книги из ГПНТБ / Безбородов Р.С. Коллекторы и природные резервуары нефти и газа конспект лекций

В естественных условиях в порах и пустотах пород-к лекторов могут содержаться одновременно вода и нефть, й гаэ» вода и газ или все три флюида одновременно. Если

или фазовой прр_нцдаемостыд.

Фазовая проницаемость для нефти /для Газа, для во зависит от того, какая часть порового пространства по занята другими флюидами. При этом фазовая проницаемост будет меняться от нуля /например, еслм большая часть вого пространства занята водой, фазовая проницаемость нефти равна Нулю/ до некоторого максимума, при 100%-но

.насыщении пор данным флюидом /нефтью/. При этом фазовая проницаемость для Нефти перейдет в абсолютную проницае В разных породах зависимость между величиной фаз проницаемости для данного флюида и насыщением порового пространства другими флюидами различна. Поэтому такие симости устанавливаются эквпериментальным путем для ра

личных типов пород конкретных месторождений. Отношение фазовой проницаемости Кфаз для данного

флюида, при данном насыщении им порового пространства, абсолютной проницаемости Ka(Jo /при 100%-ном насыщений этим флюидом.породы/ называется относительной пдонидад*

MO£TfciOx

Л

отн. абс.

Исходя из определения понятия фазовой проницаемости

t

легко ааиатить, что величина относительной проницаемости для rasa, нефти или воды будет изменяться от 0 до I *

Поскольку величина относительной проницаемости зави­ сит от величины фазовой проницаемости» она может быть оп­ ределена только опытным путем для каждого типа породы дл конкретных нефтей, газов и вод данного месторождения»

В Качестве примеров можно привести Типовые Графики вавиоимости относительной Проницаемости от насыщенности Породы различными флюидами /по А.ЛвворсенуЛ

Это связано со смачиванием нефтяными пленками пористоХ породы» с проникновением нефти в Субкайиллярныв поры. В' точке А относительная проницаемость /около 0»15/ одивакО»

ва для газа я для нефти и оба флюида будут перемещаться, т.е. фильтроваться через породу одновременно» Праве*

Определение коэффициента абсолютной проницаемости пород

Существуют различные приборы для определения коэффи­ циента проницаемости пород. Однако все они базируются на определении расхода жидкости /или газа/, проходящей через испытуемый образец при создании на его концах перепада давления. При этом образец керна цилиндрической формы, диаметром 2-3 см и длиной 2-4- см, редко больше, зажимает­ ся в специальный патрон /рис.10/, к одному концу которого подается под давлением жидкость или газ. Другой конец пат­ рона либо открытый, либо соединяется с устройством, изме­ ряющим расход жидкости /газа/. Зная время опыта, количест­ во прошедшей через образец жидкости, её вязкость и пере­ пад давления /определяемый по манометрам^ можно высчитать

К™ для данного образца. ; ,

lip •

Площадь поперечного сечения образца и его длина оп­ ределяются непосредственным измерением образца.

Величина коэффициента проницаемости измеряется в направлении, параллельном напластованию порода, т.е. в том направлении, в котором движутся в пластах нефть, газ й вода. Горизонтальная проницаемость обычно выше, чем вертикальная, за счет укладки частиц породы при оседании

на дно бассейна /наличие микропленок глины по напластова­ нию, скоплений слюды и т.п./.

Поэтому образец для определения проницаемости выпиливается из керна так, чтобы ось образца-цилиндрика была параллельна слоистости /рис.II/.

Рис»ІО. Схема прибора для определения прони­ цаемости породы

Необходимо учитывать, что

При этом, хотя проницае­ мое» пород, согяяёйо исследова­ ниям Дарсиt не должна зависеть от перепада давления, при опыт­ ных определениях наблюдается

некоторой.- изменение величины КПр., измеренного для одной и той же породы при разных величинах перепада давления.

Особенно это заметно при измерениях К„_ для газов, обпр•

ладающих значительной сжимаемостью.

Это различие в значении КПр завцсит от того, что движение газов и жидкостей по тонким каналам в породе осуществляется по-разному. Газ как бы "скользит" вдоль

стенок поровых каналов. Жидкость же взаимодействует со

1

^стенками каналов в краевом слое, плотно "прилипая! к стен­ ке. Поэтому скорость течения газа в пористой среде ока­ зывается больше, чем скорость течения жидкости в той же среде. Эта разница становится заметной в тонкопористых средах с диаметром каналов менее Ю'^см. «

При высоких давлениях проницаемость, измеренная для газа, приближается к проницаемости, измеренной для жид-' кости.

Факторы, влияющие на абсолютную проницаемость пород

Рассматривая фильтрацию жидкостей через пористые среды, мы указывали, что скорость фильтрации; наряду с

другими параметрами, определяется коэффициентом проницае­

1

мости, зависящим от свойств пористой среды. Какие же свой­ ства пористой среды оказывают наибольшее влияние на про­ ницаемость породы.

Известно доволвно много попыток связать проницаемость с различными параметрами пород-коллекторов* t a x , напри­

мер, И.Коэвни в І9Й7 г. предложил уравнение^ связывающее проницаемость с пористостью, при несцементированной упа­ ковке частиц породы:

'і

К/тт

Особо высокой проницаемость» обладают трещины, так' как они предотавляют собой обычно более или менее прямо­ линейные каналы большой протяженности по фронту движения флюида.

2. £о£бща£ность_пор_и_п2£сто;£, В общем случав проницаемость зависит от величины

открытой пористости породы, т.е. проницаемость повышает­ ся при улуншении сообщаеиости пор и пустот« иначе говоря*

• при увеличении открытой пористости.

Однако А.Леворсен считает, что количественная свяйб между проницаемостью и пористостью неясна и изменчива /рис.12/. А.А.Хапин, напротив, изучая полезную /или как

да я in т to 10 І2

Пористос1ъ,% &гобщеіо oSkmo

Рис.12.График зависимости между пористостью я~проницавгг J -

мостью.Образцы патологически однородного песчаника взяты из скважин* сосредоточенных на небольшой площадя.Наблвдавт

ся широкий разброс точек.Дня любого значения пористостя ив личина проницаемости .колеблется в широких пределах

он её называет эффективную/ пористость алевролитов и и среднеэернистых песчаников, пришел к выводу, что м значением полезной пористости и коэффициентом проница ти породы имеется математическая зависимость, выражае уравнением'

движению нефти, газа и воды в породах, поры и пусто

торых имеют извилистую форму, при условно изометричн

,J

чении.

До сравнителіно недавнего времени под проницаемос породы всеми геолагами-нефтяниками подразумевалась име проницаемость по Норам. Однако практика ргзводни я ра ботки нефтяных и газовых месторождений, а также раз наууи о породах-коллекторах приводят нас к рыводу, ч ей движения флюидов в пластах могут служить не толь ры, но. и трещины.

Трещинная проницаемость породы определяется по ф

.Муле:

Ктр.^ 85000 в

где Кгр. - коэффициент трещинной проницаемости, в дарс

Тогда Ктр_ « 8 5 0 0 0 - - ^ з — /Д./

Можно вычислить, какова должна быть ширина трещины 6 на I см? породы, чтобы такая порода имела КТр = I д.

Таким образом, если на I см^ породы будет I трещина шириной 0,05 мы, порода будет иметь проницаемость 1000 мипдидарси /рис.13/.

Ь \ см ' А

1 о

Рис.13. К расчету трещинной проницае­ мости породы

Если же эта трещина будет иметь ширину 0,1 им /т.е в два риза большую/, то проницаемость породы будет уже равна 8500мд ,' т. ое. будет возрастать пропорцио­ нально • величине 6 .

Посмотрим теперь, какова будет трещинная пористосте породы, имеющей Ктр» I д.^ т.е. определим значение пустотной емкости трещины, имеющей ікрину /раскрытость/ о 0,0Ь мм. Несложный подсчет показывает, что эта пористость будет равна всего лтаь 0,5%! Интересно, что обычная "пори­ стость многих пород, при проницаемости порядка всего лишь 100 мд', т.е. в 10 раз меньшей,'составляет у*:в 20% /см. рис.12/.