Porosität
In der Geologie wird das Volumenverhältnis der Summe der Hohlräume in einem festen, porösen Körper bezogen auf dessen äußeres Volumen Porosität genannt. Die Porosität wird üblicherweise in Prozent oder als Fraktion (Bruchteile von 1 = %/100) angegeben und mit dem Formelbuchstaben Φ bezeichnet.
Die Gesamtporosität einer Probe setzt sich zusammen aus der Summe der Hohlräume, die untereinander und mit der Umgebung in Verbindung stehen (Nutzporosität) und den nicht miteinander verbundenen Hohlräumen (abzementierte oder geschlossene Porosität).
In der Erdöl-/Erdgasindustrie spielt die Nutzporosität eine große Rolle, da nur durch die untereinander in Verbindung stehenden Poren Fluide (Wasser, Öl oder Gas) fließen können. Weiterhin gibt die Nutzporosität an, wie viel Kohlenwasserstoffe maximal in einer Lagerstätte vorhanden sein können.
Typische, real gemessene Porositäten:
- Sandstein: 5 bis 40 % (abhängig von Korngrößenverteilung, Art des Bindemittels und Konsolidierung)
- Kalkstein oder Dolomit: 5 bis 25 %
- Tonstein: 20 bis 45 % (aufgrund des kleine Durchmessers der Poren jedoch kein Speichergestein)
Einstufung von Porositäten im Hinblick auf Lagerstättenbewertung:
| Vernachlässigbar | Φ < 4 % |
| Niedrig | 4 < Φ < 10 % |
| Gut | 10 < Φ < 20 % |
| Ausgezeichnet | Φ > 20 % |