Interpretacja wyników porozymetrii rtęciowej

Analiza zależności objętości wtłoczonej rtęci w stosunku do średnic porów pozwoliła na określenie rozkładu porów w funkcji wielkości ich średnic (np. wyznaczenie przedziałów dominujących średnic porów oraz szczelin), występowanie porów przestrzeni kapilarnej, subkapilarnej lub ich braku, ocenę powierzchni właściwej i rozwartości szczelin. Skały o lepszych własnościach zbiornikowych charakteryzują się występowaniem porów o wyższych

średnicach, obecności szczelin i obniżonej wartość powierzchni właściwej porów (Darłak, 1997).

W większości analizowanych skał niemożliwe było odczytanie niektórych parametrów z krzywych ciśnień kapilarnych, np. średnicy progowej i ciśnienia progowego, ze względu na ich schodkowy kształt (fig. 3.2.2.1). Schodkowy kształt krzywych ciśnień kapilarnych związany jest z wystąpieniem skomplikowanej struktury przestrzeni porowej przy braku ciągłości połączeń, a także powstawaniem mikropęknięć podczas wtłaczania rtęci.

Pomiary porozymetrii rtęciowej dostarczyły jednego z podstawowych, z punktu widzenia oceny potencjału zbiornikowego skał, parametru – porowatości efektywnej. Grupa skał klastycznych charakteryzowała się średnią porowatością efektywneą 0,81%, przy zakresie 0,03-4,43% i zmienności (odchyleniu standardowym) 0,99%. Jednakże 90% analizowanych próbek skał klastycznych osiągało wartość porowatości efektywnej poniżej 2,19%, natomiast 75% – 1,01%. Grupa skał węglanowych charakteryzowała się niższymi wartościami porowatości efektywnej – 0,65%, przy zakresie 0,06-5,63% i zmienności 1,41%. W tej grupie 90% próbek przyjmowało wartości niższe niż 1,35%, natomiast 75% próbek – wartości niższe niż 0,43%. Zaobserwowano większą zmienność wartości porowatości efektywnej dla skał węglanowych, która związana jest z występowaniem mikroszczelin w analizowanych próbkach. Wynik ten został potwierdzony badaniami mikrotomograficznymi i wytrzymałościowymi.

Badania porozymetrii rtęciowej niosą informację o średniej średnicy porów, ważnej z uwagi na określenie dominującego systemu porowego. Średnia wartość średniej średnicy porów dla grupy skał klastycznych wynosiła 2,07 μm, przy zakresie 0,02-50 μm i zmienności 9,41 μm. W tej grupie 90% próbek przyjmowało średnią średnicę poniżej 1,05 μm. Grupa skał węglanowych charakteryzowała się większą średnią średnicą porów – 5,04 μm (zakres: 0,03-63,72 μm, zmienność: 16,29 μm), przy czym 90% próbek osiągało wartość poniżej 4,47 μm. Grupa skał węglanowych reprezentowała zbiór o większej niejednorodności

średnich średnic porów, niż grupa skał klastycznych. Dla większości próbek węglanowych

średnia średnica porów była rzędu kilku mikrometrów. Średnia średnica porów korespondowała z wielkością całkowitej powierzchni właściwej porów.

Całkowita powierzchnia właściwa porów, określająca miarę wielkości oporu przepływu płynu w ośrodku porowatym, została szczegółowo przeanalizowana w kontekście zdolności filtracyjnych. Średnia wartość powierzchni właściwej dla grupy skał klastycznych wynosiła 0,63 m²/g, przy zakresie 0-1,96 m²/g i zmienności 0,5 m²/g. W grupie skał węglanowych zaobserwowano niższe średnie wartości powierzchni właściwej porów – 0,43 m²/g, przy zakresie 0-2,09 m²/g i zmienności 0,67 m²/g. Obniżone wartości powierzchni właściwej porów świadczyły o lepszych własnościach zbiornikowych, związanych z mniej skomplikowanym układem geometrycznym porów.

O potencjale zbiornikowym skał decyduje występowanie porów o wyższych

średnicach i obniżona wartość całkowitej powierzchni właściwej porów. Na podstawie analizy porozymetrycznej grupa skał klastycznych wykazała gorsze własności zbiornikowe niż grupa skał węglanowych. Niższe wartości średniej średnicy porów i wyższe wartości powierzchni właściwej dla grupy skał klastycznych wskazywały na dominację porów o niewielkich średnicach i skomplikowanym układzie geometrycznym. W grupie skał węglanowych lepszy wynik spowodowany był obecnością mikroszczelin. Na podstawie wyników porozymetrycznych (krzywych nasiąkania i osuszania, tzw. wykresów ciśnień kapilarnych) wyznaczono parametry niezbędne do oceny potencjału zbiornikowego skał, a także ich własności filtracyjnych. W tabeli 3.2.2.1 zestawiono wybrane parametry: porowatość dynamiczną dla gazu lub ropy (Semyrka et al., 2008) oraz udział procentowy porów o średnicach powyżej 0,1 lub 1 μm (Perrodon, 1980), średnicę progową (Pittman, 1992), ciśnienie wejścia, ciśnienie wypierania (Schowalter, 1979), ciśnienie progowe (Pittman, 1992), średnicę porów przy 35% nasyceniu rtęcią (Kolodzie, 1980) oraz parametr Swansona. Interpretacja wyników została wykonana przez Autorkę manualnie, a także przy użyciu programu porozymetria.exe, dostępnego na WGGiOŚ AGH (Wojtanowski, 2011).

Rtęć, jako niezwilżająca ciecz, oblewając próbkę zatrzymuje się na nieporowatej powierzchni i może wykazywać efekt brzegowy, gdy ta powierzchnia jest nierówna. Efekt brzegowy jest błędem zaburzającym pomiar i jest skutkiem istnienia nierówności na

ściankach badanej próbki, dającym w rezultacie pozorny wzrost porowatości wyznaczonej na podstawie porozymetrii w granicach 0,1-0,5%. Błąd związany z efektem brzegowym jest istotny dla próbek o niskiej porowatości. W pracy Clerke et al. (2008) poruszono temat

usunięcia części początkowych wyników porozymetrii rtęciowej przed przystąpieniem do interpretacji. Poprawkę należy wprowadzić na podstawie krzywej zależności objętości wtłoczonej rtęci do ciśnienia z początkowej fazy pomiaru (np. fig. 3.2.2.1). W przypadku analizowanych próbek wprowadzano poprawkę na efekt brzegowy.

W pracy Such et al. (2010) zaznaczono, że średnica progowa jest bardzo istotną wartością, informującą o możliwości transportu płynów złożowych w przestrzeni porowej. Skała o niezerowej przepuszczalności może być rozpatrywana jako przepuszczalna, czyli umożliwiająca transport w przypadku średnicy progowej w granicach 3-4 μm. Skały magazynujące gaz, ale zamknięte dla przepływu mediów złożowych charakteryzują się niskimi wartościami średnicy progowej i wysokimi wartościami powierzchni właściwej.

Średnice progowe zostały wyznaczone dla 13 próbek skał klastycznych i jednej węglanowej.

Średnia średnica progowa analizowanych skał klastycznych wynosiła około 9 μm, przy zakresie 0,04-75,65 μm i zmienności 20,5 μm. Wyznaczona średnica progowa próbki węglanowej była równa 2,84 μm. Najwyższymi średnicami progowymi charakteryzowały się próbki skał karbonu i permu, natomiast najniższymi – kambru, ordowiku i syluru. Zaobserwowano znaczną zmienność średnicy progowej w obrębie analizowanych próbek.

Porowatość dynamiczna dla gazu i ropy oraz udział procentowy porów o średnicach powyżej 0,1 i 1 μm charakteryzują potencjał akumulacyjny i migracyjny skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. Średnice porów powyżej 0,1 i 1 μm związane są z przestrzenią filtracyjną biorącą udział w transporcie gazu i ropy. Są one określone przez graniczne średnice molekularne metanu (ok. 0,0004 μm) i rop (ok. 0,006-0,01 μm) oraz

średnice pęcherzyka gazu (ok. 0,006-0,008 μm ) i kropli ropy (ok. 0,5-2 μm). Średnia porowatość dynamiczna dla gazu i ropy wynosiła odpowiednio 0,66% (zakres: 0,03-4,18% i zmienność 0,93%) i 0,5% (zakres: 0,02-3,87% i zmienność 0,82%) dla grupy skał klastycznych oraz 0,5% (zakres: 0,06-4,57% i zmienność 1,14%) i 0,42% (zakres: 0,06-3,97% i zmienność 0,98%) dla grupy skał węglanowych. W grupie skał węglanowych zaobserwowano większy udział porów o średnicach powyżej 0,1 i 1 μm. (odpowiednio

średnia – 79% i 71%), w przeciwieństwie do grupy skał klastycznych (odpowiednio średnia – 74% i 54%). Większy udział procentowy porów o średnicach powyżej 0,1 i 1 μm dla grupy skał węglanowych związany był z występowaniem w tej grupie mikroszczelin. W tym miejscu warto wspomnieć o wysokim prawdopodobieństwie pękania okruchów, podczas pomiaru, co skutkowało powstawaniem mikroszczelin w grupie skał węglanowych.

Swanson (1977, 1981) określił na krzywej wtłaczania rtęci końcowy punkt ciągłego systemu dobrze połączonych porów w skale. Innymi słowy, jest to pierwszy punkt przegięcia wykresu ciśnień kapilarnych, obrazujący rezydualną zawartość cieczy niezwilżającej w funkcji ciśnienia, przy którym rtęć wypełniła już wszystkie pory połączone, odpowiedzialne za przepuszczalność i zaczyna się wciskać do porów ślepych. Stosując podejście Thomeera (1960), przez narysowanie krzywej ciśnień kapilarnych w skali bilogarytmicznej, wyznacza się parametr Swansona (fig. 3.2.2.7, 3.2.2.8). Po wyznaczeniu dwóch asymptot opisujących hiperbole Thomeera określa się punkt ich przecięcia i z niego prowadzi się prostą, pod kątem 45°. Miejsce przecięcia prostej z hiperbolą wyznacza punkt, którego stosunek współrzędnych reprezentuje parametr Swansona:

Bv S

Pc

= (3.2.2.2)

gdzie: Bv [%] – objętość rtęci wtłoczonej do systemu porów, Pc [psia] – ciśnienie wtłaczania rtęci.

Thomeer (1960, 1983) zajmował się matematycznym opisem relacji między ciśnieniem i nasyceniem rtęcią, a także jako pierwszy wprowadził wykresy danych wtłaczania rtęci w postaci bilogarytmicznej. Wierzchołek hiperboli Thomeera można określać graficznie dla każdej krzywej wtłaczania rtęci poprzez wykreślenie na osi Y nasycenia rtęcią (%) podzielonego przez ciśnienie nasycenia rtęcią, a na osi X – nasycenie rtęcią (Xiao at al., 2008). Opisane przedstawienie graficzne jest bardziej dokładne niż wykres bilogarytmiczny ciśnień kapilarnych i ogólnej objętości nasycenia rtęci w procentach. Jednak, niektóre krzywe wtłaczania rtęci w przypadku skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych nie mają wierzchołka lub nie jest on łatwy do wyznaczenia (Pittman, 1992). W takich przypadkach na hiperbolach zaznaczają się „anomalie schodkowe” (fig. 3.2.2.1).

Fig. 3.2.2.1. Ciśnienie wtłaczania rtęci vs. znormalizowane skumulowane nasycenie rtęcią dla wybranych próbek; krzywa czerwona – Pt, czarna – Cm, pomarańczowa – O, fioletowa – S, zielona – D, niebieska – C, żółta – P

Użycie programu „porozymetria” (Wojtanowski, 2011) umożliwiło interpretację ilościową wyników badań porozymetrycznych, a także uzyskanie wielkości związanych z parametrem Swansona i hiperbolą Thomeera. Analiza oparta była na wydzieleniu systemów porowych (i=1, 2 lub 3) na podstawie krzywej ciśnień kapilarnych (fig. 3.2.2.2) i dopasowaniu teoretycznej hiperboli Thomeera do danych pomiarowych wydzielonych systemów porowych. Procedurę powtarzano tak długo, aż otrzymano zadowalające, mające sens fizyczny wyniki (przy najwyższym współczynniku dopasowania hiperboli Thomeera do danych pomiarowych za pomocą regresji liniowej). W programie wyliczano następujące parametry:

• współczynnik kształtu hiperboli – G_i,

• poziomą asymptotę hiperboli, czyli ciśnienie, w którym rtęć zaczyna wchodzić do porów danego systemu – Pdi,

• pionową asymptotę hiperboli, czyli objętość, którą zajmuje rtęć przy teoretycznie nieskończonym ciśnieniu (porowatość efektywna) wyznaczona dla danego systemu – Bv_i,

• parametr Swansona – Si,

• objętość rtęci w punkcie wyznaczania parametru Swansona – Sbv_i,

• wartość ciśnienia w punkcie wyznaczania parametru Swansona – Spci,

• współczynnik determinacji (dopasowanie hiperboli Thomeera do danych pomiarowych za pomocą regresji liniowej) – Ri.

Parametr Swansona, uzyskany w wyniku analizy danych porozymetrycznych dla wydzielonych systemów porowych, zaprezentowano w tabeli 3.2.2.1. Reszta, nieujętych w tabeli 3.2.2.1, parametrów została wykorzystana przy wzajemnym połączeniu wyników badań laboratoryjnych (m.in. w korelacjach między parametrami petrofizycznymi), oraz przy tworzeniu cyfrowych modeli skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych.

Porównano wyniki analiz uzyskanych z interpretacji programem „porozymetria” oraz interpretacji manualnej. Użycie programu umożliwiło dokładniejszą analizę i uzyskanie parametrów, które przy interpretacji manualnej nie byłyby możliwe do wyznaczenia, np. współczynniki kształtu hiperboli, porowatość efektywna dla danego systemu porowego, itp. W niniejszej pracy przedstawiono jedynie wyniki uzyskane z programu „porozymetria”.

Fig. 3.2.2.2. Wyniki analizy danych porozymetrycznych programu porozymtria.exe, próbka piaskowcowa 882

Tabela 3.2.2.1. Wyniki analiz porozymetrycznych. Oznaczenia: Kp mp ef g – porowatość dynamiczna dla gazu, Kp mp ef r – porowatość dynamiczna dla ropy, Pory>0,1 µm – udział procentowy porów o średnicy większej niż 0,1 µm, Pory>1 µm – udział procentowy porów o

średnicy większej niż 1 µm, D_pr – średnica progowa, P_pr – ciśnienie progowe, P_wej – ciśnienie wejścia, P_wyp – ciśnienie wypierania, S1 – parametr Swansona pierwszego systemu porowego (porozymetria.exe), S2 – parametr Swansona drugiego systemu porowego (porozymetria.exe), S3 – parametr Swansona trzeciego sytemu porowego (porozymetria.exe), R35 – średnica porów przy 35% nasyceniu rtęcią

Lp. Nr Kp mp ef g Kp mp ef r Pory>0,1 μm Pory>1 μm D_pr P_pr P_wej P_wyp S1 S2 S3 R35

próbki [%] [%] [%] [%] [um] [psia] [psia] [psia] [frac/psia] [frac/psia] [frac/psia] [um]

1 868 0,30 0,23 71 54 - - 1,62 2,00 4,43E-04 1,25E-04 1,89E-06 7,00

2 869 0,56 0,30 68 37 3,00 60,25 1,61 3,20 3,11E-04 5,66E-05 1,27E-06 1,02

3 870 0,34 0,14 46 19 0,22 820,95 1,67 10,71 1,88E-04 8,73E-06 2,37E-06 0,18

4 871 0,28 0,17 97 58 - - 1,61 2,29 4,72E-04 2,55E-05 7,33E-06 35,00

5 872 0,26 0,17 34 22 0,22 819,20 1,67 8,75 1,69E-04 7,97E-06 - 0,15

6 873 0,26 0,17 71 47 - - 1,67 5,79 1,58E-04 3,38E-05 1,33E-06 4,00

7 874 0,18 0,09 77 38 - - 1,67 3,20 9,53E-05 6,43E-06 1,30E-06 1,15

8 875 0,13 0,11 79 70 - - 1,61 2,00 4,31E-04 8,86E-05 4,50E-07 62,00

9 876 0,03 0,02 19 13 0,04 4518,92 1,61 20,17 1,96E-05 3,33E-07 - 0,03

10 877 0,67 0,22 82 27 0,42 432,89 1,57 5,69 2,98E-04 2,02E-05 3,60E-06 0,54

11 878 0,66 0,21 54 17 0,42 432,80 1,57 22,57 1,96E-04 2,03E-05 - 0,28

12 879 0,07 0,06 56 47 - - 1,57 2,00 1,49E-04 1,11E-06 - 6,00

13 880 0,17 0,13 35 27 - - 1,57 10,80 2,05E-04 1,50E-06 - 0,41

14 881 0,09 0,09 92 88 - - 1,65 4,00 1,29E-04 4,11E-05 2,60E-06 30,00

15 882 0,40 0,40 99 99 - - 1,61 1,90 1,55E-03 7,86E-05 3,54E-06 70,00

16 883 0,04 0,04 100 100 - - 1,62 2,20 5,82E-05 5,00E-08 - 70,00

17 884 0,10 0,07 60 43 - - 1,65 5,98 5,53E-05 2,90E-05 4,26E-07 2,20

18 885 0,17 0,16 100 96 - - 1,65 2,20 5,66E-04 1,11E-04 1,21E-05 65,00

19 886 0,54 0,19 69 24 0,65 277,49 1,66 8,69 1,67E-04 1,64E-05 1,68E-06 0,39

20 887 1,76 1,47 97 81 11,16 16,21 1,65 9,17 7,97E-04 8,45E-04 9,94E-05 18,17

22 889 0,10 0,06 60 34 - - 1,66 3,00 1,24E-04 8,43E-07 2,73E-07 0,74

23 890 0,11 0,10 48 44 4,50 40,18 1,66 6,28 1,27E-04 1,23E-06 - 2,69

24 891 0,99 0,51 82 42 4,52 40,01 1,46 14,50 2,60E-04 1,19E-04 6,44E-06 1,50

25 892 0,24 0,23 94 89 - - 1,68 2,80 4,00E-04 5,68E-05 6,58E-07 30,00

26 893 0,09 0,08 61 55 - - 1,68 2,20 3,49E-04 2,10E-06 3,64E-07 42,63

27 894 4,18 3,88 94 87 75,66 2,39 1,68 2,80 7,93E-03 9,70E-05 5,49E-06 38,00

28 895 0,83 0,42 61 31 2,85 63,52 1,60 16,05 2,91E-04 3,06E-05 4,45E-06 0,65

29 896 0,07 0,06 81 63 - - 1,60 4,50 2,89E-14 5,31E-05 1,35E-07 22,04

30 129 2,06 1,05 84 43 2,38 76,11 1,57 13,05 9,37E-04 1,63E-04 1,03E-05 1,28

31 130 0,11 0,11 67 64 - - 1,56 1,90 4,37E-04 6,13E-07 - 44,80

32 131 0,07 0,06 73 62 - - 1,47 5,00 9,81E-05 5,33E-05 9,97E-07 17,32

33 132 0,06 0,06 100 100 - - 1,48 1,80 4,64E-04 3,36E-04 - 100,00

34 133 0,15 0,14 91 85 - - 1,56 2,00 4,43E-04 1,76E-04 1,62E-06 62,00

35 134 0,07 0,06 86 81 - - 1,57 2,60 1,78E-04 5,12E-05 4,44E-06 50,00

36 135 0,11 0,10 74 70 - - 1,56 2,40 3,82E-04 2,46E-05 - 48,00

37 136 0,33 0,28 76 64 - - 1,47 2,20 7,26E-04 5,92E-06 - 38,00

38 137 0,21 0,19 95 86 - - 1,49 6,00 1,41E-04 7,87E-05 2,52E-05 4,00

39 138 0,27 0,26 95 91 - - 1,57 1,80 7,61E-04 2,65E-05 2,13E-06 40,00

40 139 0,41 0,36 97 87 - - 1,49 1,80 1,46E-03 3,88E-04 1,09E-05 68,00

41 140 0,12 0,11 76 71 - - 1,47 1,70 5,09E-04 4,00E-07 - 48,00

42 141 1,86 1,36 89 65 - - 1,47 4,77 1,02E-03 3,31E-04 9,06E-06 6,00

Parametr Swansona wyznaczono dla 28 próbek skał klastycznych i 15 – węglanowych. W całym zbiorze wyróżniono systemy porowo-szczelinowe lub tylko szczelinowe (fig. 3.2.2.3-3.2.2.10). Wśród skał klastycznych 7 próbkom przyporządkowano dwa systemy, natomiast 21 – trzy systemy. W grupie skał węglanowych dwa systemy przyporządkowano 6 próbkom, a trzy systemy – 9. Wartości parametru Swansona korespondowały z ciśnieniem wtłaczania. Niższe wartości parametru Swansona otrzymano dla grupy skał klastycznych, co w praktyce oznacza zastosowanie wyższych ciśnień wtłaczania rtęci do porów ślepych. Wartości parametru Swansona były zgodne z interpretacją innych parametrów, np. średnią

średnicą, czy porowatością dynamiczną. W przypadku badań porozymetrycznych skały węglanowe, poprzez proces tworzenia mikroszczelin podczas wtłaczania rtęci, uzyskały lepsze własności zbiornikowe.

Zwrócono uwagę na ciśnienie, wymagane do utworzenia ciągłej strugi niezwilżającego płynu w największych połączonych wzajemnie ujściach porowych skały – ciśnienie wypierania. Dewońskie skały klastyczne i węglanowe osiągnęły najniższe wartości tego parametru, najwyższe – klastyczne skały kambru i karbonu.

Krzywe kumulacyjne objętości rtęci analizowanych skał przedstawiono na figurach 3.2.2.3. i 3.2.2.4. Dla większości próbek zaobserwowano grupowanie wykresów uwzględniające dynamikę ich zmian. Dla porów o małych średnicach objętość rtęci rośnie w przedziale średnic porów z zakresów 1-0,01 μm, natomiast dla porów o dużych średnicach – na krzywej kumulacyjnej objętości rtęci obserwuje się szybki wzrost dla zakresu średnic od 1-100 μm (fig. 3.2.2.3, 3.2.2.4). Fragmenty krzywych, charakteryzujące się bardzo niskim lub brakiem gradientu ciśnienia (plateau), oddzielają systemy porowo-szczelinowe i szczelinowe występujące w analizowanych próbkach.

Figury 3.2.2.5 i 3.2.2.6 przedstawiają rozkład nasycenia rtęcią dla odpowiednich przedziałów średnic porowych (dla mierzonego ciśnienia wtłaczania otrzymywano wartość

średnicy porów D). Zidentyfikowano głównie szczeliny, dla każdej z analizowanych próbek. Jedynie próbki o wysokim współczynniku porowatości charakteryzowały się występowaniem systemów porowych i porowo-szczelinowych (np. próbka 887, 888, 129, czy węglanowa 885).

Fig. 3.2.2.3. Krzywa kumulacyjna objętości rtęci w funkcji średnicy porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1

Fig. 3.2.2.4. Krzywa kumulacyjna objętości rtęci w funkcji średnicy porów, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1

Fig. 3.2.2.5. Rozkłady średnicy porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1

Relacja między ciśnieniem wtłaczania a znormalizowanym, skumulowanym nasyceniem rtęcią (fig. 3.2.2.7, 3.2.2.8) jest ilustracją udziału procentowego efektywnej przestrzeni porowej w skale dla danego ciśnienia. Na figurach 3.2.2.7, 3.2.2.8 wyróżniają się przede wszystkim próbki karbońskich skał klastycznych, które charakteryzowały się regularnym kształtem hiperboli (np. próbka 887) lub miały wykresy będące złożeniem kilku hiperbol (np. próbki 129, 894). Reszta próbek wykazywała skokowe zmiany ciśnienia dla znormalizowanego skumulowanego nasycenia rtęcią. Na podstawie analizowanych wykresów określono parametr Swansona, jako pierwszy punkt przegięcia krzywej, kierując się w stronę wyższych ciśnień wtłaczania.

Powierzchnia właściwa porów (fig. 3.2.2.9 i 3.2.2.10) wzrastała z malejącą średnicą porów, informując o wielkości udziału danych porów w przestrzeni porowej, a także o złożoności ich struktury. Zauważalne były liczne mikroszczeliny, które można identyfikować dzięki dużym, pojedynczym maksimom na krzywych rozkładu powierzchni właściwej.

Fig. 3.2.2.7. Relacja między ciśnieniem wtłaczania a znormalizowanym skumulowanym nasyceniem rtęcią, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1

Fig. 3.2.2.8. Relacja między ciśnieniem wtłaczania a znormalizowanym skumulowanym nasyceniem rtęcią, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1

Fig. 3.2.2.9. Powierzchnia właściwa porów vs. średnica porów, skały klastyczne; kolory jak na fig. 3.2.2.1

Fig. 3.2.2.10. Powierzchnia właściwa porów vs. średnica porów, skały węglanowe; kolory jak na fig. 3.2.2.1

Wyniki badań porozymetrycznych skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych na podstawie kryteriów oceny ekonomicznej zbiorników naftowych (Perrodon, 1980) były podstawą zaliczenia ich do skał zbiornikowych o małej pojemności. Obliczone parametry, np.

średnica progowa, parametr Swansona, porowatość dynamiczna dla gazu i ropy potwierdziły powyższe stwierdzenie. Interpretacja badań porozymetrycznych wykazała charakter szczelinowy tych skał. Dominujące średnice porów w zakresach niskich porowatości oraz wysokie powierzchnie właściwe nie sprzyjały określeniu ich jako potencjalnie zbiornikowe, jednakże tego nie wykluczyły. Wyznaczone średnice progowe osiągają wartości wyższe niż graniczne dla możliwości transportu płynów złożowych w przestrzeni porowej.