Проницаемость

 

Важнейшим свойством пород-коллекторов является их способность к фильтрации, т.е к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При других обстоятельствах может происходить двух- или трехфазовая фильтрация ‑ совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией.

 

Промыслово-геологическая классификация коллекторов нефти и газа

(по М.И. Максимову, с изменениями)

Таблица 1.

Коллектор	Литологический состав
Тип	Порода
Поровый	Пористая	Гранулярные коллекторы, несцементированные и сцементированные (пески, песчаники, алевролиты, переотложенные известняки)
Каверновый	Кавернозная	Карбонатные крупно- и мелкокавернозные породы (известняки, доломитизированные известняки, доломиты)
Трещинный	Трещиноватая	Плотные породы (плотные известняки, мергели, алевролиты, хрупкие сланцы)
Трещинно-поровый	Трещиновато- пористая	Гранулярные коллекторы, сцементированные (песчаники, алевролиты, переотложенные карбонатные породы)
Трещинно-каверновый	Трещиновато- кавернозная	Карбонатные породы
Трещинно-порово-каверновый	Трещиновато- пористо- кавернозная	То же
Каверново-поровый	Кавернозно-пористая	То же

 

Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси. Согласно которому объемный расход жидкости проходящий сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути

(8)

где Q ‑ объемный расход жидкости в м³/с; k_пр – коэффициент проницаемости в м²; F ‑ площадь поперечного сечения в м²; m ‑ вязкость флюида в Па×с; L ‑ длина пути в см; (P₁-P₂) ‑ перепад давления в Па;

В международной системе единиц (СИ) за единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м³/с. Размерность единиц ‑ 1 м². Физический смысл размерности k_пр (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пустотного пространства, по которым происходит фильтрация.

На практике, учитывая небольшие значения проницаемости в м², используют размерность мкм² или 10^-3 мкм², для большинства нефтяных месторождений коэффициент проницаемости колеблется в пределах 0,1 ¸ 2 мкм², т.е. 10^-13 ¸ 2^.10^-12 м², газ добывают из продуктивных пластов с проницаемостью 5^.10^-15м².

При разработке нефтяных и газовых месторождений в пористой среде одновременно движутся нефть, газ и вода или их смеси. В связи с этим проницаемость одной и той же пористой среды для одной фазы (жидкости или газа) будет изменяться в зависимости от соотношения компонентов смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.

Под абсолютной проницаемостьюпонимается проницаемость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости k_пр.

Значение коэффициента проницаемости в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

v = Q/F = (k_пр/μ )(_∆р/∆ L), (9)

где v ‑ скорость фильтрации; Q ‑ объемный расход жидкости через образец в единицу времени; F площадь фильтрации (поперечного сечения образца); μ ‑ вязкость газа (жидкости); ∆р ‑ перепад давления; ∆L ‑ длина образца. В этом уравнении способность породы пропускать жидкость и газ характеризуется коэффициентом пропорциональности k_np, который и называется коэффициентом проницаемости.

Абсолютная проницаемость зависит только от физических свойств породы.

Эффективной (фазовая)называется проницаемость k_пр._эф. пород для данных жидкости или газа при движении в пустотном пространстве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз, от их соотношения между собой и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Наибольшей, приближающейся по значению к абсолютной проницаемость пород бывает в тех случаях, когда по порам движется чистая нефть. В тех случаях, когда по порам движутся и нефть, и газ в отдельности (две фазы), эффективная проницаемость для нефти, или, как ее еще называют, фазовая проницаемость, начинает уменьшаться. Когда же по порам породы движутся три фазы ‑ нефть, газ, вода, ‑ эффективная (фазовая) проницаемость для нефти еще более уменьшается.

Например, если содержание воды составляет 80%, фазовая проницаемость для керосина снижается до нуля, т.е. через пористую породу движется только чистая вода.

На рисунке 11 приведены экспериментальные зависимости относительной проницаемости песка для воды (k_в) и нефти (k_н) от водонасыщенности порового пространства. Видно, что при водонасыщенности более 20 % фазовая проницаемость породы для нефти резко снижается, а при достижении водонасыщенности около 85 % фильтрация нефти прекращается вообще, хотя в пласте нефть еще имеется. Объясняется это тем, что за счет молекулярно-поверхностных сил вода удерживается в мелких порах и на поверхности зерен песка в виде тонких пленок, что ведет к уменьшению площади сечения фильтрационных каналов. Отсюда следует, что обводнение пласта отрицательно сказывается на его нефтеотдаче.

Проницаемость горных пород зависит от следующих основных причин:

1) от размера поперечного сечения пор (трубок). Последний же зависит от размеров зерен, плотности их укладки, отсортированности и степени цементации. Следовательно, проницаемость горных пород также обусловлена этими четырьмя факторами.

Чем меньше диаметр зерен породы, тем меньше поперечное сечение пор в ней, а следовательно, меньше и ее проницаемость.

Если в породе очень много сверхкапиллярных пор, через которые легче всего может двигаться жидкость, то такая порода относится к категории хорошо проницаемых.

В субкапиллярных порах движение жидкости встречает исключительно большое сопротивление, и потому породы, обладающие такими порами, практически являются непроницаемыми или мало проницаемыми;

2) от формы пор. Чем сложнее их конфигурация, тем больше площадь соприкосновения нефти, воды или газа с зернами породы, тем больше проявления сил, тормозящих движение жидкости, и, следовательно, тем меньше проницаемость такой породы;

3) от характера сообщения между порами. Если отдельные поры сообщаются друг с другом плохо, т. е. в породе отдельные системы пор разобщены, проницаемость такой породы резко сокращается;

4) от трещиноватости породы. По трещинам, в особенности когда они имеют большие размеры (сверхкапиллярные), движение жидкости проходит легко. Если даже общая масса породы имеет плохую проницаемость, то наличие многочисленных трещин сверхкапиллярного типа способствует увеличению проницаемости такой породы, так как по ним возможно движение жидкости или газа;

5) от минералогического состава пород. Известно, что одна и та же жидкость смачивает различные минералы по-разному. Особенное значение это обстоятельство имеет в тех случаях, когда порода обладает капиллярными и субкапиллярными порами. В субкапиллярных и капиллярных порах, где сильно развиты капиллярные силы взаимодействия молекул жидкости с молекулами поверхности капилляра, качественный состав породы, а также свойства самой жидкости, находящейся в порах, имеют исключительно важное значение.