1.3. Проницаемость горных пород

Способность пород продуктивных пластов пропускать жидкость называют проницаемостью. Проницаемость характеризуется абсолютной проницаемостью - проницаемость пористой среды при фильтрации через нее какой либо жидкости, химически инертной к породе. В качестве такой жидкости используют сухой воздух или газ.

Для количественной оценки проницаемости обычно используют закон Дарси:

где: Q- объемный расход фильтрации;

F- площадь фильтрации;

Р₁, Р₂- давление перед и после образца;

 -динамическая вязкость жидкости;

l -длина образца.

Поскольку газ является сжимаемой жидкостью его объемный расход будет непостоянен по длине образца, поэтому объемный расход газа приводит к среднему давлению в образце. Полагают, что газ раcширяетсяизотермически в соответствии с законом Бойля-Мариота. Отсюда проницаемость по газу определяется из выражения:

Размерность проницаемости - м²за единицу проницаемости в 1м²принимают проницаемость такой пористой среды, через образец которой длиной 1м и площадью поперечного сечения 1м² при перепаде давлений 1Па ежесекундно профильтровывается 1м³жидкости с вязкостью 1Па с. На практике пользуется единицей дарси: 1Д = 1,02 мкм², 10^-12м².

В продуктивных пластах всегда содержится две или три фазы. Проницаемость для любой из фаз при фильтрации двух или трехфазной жидкости меньше ее абсолютной проницаемости.

Под фазовой проницаемостью понимают проницаемость для данной жидкости при наличии в порах многофазной системы.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Фазовая и относительная проницаемость для различные фаз зависит от воды, нефте- и газонасыщенности перового пространства. Так, например, если часть пор занята водой, то проницаемость для нефти или газа будет уменьшаться с увеличением содержания воды. При содержании воды меньше 20 % она физически удерживается в тонких и тупиковых порах. Так как часть объема пор занята неподвижной водой, то фильтрация нефти возможна лишь в свободной от воды части сечения поровых каналов; поэтому относительная проницаемость для нефти при такой водонасыщенности не превышает 80 %, а для воды практически равна нулю. При водонасыщенности 80 % проницаемость для нефти падает практически до нуля. Это означает, что нефть, содержащаяся в порах такой породы, прочно удерживается капиллярными силами.

1.4. Неоднородность коллекторских свойств

К коллекторским свойствам горных пород относят обычно их пористость и проницаемость. Коллекторские свойства реальных коллекторов неоднородны. Неоднородность является следствием разнообразия условий осадконакопления, уплотнения и цементации пород, переотложением солей или выщелачивания в процессе миграции пластовых жидкостей тектонических движений земной коры и других факторов. Как правило, в сводовой части структуры проницаемость коллектора значительно выше, чем на периферии.

Довольно часто мощность проницаемой частипродуктивного пласта существенно изменяется по площади структуры на отдельных участках возможно выклинивание проницаемых зон, замещение ихнепроницаемыми породами.

Одной из причин неоднородности коллекторских свойств может быть наличие трещин, каверн, микрокарстовых пустот и т.д.

Коллекторские свойства пород изменяются с увеличением глубины залегания пласта. Так как с глубиной горное давление возрастает, увеличивается уплотненность пород, уменьшаются, как правило, размеры поровых каналов в гранулярных коллекторах и количество крупных поровых каналов; соответственно уменьшается проницаемость. Вместе с тем довольно часто встречаются трещинные и порово-трещинные коллекторы.