Коэффициент п о р и с т о с т и — отношение объема пор Упор в породе к ее объему V:

_m=l/no_P/V. t^L7>

В нефтяных и газовых коллекторах пористость песков колеб­лется в пределах 0,2—0,25, а песчаников*—от 0,1 до 0,3. Про­мышленные притоки газа получены^ из коллекторов с порис­тостью менее 0,05. -

Проницаемость пород — способность фильтровать

жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютной называ­ется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом/ Обычно абсолютная проницаемость измеряется по воздуху (азоту) или по газу, чтобы избежать влияния жидкостей на структуру по-рового пространства (отложений парафина, разбухания глин в воде и т. д.). В природных условиях поры, как правило, на­сыщены двумя или тремя компонентами (фазами) одновре­менно (нефть —газ, вода — газ или вода — нефть — газ). Фа­зовой или эффективной называется проницаемость, определен­ная для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к аб­солютной называется относительной проницаемостью.

Абсолютную и фазовую проницаемости кернов горных пород определяют по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкостей и газов в пористой среде при плоскопа­раллельном потоке пропорциональна перепаду давлений и об­ратно пропорциональна динамической вязкости:

_v = ^- = ±- еШ1а , (1.8)

F |i L

_{где v} _ скорость линейной фильтрации; Q — объемный расход жидкости через породу; F — площадь фильтрации (площадь сечения образца породы); k — коэффициент пропорционально­сти, который принято называть коэффициентом проницаемости породы; р. —динамическая вязкость фильтрующейся фазы; р, _и р₂ — соответственно давление на входе и выходе из образца

породы длиной L.

В случае фильтрации газа объемный его расход Q при сред­нем давлении р по длине образца составит

у=-■-,

Р\ + Рг

где Qo — расход газа при атмосферном давлении р₀.

Величины, входящие в формулу (1.8), имеют размерности: [L] = m; [F] = m²; [Q]=m³/c; [р] = Н/м²; [ц] = Па-с. Тогда т. е. проницаемостью в 1 м² обладает пористая среда, при фильт­рации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м² при перепаде давления 1 Па на 1 м* длины расход жидко­сти вязкостью 1 Па • с составляет 1 м³/с.

Проницаемость пород высока, если она измеряется едини­цами квадратных микрометров. Пласты многих газовых и неф­тяных месторождений сложены породами, проницаемость ко­торых изменяется в широких пределах — от десятков до не­скольких сот квадратных микрометров. Промышленные притоки газа можно получить (например, после проведения мощных гидроразрывов или крупных взрывов в пластах) при проницае­мости пород в десятые и сотые доли квадратных микрометров.

Характерная особенность коллекторов нефти и газа — высо­кая степень изменчивости всех их свойств как по площади за­легания пород, так и по вертикали по законам случайных ве­личин (случайных функций). Часто проницаемость пород уменьшается от свода структуры к крыльям, а вдоль напласто­вания обычно превышает поперечную. При ориентированных системах трещин проницаемость пород вдоль их направления оказывается повышенной.

Фазовые и относительные проницаемости пород в основном определяются степенью насыщенности порового пространства различными жидкостями и газом. На рис. 1.2 и 1.3 приведены экспериментальные кривые зависимости относительных прони-цаемостей песков от водонасыщенности пор для случая совме­стных потоков нефти и воды, газа и воды. Эти зависимости широко'используют на практике для расчетов дебитов скважин и многих других показателей процесса фильтрации многофазо­вых систем в реальных коллекторах.

Закономерности изменения относительных проницаемостей от степени насыщенности пор различными фазами позволяют сделать некоторые рекомендации о целесообразных условиях выбора ряда технологических процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, вскрытия пластов и т. д. Например, из рис. 1.2 и 1.3 следует, что необходимо не допускать проник­новения в пласт в процессе его вскрытия водных фильтратов бурового раствора, которые повышают насыщенность породы во­дой, сокращая фазовую проницаемость по нефти. Во время вы­бора агента (воды или газа) для нагнетания в пласт при пло­щадном воздействии на энергетически истощенных залежах следует также учитывать степень насыщенности пор нефтью, водой и газом. Если водонасыщенность значительная (0,5—0,6), то нагнетание [роды в нефтяной пласт не дает эффекта в связи с очень высокой относительной (и фазовой) проницаемостью пород для воды. В этом случае следует нагнетать в пласт газ.

По опытным данным при трехфазном потоке все фазы могут быть в движении в пределах насыщенности песка (в %): неф­тью—от 23 до 50, водой — от 33 до 64 и газом — от 14 до 30.

Рис. 1.2. Зависимость относительной проницаемости полимиктовых пес­чаников пласта БВ₈ Самотлорского месторождения от водонасыщенно-сти при совместной фильтрации неф­ти и воды (по данным В. Н. Черно-глазова и В. М. Добрынина). Пунк­тиром нанесены кривые для кварце­вого песчаника:

0,3; 0,15; 0,02; 0,01 — Проницаемость по воде в мкм2

Рис. 1.3. Зависимость относительной проницаемости песка для газа и во­ды от насыщенности пор водой

Удельная поверхность — отношение общей поверх­ности открытых поровых каналов к объему породы. Величина ее в коллекторах нефти и газа составляет десятки тысяч квад­ратных метров (при диаметре зерен 0,2 мм удельная поверх­ность превышает 20 000 м²/м³). Вследствие этого в виде пленоч­ной нефти и конденсата в пласте остается большое количество углеводородов.

Приближенно удельную поверхность определяют по грану­лометрическому составу, по проницаемости и пористости пород с использованием формул типа Козена — Кармана:

_{s А}/_^!_ , (1.9)

где 5_УД — удельная поверхность; т — пористость; k—прони­цаемость; Т—извилистость поровых каналов (отношение сред­нестатистической длины каналов к длине керна) можно опре­делить электрометрическим способом по сопротивлению элект­ролита в керне и сопротивлению его столба такой же длины, как керн в свободном виде, значение Т достигает 5—6; ср — структурный коэффициент, учитывающий отклонение геомет­рии поровых каналов от цилиндрической формы (для зерни­стых пород ср = 0,5035/т¹'¹, где т— пористость в долях еди­ницы).

Более точные методы основаны на измерении адсорбции различных веществ на поверхности пор, а также скорости фильтрации разреженных газов через образцы породы.

* § 3. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА КАРБОНАТНЫХ ^(ТРЕЩИНОВАТЫХ) ПОРОД

Трещиноватость пород в той или иной степени характерна для коллекторов всех типов. Но большей частью залежи, связан­ные с трещиноватыми коллекторами, приурочены к карбонат­ным отложениям. Поровое их пространство состоит из межзер­нового объема блоков (матриц), на которые пласт разбит тре­щинами, и объемов самих трещин, микрокарстовых пустот и каверн. Часто поровое пространство трещиноватого коллектора рассматривается как система двух его видов — межзернового порового пространства блоков и систем трещин, пложенных одна в другую. Поэтому кроме рассмотренных в § 1? коллек-торских свойств пород блоков (матриц) fрещинова?ыг породы характеризуются также параметрами, определяющими свойства трещинного пространства. К ним относятся трещинная пустот-ность и проницаемость, густота, ' плотность и раскрытость трещин.

Степень трещиноватости горной породы характеризуется объемной Т и поверхностной Р плотностью трещин и их густо­той Г:

T = S/V\ P = l/F; Г = ЫМ, (1.10)

где 5 — площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем V породы; / — суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F; Дп — число трещин, секущих нормаль к поверхности трещин, в элементе длины AL этой нормали.

Трещинная пустотность¹ т_т — отношение объема трещин к объему породы. Пустотность

m_T = bT, (1.11)

где b — раскрытость трещин (среднестатическое расстояние

между стенками трещин).

Для одной 1-й системы трещин справедливо соотношение

ш_и = Рф₍. (1.12)

Зависимость проницаемости трещин от раскрытое™ b и трещинной пустотности описывается соотношением

k_T = 85 000&²/Лт, (1.13)

У

где b — раскрытость трещин, мм; т_т — трещинная пустотность, доли ед.; k_T — трещинная проницаемость, мкм².

¹ Трещинную пустотность в нефтепромысловой литературе часто назы­вают трещинной пористостью.

»

Формула (1.13) справедлива для тех случаев, когда пло­скость трещин перпендикулярна к поверхности фильтрации.

Параметры трещиноватости изучаются по кернам, данным геофизических и гидродинамических исследований пластов, мето­дами фотографирования открытых стволов скважин в зоне пла­ста а также исследованиями пород выходах трещиноватых пластов на поверхность. Опыт показывает, что трещинная пус­тотность редко превышает значение 0,01; раскрытость трещин колеблется в пределах 14—80 мкм. При этом проницаемость трещин может достигать нескольких десятков квадратных мик­рометров. Линейные размеры блоков (матриц) могут быть от единиц сантиметров до десятков метров (при объемной плот­ности трещин Г = 60 м²/м³ линейный размер блоков примерно должен быть равен 5 см); чтобы в 1 м³ породы находилась половина поверхности стенок трещин, равная 60 м², необходимо ее рассечь равномерно рассредоточенными тремя системами по 20 плоскостей, разбивающих стороны куба на кусочки раз­мером 5 см).