3. Проницаемость г. П.

Проницаемостью наз-ся способность г.п. пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии перепада давления или градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки.

Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси

(1)

P₁ > P₂ => P₁ - P₂ = ∆P, ∆P / L = gdad P

Q – расход жидкости или газа ч/з этот эл-нт пласта, [м³/ с]

F – площадь сечения, [м²]

∆P – перепад давления, [Н/м²], [Па]

L – длина пористой среды, [м]

μ – динамическая вязкость, [Н· с/ м²], [Па·с]

k – коэф-нт пропорциональности или коэф-нт проницаемости, [м²]

Формулу (1) запишем ч/з коэф-нт проницаемости и расход

Ед.изм k: мкм² 1дарси ( 1Д ) → 1мД

1м² = 10¹²мкм² 1м² = 10¹²Д 1м² = 10¹⁵мД

Физический смысл коэф-та проницаемости: он как бы показвает суммарную площадь пор сквозь которую проходит фильтрация ж=тей и газов.

Различают следующие коэф-ты проницаемости:

1) коэф-нт абсолютной проницаемости: k

2) коэф-нт фазовой (эффективной) проницаемости: k_н – по нефти, k_г – по газу, k_в- по воде.

3) коэф-нт относительной проницаемости: k^’_н, k^’_г, k’_в

Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость г.п., которая определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной не взаимодействующей с пористой средой. Зависит только от свойств самой породы.

Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость г.п. для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы.

Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств фильтрующихся жидкостей, их взаимодействия с породой, насыщаемости породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абсолютной проницаемости.

Относительной проницаемостью наз-ся отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости.

= > k^’_н = k_н / k, k^’_г = k_г / k, k’_в = k_в / k

Причины

1.Одсорбционная активность компонентов нефти(асфальтенов смол,парафинов и др)на пов-ти поровых каналов,что уменьшает их проходное сечении,

2.Закупоривание мелких пор каплями несмешивающихся жидкостей и пузырьками газа(Эффект Жамена)

3.Присутствие или появление воды в порах ведет к набуханию глин и выхывает уменьшение диаметров пор.

4. Ст. насыщенности пласта разл. Фазами вызывает уменьшение фазовой проницаемости по нефти.

проницаемость пород меняется 0,001...3 – 5 мкм²

Наибольшее распр-еи имеют породы с проницаемостью 0,2...1 мкм²

Породы с проницаемостью менее 0,2 мкм² относятся к категории низкопроницаемых пород; от 0,2...0,6 мкм² – средне проницаемые породы; более 0,6 мкм² – высоко проницаемые породы.

Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,05 мкм² – слабопроницаемы и практически не вовлекаются в процессе разработки при существующих град. давления и применяемых технологиях разработки.

Проницаемость г.п. изменяется в широких пределах, изменяется хаотично по всей залежи, но известны определенные закономерности её изменения:

1. проницаемость пород вдоль напластования выше перпендикулярно напластованию

2. при наличии вторичных пор и пустот ( трещин, каверн) коэф-нт проницаемости выше.

3. С увеличением глубины залегания продуктивного пласта из-за уплотнения нижележащих пород вышележащими проницаемость уменьшается.

4. При наличии глин в составе породы в силу их набухаемости проницаемость уменьшается.

Проницаемость в квадратной степени зависит от радиуса пор и прямопропорциональна пористости.

Для реальных г.п. связь м/у m и k статическая и как правило, чем выше пористость (а следовательно и размер пор), тем больше проницаемость.

Однако, полагаться всегда на такую закономерность, что с увеличением m k увеличивается, НЕЛЬЗЯ.

Например, глины имеют высокие значения пористости, но обладают очень малой проницаемостью.

Трещиноватые породы, имеют малую пористость, но обладают значительной проницаемостью.

Коэф-нт проницаемости зависит от :

1. давления: в пластах г.п.; находятся под действием высоких давлений вышележащих г.п.

2. взаимодействия жидкостей с породой;

3. температуры

Практическое применение К, исп. Для оценки дебита скважин.

4. Удельная поверхность г.п.

Под удельной поверхностью г.п. понимают суммарную поверхность частиц или поровых каналов содержащихся в ед. объема образца.

S_уд = (1)

S_уд → м² / м³

Fпор- суммарная поверхность частиц, либо поровых каналов в образце, [м²]

V – объем образца, [м³]

Чем больше удельная поверхность, тем больше площадь контакта нефти с породой, тем большая доля нефти сосредоточена на границе раздела нефть-порода.

Гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, что значительно затрудняет ее фильтрационную по сравнению с объемом нефтью.

Чем больше удельная поверхность, тем меньше радиус поровых каналов, тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть – вода, а следовательно, хуже условия вытеснения нефти. Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.

По результатам многочисленных исследований удельная поверхность породы может изменяться в пределах от 38,0...390 тыс [м² / м³]

ф-лы Козени – кармана, которая имеет следующий вид:

K = m³ / ( f · S_уд· T² ) (9)

K – коэф-нт проницаемости

f – коэф-нт, учитывающий форму поровых каналов от 2 до 3

T – извилистость поровых каналов (отношение среднестатистической длины каналов к длине керна)

Т → 6 и более, определяется электрометрическими и др способами

Методы определения удельной поверхности.

S_уд может быть определена расчетным и экспериментальным методами.

Расчетные методы:

- по гранулометрическому составу пород

- по проницаемости и пористости

Более точны результаты экспериментальных методов:

1. фильтрационный

2. адсорбции меченных атомов

3. адсорбции красителей

4. м-д ртутной параметрии

Первый метод основан на исп-ии ф-лы Дерягина. В соответствии с этой ф-лой расход разряженного газа при кнудсеновском режиме подчиняется следующему закону.

Кнудсеновский режим – это режим, когда длина свободного пробега мол. газа при фильтрации соизмерима с диаметром порового канала

(10)

Q – расход газа, [м³/с]

M – мол-ая масса газа

R – универсальная газовая постоянная, [Дж/ кг·К]

T - абсолютная температура , [К]

S_уд – удельная поверхность, [м² / м³]

- градиент давления, [па/м]

Второй метод меченных атомов: при этом методе исп-ся радиоактивные вещества. Уд. пов-ть после адсорбции радиоактивного вещества на пов-ти пор определяют по формеле:

S_уд = (11)

S_уд – удельная поверхность, [м² / м³]

N – число Авагадро

ω - площадь, занимаемая 1^ой молекулой на пов-ти кристалла

a_ω – число молей атомов в-ва, адсорб-го на внутр-ей пов-ти пор

Третий метод занимает особое место по точности. Метод идентичен вышеназванному, получил широкое распр-ие в силу своей безопасности и возможности использования веществ с молекулами малой площадью посадки.

Формула оценки уд.пов-ти методом красителя

Sуд=d_W*w*N

Где N- число Авогадро 6,02*10²³

w-площадь занимаемая 1 молекулы кристалла

d_w-число молей атомов в-ва связанный с 1гр твердой фазы.