1.3 Проникність гірських порід

Проникність гірської породи – це параметр, що характеризує її здатність фільтрувати через себе газ, воду, вуглеводні та їх суміші при наявності перепаду тиску.

Якщо у породах-колекторах присутні і фільтруються одночасно усі три фази, то для характеристики нафтогазових колекторів введені поняття абсолютної, фазової та відносної проникності.

Якщо у породах-колекторах присутні і фільтруються одночасно усі три фази, то для характеристики нафтогазових колекторів введені поняття абсолютної, фазової та відносної проникності.

Широкого розповсюдження у практиці вивчення порід-колекторів набули методи визначення абсолютної проникності. Це пов’язано з досить простою методикою її вимірювання та позитивним співставленням отриманих результатів на одних і тих же взірцях, але в різних петрофізичних лабораторіях.

Абсолютною проникністю гірської породи прийнято називати таку, що виміряна при наявності в породі лише однієї із вказаних вище фаз. При цьому присутня фаза повинна бути фізично і хімічно інертна по відношенню до породи.

Фазовою називається проникність гірської породи для даного газу або рідини при наявності в порах породи інших фаз. Окремим випадком фазової проникності є ефективна проникність, під якою розуміють проникність гірської породи для якоїсь однієї фази при наявності інших нерухомих в умовах експерименту фаз. Величина фазової проникності дуже залежить від фізико-хімічних властивостей гірських порід та насичуючих їх флюїдів, а також від співвідношення останніх у породі.

Проникність гірських порід характеризується коефіцієнтом проникності, що виражається в одиницях площі і в наших дослідженнях для зразків гірських порід ми його розраховували на основі закону Дарсі за формулою:

, (1.28)

де К_ПР –проникність, м²;

Q – розхід рідини через зразок породи, м³/c ;

μ – в’язкість рідини, Па×с ;

L – довжина зразка, м;

S – площа поперечного січення зразка породи, м² ;

∆P – перепад тиску на торцях зразка породи, Па .

При вимірюванні проникності породи по газу у формулу (1.26) треба вставити середній розхід газу і середній тиск по довжині зразка породи. Зважаючи на це коефіцієнт проникності для стаціонарної фільтрації при лінійному потоці газу згідно [3] обчислювали за формулою:

, (1.29)

де К_ПР.Г –проникність по газу, м²;

Q – розхід газу, виміряний на виході зразка породи при

атмосферних умовах, м³/c ;

μ – в’язкість газу при умовах фільтрації (середніх тисках і

температурі), Па×с ;

L – довжина зразка, м;

Р_о – атмосферний тиск, Па ;

S – площа поперечного січення зразка породи, м² ;

∆P – перепад тиску на торцях зразка породи, Па .

Прямої залежності між фільтраційно-ємнісними характеристиками гірських порід, а саме між пористістю і проникністю у природі не існує. Це викликане тим, що проникність залежить, крім загального об’єму порового простору, ще й від тріщинуватості та структури порового простору (розміру порових каналів, їх звивистості та питомої поверхні порового простору). Але для порід-колекторів, порівняно однакового літологічного типу, за даними наших експериментальних досліджень спостерігається вельми тісний звязок між їх пористітю і різними видами проникності. Отже, для порід-колекторів певного літологічного класу ефективним показником закупорки порового простору за рахунок свердловинних чинників може служити зміна їх ефективної проникності.

Важливим для визначення коефіцієнта проникності гірських порід є також склад їх фаз, форма, гранулометричний склад зерен і його статистичні характеристики, питомий склад глинистого і глинисто - розчинного цементу.

При постійному коефіцієнті пористості проникність порід визначається в основному абсолютним або відносним вмістом в їх поровому просторі глинистої або глинисто – розтворимої компоненти.

Різке зниження проникності при збільшенні в породі глинисто–розчинних компонентів пояснюється одночасним зниженням пористості і величини питомої поверхні. Це зниження пізніше стає менш інтенсивним, коли об’єм цементуючого матеріалу перевищить об’єм між крупними зернами породи і пористість почне зростати.

Так як густина і коефіцієнт проникності порід в більшості визначаються коефіцієнтом їх пористості, то між цими величинами спостерігається досить тісний зв’язок. Таким чином коефіцієнт проникності залежить від походження і умов життя порід, оскільки вони визначають початковий характер порового простору і його зміну з часом.

Ефективна проникність – це здатність порід пороводити певний компонент суміші, яка через дану породу фільтрується ( газ – вода, нафта – вода, газ – нафта – вода ). Ефективна проникність відповідно коефіцієнтами для газу (k_{пр. г}) , води (k_{пр. в}) і нафти (k_{пр. н}), які являються коефіцієнтами пропорційності в рівняннях:

Q_г = k_пр.г × (Δp/l×µ_г) × F; Q_в = k_пр.в× (Δp/l×µ_в) ×F; (1.30)

Q_н = k_пр.н × (Δp/l×µ_н) × F, (1.31)

де Q_в, Q_г, Q_н – розходи окремих компонентів при

фільтрації неоднорідної рідини;

Δp/l – градієнт тиску;

µ_в, µ _г, µ_н – в’зкість води,газу і нафти.

Коефіцієнти пропорційності в приведених нижче співвідношеннях називаються коефіцієнтами відносної проникності породи відповідно для газу, води і нафти; їх значення залежать від об’ємного співвідношення компонентів (газу, нафти, води) в фільтруючих сумішах, які характеризуються величинами k_г, k_в, k_н:

K_{пр. г} = K_{пр. г} × k_пр ; k_{пр. в} = K_{пр. в} × k_пр ; k_пр..н = K_пр.н × k_пр. (1.32)

Досить добре вивчені залежності K_{пр н (г)} і K_{пр. в} від k_в тільки для двохкомпонентної суміші вода – нафта і вода – газ. Дані досліди показують наступне:

1.При k_в < 20- 50%, K_{пр. в} = 0 (k_в = 0 ).

2.Значення K_{пр. н} і K_{пр. г} близькі до нуля при k> 75 – 90 %. Вони зростають з зменшенням k_в, досягаючи 70% ( по нафті ) і 87 – 97 % ( по газу ) при k_в = 20 – 30%. Значення відносної проникності нафти і газу залежить також від структури порового простору і природи водного і неводного компонентів неоднорідної рідини.

3. В залежності від ступеня водонасичення можливий двох – або однофазовий потік.

4.Розхід неоднорідної рідини з двох компонентів, які не змішуються, значно менший за розхід однорідної рідини, який оцінюється коефіцієнтом абсолютної проникності, а відносна проникність змінюється від 0 до ~ 1.

5. При фільтрації через породу газованої води розхід газу досягає розходу однорідної рідини, при значеннях k_в < 17 – 37%.

6.Розхід нафти через породу досягає значень, близьких до розходу однорідної рідини, тільки при k_в < 10% і значно менше для більш високих ступенів водонасичення.

При фільтрації через породу газу, нафти, води можливий одно -, двох - , і трьохкомпонентний потік. При в колекторах двох – або трьохкомпонентної суміші розхід Q_н, Q_г, Q_в залежить не тільки від коефіцієнта ефективної проникності компонентів, але і від їх в’язкості.

Відносною проникністю гірських порід називають відношення фазової проникності даної породи до її абсолютної проникності.

Нафтогазонасиченість порід колекторів. Визначення характеристики насиченості породи-колектора нафтою, газом і водою відноситься до головної задачі проведення підрахунку запасів вуглеводнів на родовищах. Формування нафтових і газових покладів проходить шляхом витиснення з порового простору породи воду за рахунок міграції нафти і газу. Вода частково залишається у поровому просторі, а об’єм її залежить від різних чинників. Для оцінки кількості води, що залишилась використовують коефіцієнт залишкової водонасиченості. У процесі експлуатації родовищ нафти і газу К_в буде збільшуватися.

Взаємне розташування води, нафти і газу у поровому просторі розглянемо за схематичною моделлю [Кобранова, 86]. Запропонована модель описує гідрофільні і гідрофобні властивості твердої фази породи. За умов повного водонасичення в одиничній порі, поверхня якої гідрофільна присутня вода, але можливо у центральній частині залишається не велика частка нафти. Для гідрофільної поверхні колектора між твердою і рідинною фазою находиться плівка нафти або бітуму.

З зменшенням водонасиченості об’єм порового простору заповнюється нафтою або газом. Зростання об’єму вуглеводнів у поровому просторі приводить до критичної величини зменшення об’єму води. Вода, що залишається у поровому просторі не може бути вилучена існуючими природними силами, вона розташовується у вигляді плівки. За цих умов поровий простір заповнюється критичним значенням насиченості нафти або газу.

У гідрофобному колекторі вода ґрунтується у центральній частині пори, і з зменшенням водонасичення спочатку вміст води знижується у тонких взаємозв’язаних порах, у подальшому зменшенні вмісту води, вона розташовується у центрі великих пор.

Нафтогазові родовища України переважно представлені гідрофільним колектором. Нафта займає між зернові пори і каверни розміром більше 1 мкм, але можлива присутність нафти у порах меншого діаметру. Вміст нафти і води у об’ємі пор характеризується коефіцієнтами нафто- і водонасичення – К_н, К_в.

Модель нафтогазоводонасиченої породи представимо окремими об’ємами: нафти V_н, газу V_г і води V_в, які заповнюють поровий простір V_пор:

, (1.33)

або

(1.34)

У випадку коли порода насичена тільки нафтою, то

(1.35)

У продуктивних колекторах нафтогазових родовищах коефіцієнт нафто-, газонасиченості може досягати 95% для порід представлених кварцовими пісковиками середньо- і грубозернистими. Породи з поліміктовим складом скелету характеризуються меншими значеннями коефіцієнта граничної насиченості 50-65%. Зменшення коефіцієнта насичення пов’язано з збільшенням кількості суб-капілярних пор і підвищенням вторинної пелітизації. Субкапілярні пори і пелітизована поверхня утримує більшу кількість щільно зв’язаної води. В загальному К_п зростає з збільшенням середнього радіусу пор теригенних колекторів.

Максимально високі значення К_н і К_г спостерігаються для верхньої частини водоплавних нафтових і газових покладів значної товщини.

Класифікація колекторів по їх важливих характеристиках. Представлено декілька класифікацій колекторів по коефіцієнту проникності, коефіцієнту пористості і інших характеристиках порід.

Класифікація піщано – алевритово – глинистих колекторів нафти і газу по А.А. Ханіну використовується найчастіше. Вона враховує гранулометричний і поровий склад, вмісту зв’язаної води, ефективної пористості і проникності.

В основу класифікації покладена залежність коефіцієнта ефективної газопроникності від коефіцієнта ефективної пористості для різних типів піщано – алевритово – глинистих колекторів. По А.А. Ханіну такі колектори поділяються на шість класів – кожен з різною проникністю і ємністю. Окремі класи представлені чотирма типами колекторів з відповідними коефіцієнтами ефективної газопроникності і пористості.