1. коллекторские Свойства горных пород

Свойства горной породы вмещать (обусловлено пористостью горной породы) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости и газы называются фильтрационно-ёмкостными свойствами (ФЕС).
Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

• 
   гранулометрическим составом пород (см. раздел лаборат. практикума);
  
• 
   пористостью;
  
• 
   проницаемостью;
  
• 
   насыщенностью пород водой, нефтью и газом;
  
• 
   удельной поверхностью;
  
• 
   капиллярными свойствами;
  
• 
   механическими свойствами.
  

Рассмотрим подробнее каждый из этих параметров.
1.2. ПОРИСТОСТЬ
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. 
   1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.
   

Виды пор (2) - (5) 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 %
  
• 
   однородности и окатанности зёрен;
  
• 
   вида цемента
  

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, газами, нефтью. Часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.
1.2.1. ВИДЫ ПОРИСТОСТИ
Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых.
Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор и измеряется она в м³, см³.
На практике для характеристики пористости используется коэффициент пористости (m), выраженный в долях или в процентах.
Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) зависит от объема всех пор:
. (1.1)
Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:
. (1.2)
Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.
(1.3)
Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.
Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:
m_п > m_o > m_эф. (1.4)
Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25%. Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

• 
   субкапиллярные - размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);
  
• 
   капиллярные - размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;
  
• 
   сверхкапиллярные - размер пор > 0,5 мм.
  

По крупным (сверхкапиллярным) каналам и порам движение нефти, воды, газа происходит свободно, а по капиллярам – при значительном участии капиллярных сил.
В субкапиллярных каналах жидкость удерживается межмолекулярными силами (силами притяжения стенок каналов), поэтому практически никакого движения не происходит.
Породы, поры которых представлены в основном субкапиллярными каналами, независимо от пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов (глины, глинистые сланцы).