المسامية: دليل شامل لقياسها وتأثيرها على هندسة المكامن

مفهوم المسامية وأهميتها في هندسة المكامن

تتكون الصخور الرسوبية من حبيبات صلبة تتباين في الحجم والشكل والترتيب، وتوجد بينها فراغات قد تحتوي على الماء أو النفط أو الغاز. وتُسمّى نسبة حجم هذه الفراغات إلى الحجم الكلي للصخر المسامية (Porosity)، وهي من الخواص الأساسية التي يعتمد عليها تقييم قدرة المكمن على تخزين الموائع.

رسم توضيحي للمسام الموجودة بين الحبيبات الصخرية.

المسامية تعبّر أساسًا عن سعة التخزين، لكنها لا تحدد وحدها سهولة حركة الموائع؛ إذ تعتمد قابلية التدفق أيضًا على اتصال المسام وأحجام أعناقها والنفاذية. ويمكن التوسع في الخواص الأساسية الأخرى في مقال خواص صخور المكامن النفطية.

معادلة المسامية

تُحسب المسامية بقسمة حجم المسام على الحجم الكلي للصخر:

φ = Vp / Vb

وللتعبير عنها كنسبة مئوية:

Porosity (%) = (Vp / Vb) × 100

حيث:

• φ: المسامية، وتُستخدم غالبًا ككسر عشري في المعادلات.
• Vp: حجم المسام.
• Vb: الحجم الكلي أو الحجمي للصخر (Bulk Volume).
• Vg: حجم الحبيبات أو المادة الصلبة (Grain Volume).

بما أن الحجم الكلي يتكون من حجم المسام وحجم الحبيبات، فإن:

Vb = Vp + Vg

ومن ثم يمكن كتابة المسامية على الصورة المكافئة:

φ = (Vb − Vg) / Vb

يجب عدم الخلط بين الحجم الكلي وحجم الحبيبات. كما ينبغي استخدام المسامية ككسر عشري داخل الحسابات، مثل 0.20 بدلًا من 20%، ما لم تنص المعادلة على غير ذلك.

تمثيل مبسط للمسام داخل الصخر؛ اللون الأزرق يمثل المائع، والجزء الصلب يمثل الحبيبات.

أنواع المسامية

أولًا: التصنيف الجيولوجي

المسامية الأولية (Primary Porosity): تتكون أثناء ترسيب الرواسب، وتشمل الفراغات بين الحبيبات أو داخل بعض الحبيبات.

المسامية الثانوية (Secondary Porosity): تتكون أو تتغير بعد الترسيب بفعل عمليات جيولوجية مثل ذوبان بعض المعادن أو تشكل الشقوق والكسور. وقد تزيد هذه العمليات المسامية أو تقللها تبعًا لطبيعة التحول الصخري؛ لذلك لا تُعدّ المسامية الثانوية زيادةً مضمونة في حجم الفراغات.

الفرق بين المسامية بين الحبيبات والمسامية داخل الحبيبات.

ثانيًا: التصنيف الهندسي

المسامية الكلية (Total Porosity): نسبة مجموع الفراغات، المتصلة والمعزولة، إلى الحجم الكلي للصخر.

المسامية الفعالة (Effective Porosity): نسبة حجم المسام المتصلة التي يمكن أن تسهم في حركة الموائع إلى الحجم الكلي. وغالبًا ما تكون أقل من المسامية الكلية؛ وقد تختلف تفاصيل تعريفها بحسب طريقة القياس والتفسير، خصوصًا في الصخور الطينية.

المسامية الفعالة أكثر ارتباطًا بتقييم التخزين القابل للإنتاج، لكن فهم حركة الموائع يتطلب أيضًا بيانات النفاذية. راجع شرح نفاذية صخور مكامن النفط والغاز للاطلاع على الفرق بين المسامية والنفاذية.

توضيح الفرق بين المسامية الكلية والمسامية الفعالة والفراغات المعزولة.

العوامل المؤثرة في المسامية

تتأثر مسامية الصخور بظروف الترسيب والتاريخ الجيولوجي، ومن أهم العوامل:

• ترتيب الحبيبات وطريقة تعبئتها: تؤثر هندسة التلامس بين الحبيبات في حجم الفراغات المتبقية.
• الفرز الحبيبي (Sorting): إذا ملأت الحبيبات الصغيرة الفراغات بين الحبيبات الكبيرة، فقد تنخفض المسامية مقارنة بعينة جيدة الفرز، مع اعتماد النتيجة على شكل الحبيبات وترتيبها.
• الإسمنت الصخري (Cementation): قد تسد المعادن المترسبة في المسام الفراغات أو أعناقها، فتقل المسامية وقد تتراجع النفاذية أيضًا.
• الانضغاط والدفن: قد يؤديان إلى تقليل حجم الفراغات بين الحبيبات.
• الذوبان: قد ينشئ مسامًا أو تجاويف إضافية عندما تذوب بعض المعادن.
• الشقوق والكسور: قد تضيف مسامية ثانوية، لكن أثرها في التخزين والتدفق يعتمد على امتدادها واتصالها ودرجة انفتاحها.

تمثيل تعبئة حبيبية مبسطة لتحليل المسامية.

في ترتيب هندسي متماثل، لا يحدد حجم الحبيبات وحده المسامية؛ فطريقة التعبئة وشكل الحبيبات واتصال المسام عوامل مهمة أيضًا.

تختلف نسبة الفراغات باختلاف ترتيب الحبيبات في النماذج الهندسية المثالية.

في نموذج الكرات المتساوية، تبلغ مسامية التعبئة المكعبة البسيطة نحو 47.6%، بينما تبلغ مسامية التعبئة الرصّة المحكمة نحو 26%. هذه قيم هندسية مثالية لتوضيح أثر التعبئة، وليست حدودًا عامة قصوى أو دنيا لمسامية الصخور الطبيعية؛ فالصخور الفعلية أكثر تعقيدًا بسبب اختلاف الأشكال والأحجام والإسمنت والضغط والتشققات.

طرق قياس المسامية

تُقاس المسامية في المختبر على عينات اللباب الصخري ضمن التحليل الأساسي الروتيني (Routine Core Analysis, RCAL)، كما يمكن تقديرها على امتداد البئر باستخدام سجلات الآبار. تختلف النتيجة وفق الطريقة وظروف العينة، ولذلك ينبغي تفسير القياسات في ضوء حالة الصخر والإجهاد ودرجة التشبع.

1. قياس الحجم الكلي للعينة

إذا كانت العينة أسطوانية منتظمة، يمكن حساب حجمها من قطرها وطولها:

Vb = πD²L / 4

حيث D قطر العينة وL طولها، مع استخدام وحدات متوافقة. ويمكن استخدام مبدأ أرخميدس أو طرق حجمية أخرى عندما تكون العينة غير منتظمة، مع مراعاة أثر الطلاء أو السائل المستخدم وطريقة تصحيح حجمه.

أداة لجمع عينات صخرية من التكوين أثناء عمليات الحفر.

2. طريقة إزاحة السوائل أو الوزن المشبع

بعد تنظيف العينة وتجفيفها ووزنها، تُشبّع بسائل معلوم الكثافة مع التأكد من امتلاء المسام التي يمكن الوصول إليها. ويُحسب حجم السائل داخل المسام من فرق الوزن بين العينة المشبعة والجافة:

Vp = (Ws − Wd) / ρf

حيث Ws وزن العينة المشبعة، وWd وزنها الجاف، وρf كثافة سائل التشبيع. وعند استخدام الغرام والكثافة بوحدة غرام/سم³، يكون الحجم الناتج بوحدة سم³. ثم تُحسب المسامية من Vp/Vb. تعتمد دقة الطريقة على اكتمال التشبيع، وعدم فقد المادة أو بقاء سوائل غير مرغوبة داخل العينة.

3. قياس حجم الحبيبات بتمدد الهيليوم

يُستخدم مقياس مسامية الغاز، غالبًا بالهيليوم، لقياس حجم الحبيبات (Vg). وتعتمد الفكرة على قانون بويل للغاز عند ثبات درجة الحرارة تقريبًا، باستخدام الضغوط المطلقة:

P1V1 = P2V2

في جهاز ذي حجم مرجعي معلوم V1 وحجم تمدد فعال معلوم V2، يؤدي وجود العينة إلى استبعاد حجم الحبيبات من الحيز المتاح للغاز. ويمكن حساب حجم الحبيبات من موازنة الغاز وفق أحجام الجهاز وضغوطه المقاسة؛ ويعتمد الشكل الدقيق للمعادلة على تصميم الجهاز وتوصيل حجراته، لذا تُستخدم معادلة المعايرة الخاصة بالجهاز.

بعد قياس حجم الحبيبات، تُحسب المسامية من:

Vp = Vb − Vg

φ = (Vb − Vg) / Vb

يقيس الهيليوم حجم الحبيبات ويصل إلى المسام المفتوحة المتاحة له؛ لذلك تعتمد المسامية المستنتجة على تحضير العينة واتصال المسام وطريقة القياس. ينبغي عدم وصف كل قراءة آليًا بأنها مسامية كلية، بل تحديد نوع المسامية الذي تمثله الطريقة المستخدمة.

مثال على جهاز مختبري لقياس حجم الحبيبات أو الحجم الكلي وفق طريقة الاختبار.

4. تقدير المسامية باستخدام سجلات الآبار

يمكن تقدير المسامية من سجلات الكثافة والنيوترون والصوتية، وأحيانًا بدمج أكثر من سجل. وتعتمد جودة التقدير على معايرة الأدوات، ونوع الصخور، ومحتوى الطين، ونوع الموائع، وظروف البئر. لذلك يُفضّل مقارنة نتائج السجلات بقياسات اللباب عندما تتوفر عينات ممثلة وظروف قياس مناسبة.

قيم المسامية النموذجية

تُستخدم القيم التالية للتوضيح العام فقط؛ إذ تتغير المسامية الفعلية مع النسيج الصخري والضغط والإسمنت والتاريخ الجيولوجي، ولا يجوز اعتماد نطاق واحد بديلًا عن القياس أو تقييم المكمن.

نوع الصخر أو النسيج	نطاق تقريبي للمسامية
رمال مفككة وجيدة الفرز	35–40%
حجر رملي	20–35%
حجر رملي جيد الإسمنت	15–20%
حجر جيري	5–20%

هذه النطاقات ليست قيمًا ثابتة، ويمكن أن تقع مكامن حقيقية خارجها. كما أن المسامية المرتفعة لا تعني بالضرورة نفاذية مرتفعة أو إنتاجية جيدة.

كثافة الحبيبات وعلاقتها بالمسامية

يمكن حساب كثافة الحبيبات من كتلة المادة الصلبة وحجم الحبيبات:

ρg = Wd / Vg

حيث ρg كثافة الحبيبات، وWd كتلة العينة الجافة بعد التحضير المناسب، وVg حجم الحبيبات. ومن القيم التقريبية الشائعة كثافة حبيبات الحجر الرملي الغني بالكوارتز نحو 2.65 غ/سم³، والحجر الجيري نحو 2.71 غ/سم³، والدولوميت نحو 2.87 غ/سم³؛ وقد تختلف القيم باختلاف التركيب المعدني.

متوسط المسامية في المكمن

تتغير المسامية مكانيًا داخل المكمن؛ لذلك ينبغي اختيار المتوسط المناسب لهندسة الطبقات والبيانات المتوفرة. المتوسط الحسابي البسيط هو:

φavg = (φ1 + φ2 + ... + φn) / n

وعند اختلاف سماكات الطبقات، يمكن استخدام المتوسط المرجح بالسماكة:

φavg = Σ(φi hi) / Σhi

أما عند اختلاف أحجام الخلايا أو الأحجام الصخرية، فالمتوسط المرجح بالحجم هو الأنسب:

φavg = Σ(φi Vbi) / ΣVbi

حيث φi مسامية الجزء i، وhi سمكه، وVbi حجمه الكلي. ويجب استخدام نوع المتوسط الذي يتناسب مع الغرض الهندسي وتوزيع البيانات، لا اختيار المتوسط الحسابي تلقائيًا لكل الحالات.

أهمية المسامية في تقدير النفط الموجود في المكان

تدخل المسامية في تقدير حجم المسام، ثم في تقدير الجزء الذي تشغله الموائع. وفي وحدات الحقول النفطية، يمكن استخدام صيغة مبسطة لتقدير النفط الأصلي في المكان في مكمن نفطي تقليدي:

OOIP = 7758 A h φ (1 − Swi) / Boi

حيث A مساحة المكمن بالأكر، وh متوسط السماكة الصافية بالقدم، وφ المسامية ككسر عشري، وSwi تشبع الماء الابتدائي، وBoi عامل حجم تكوين النفط الابتدائي بوحدة برميل المكمن لكل برميل سطحي. يفترض هذا الشكل المبسط وجود نظام نفطي-مائي مناسب للمعادلة وعدم الحاجة إلى تمثيل منفصل للغاز الحر أو اختلافات المناطق؛ أما الحالات المعقدة فتتطلب تقسيم المكمن إلى مناطق وتطبيق المعادلة الملائمة لكل منها.

يعتمد الثابت 7758 على أن الأكر-قدم يساوي 43,560 قدمًا مكعبًا، وأن البرميل يساوي نحو 5.615 قدم مكعب؛ ومن ثم فإن الأكر-قدم يعادل قرابة 7758 برميلًا. ويظل الناتج تقديرًا لحجم النفط الأصلي في المكان، وليس كمية النفط القابلة للاستخراج بالضرورة.

موضوعات مرتبطة بالمسامية

لفهم المسامية ضمن تقييم صخور المكمن، يمكن متابعة محاضرة المسامية في صخور المكامن النفطية، أو مشاهدة الفيديو الخاص بمسامية صخور المكامن. ولتفسير التشبع بالماء والنفط والغاز وصلته بامتلاء المسام، راجع أيضًا شرح تشبع الصخور.

فيديو توضيحي

يتناول الفيديو التالي مفهوم المسامية في صخور المكامن النفطية وطرق حسابها: (حاليا رابط الفيديو معطل وسيدرج قريبا)

الخلاصة

المسامية هي نسبة حجم الفراغات إلى الحجم الكلي للصخر، وتساعد في تقدير قدرة المكمن على تخزين الموائع. ويعتمد تفسيرها على التمييز بين المسامية الكلية والفعالة، وفهم عوامل الترسيب والتحول الصخري، واختيار طريقة قياس مناسبة. وللوصول إلى تقدير موثوق للمكمن، ينبغي دمج قياسات اللباب مع سجلات الآبار والبيانات الجيولوجية، وعدم استخدام المسامية وحدها للحكم على قابلية الجريان أو الجدوى الإنتاجية.

آخر تحديث للمقال في نوفمبر 2026