5) форма глинистих частинок була прийнята кубічною. Стосовно пластинчастої форми глинистих частинок формула (1.5) набуває вигляд

, (1.6)

Необхідно відзначити, те, що глини насправді складені не елементарними частинками, а агрегатами таких частинок, форма яких наближається до ізометричної, що робить більш правдивими підрахунки по формулі (1.5), в якій а ? розмір агрегатів частинок.

Зрозуміло, що визначення величини пор в глинах шляхом розрахунку по розмірах частин (агрегатів) ? непрямий метод. Розробка способу наближеного визначення розміру пор в глинах належить О. О. Ханіну. Структура порового простору, тобто доля пор різного розміру визначалася ними на ртутному паромі методом втискування ртуті при великих тисках (до 1000 кг/см2) в попередньо відвакуумовані зразки порід (Ханін, 1968), що дозволило заміряти об’єми ртуті спорових каналах перерізом від 0,01 мк і вище. Вміст пор різного розміру і їх дольова участь в проникності визначається за методом Бур- дайна, який був розроблений для піщано-алевролітових колекторів. Тому прийнятність методу при дослідженні глин, розмір порових каналів яких в десятки і сотні разів менший від розмірів точкових в колекторах, потребує перевірки. При всіх цих розрахунках використовується закон Дарсі, який справедливий лише для руху в крупних капілярах. Мінімальний розмір каналів, по яких проходить рух рідин за законом Дарсі не встановлений.

Перші одиничні визначення розміру пор глинистих порід і їх проникності дозволяли О. О. Ханіну встановити залежність між цими величинами (Рис. 1.4) Розмір переважаючих і максимальних по величині пор глинистих порід, їх проникності і тиску прориву газу дали можливість О. О. Ханіну скласти першу оціночну шкалу екрануючих властивостей названих порід (табл. 1.1).

Таблиця 1.1 Оціночна шкала екрануючих властивостей глинистих порід (по О. О. Ханіну, 1968)

Група | Максимальна величина діаметра пор,

мк | Проникність абсолютна по газу,

мд | Тиск прориву газу через змочену керосином породу,

кг/см2 | Екрануюча здатність

А . . . .

В . . . .

С . . . .

D . . . .

E . . . .

F . . . . | ? 0,01

0,05

0,30

2,0

8?10

? 15?18 | ? 10-6

10-5

10-4

10-3

10-2

> 10-1 | > 120

80

55

30

< 5

< 0,01 | Дуже висока

Висока

Середня

Понижена

Низька

Відсутня

Важко підкреслити, що це оціночна шкала іменно порід, а не покришок в цілому, так як шкала не враховує неоднорідності і наявності в прошарках прошарків піщаних і алевролітових порід і тріщинуватості, яка сильно впливає на екрануючі властивості покришок. В кращому випадку розглянута шкала вважається першим наближенням до оцінки якості покришки, якщо остання досить однорідна, складається цілком із порід, аналогічних тим, для яких проведений параметричний аналіз і не піддається тріщинуватості. Такі випадки, очевидно, досить рідкісні в природі.

Широкі можливості для вивчення розмірів і структури порового простору відкриваються при дослідженні порід з допомогою скануючого електронного мікроскопа. Е.М Сергеєв, Г.Г. Ільінская, Р.А. Бочко (1970), досліджуючи глини під скануючим мікроскопом, встановили, що в них зустрічаються в більшості маленькі пори (< 100 мк); в глинах однакового складу і генезису менший розмір пор характерний для більш давніх порід.

Рисунок 1.4 - Залежність проникності від максимальних розмірів діаметрів пор, що знаходяться в глинистих породах.

РОЗДІЛ 2

Коротка ІсторІЯ вивЧеностІ проблеми дослІдженнЯ

екрануюЧих властивостей порІд-покришок

Про існування та збереження покладу нафти, газу або конденсату можна говорити лише тоді, коли вище залягають пласти або товщі порід, які перешкоджають міграції вуглеводнiв із покладу. Такі породи називаються флюїдоупорами [1] або покришками нафтових i газових покладів [2].

Ще I.М. Губкiн [1,3] відносив до непроникних порід глини та глинисті сланці, які мають пори субкапiлярних розмірів, що заважає фільтрації газів та рідин.

Покришка покладу нафти i газу, це природний екран, який перешкоджає міграції вуглеводнiв із колектора вверх по розрізу [3]. Основною властивістю породи-покришки, яка характеризує її якість, є проникність. Проникнiсть покришок залежить від перепаду тисків в підошві та покрівлі. Перепад тисків залежить від: 1) надлишкового тиску; 2) різниці гідростатичних тисків пластових вод, яка залежить від глибини, пластового тиску та їх густини; 3) надгідростатичного пластового тиску. Крiм цього, проникність покришки залежить від структури пустотного простору, на що впливає морфологія та