34. Изменения проницаемости при выносе керна на поверхность.

При выносе кернов горных пород из скважины на поверхность уменьшаются эффективное напряжение и пластовое давление, по­нижается температура. Это ведет к расширению породы и увеличе­нию ее коэффициента проницаемости в результате упругих (обрати­мых) деформаций. Эти деформации моделируются в лабораторных условиях.

Кпр(p-p(пл))=0,8Кпр(0)

наибольшие изменения проницаемости про­исходят с плохо отсортированными, глинистыми, как правило, сла­бопроницаемыми породами.

В чисто трещинном и трещинно-кавернозном коллекторе трещи­ны соединяют собой поры и вторичные пустоты. Следовательно, де­формация этих коллекторов под влиянием давления будет опреде­ляться сжимаемостью трещин.

Проницаемость трещинова­тых пород весьма существенно зависит от эффективного напряже­ния. Кроме того, при изменении давления при выносе кернов или в процессе разработки залежей нефти и газа в трещиноватых породах могут наблюдаться необратимые деформации, связанные с разру­шением породы. Это необходимо также учитывать при изучении этих пород.

35. Классификация осадочных пород по проницаемости.

В практической нефтегазовой геологии и геофизике обычно раз­личают проницаемые породы (пласты), которые при дан­ной величине гидропроводности пласта (К_прН/µ) обеспечивают про­мышленные притоки нефти, газа или воды, и непроницаемые — из которых обычными методами освоения скважин нельзя получить про­мышленного притока. Между этими двумя группами находятся по­роды, проницаемость которых лишь при определенных условиях на­сыщения пласта и конкретной вязкости флюида может обеспечить нижний уровень промышленного притока

Проницаемым (к_пр> 10^-2мкм²)относятсягрубообломочные осадочные породы (галечники, гравий), сцементированные и отсор­тированные песчано-алеврито-глинистые породы, трещиноватые и кавернозно-трещинные известково-магнезиальные породы, трещи­новатые метаморфические и магматические породы.Кп 0,2 – 0,4

К полупроницаемым (10^-4< к_пр <10^-2 мкм²) относятся ме­нее отсортированные глинистые пески, некоторые разности алевро­литов и песчаников пористостью менее 10—15 %, а также карбонат­ные породы, включая микротрещиноватые известняки и доломиты. Поровое пространство этих пород в значительном объеме представ­лено субкапиллярными каналами, заполненными связанной водой.

К практически непроницаемым (к_пр < 10^-4 мкм²) относятся глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели с субкапиллярными порами, сильно сцементированные песчаники и алевролиты, плотный мел, известняки, невыветрелые метаморфические и магматические породы и т.п. Почти вся вода в той или иной степени связана силами адсорбции и практически не может перемещаться под влиянием градиентов давления.

породы- экраны нефти и газа (к_пр<10^-6 мкм²). каменная соль, ангидрит, глины слабопесчанистые пластичные нетрещиноватые, породы в многолетнемерзлых зонах. Диаметр максимальных пор в этих породах не превышает 1 мкм.

36. Фазовая и относительная проницаемость.

Первое представление: при течении двух несмешивающихся фаз часть наиболее тонких поровых каналов и углы крупных пор заняты сма­чивающей фазой (пластовой водой), а по остальным каналам, содер­жащим смачивающую жидкость на поверхности пор, может проис­ходить струйное движение несмачивающего и смачивающего флюи­дов. Количество двигающихся флюидов в каждый момент определя­ется величинами насыщенности и проницаемости среды для этих флюидов. С ростом насыщенности породы одной фазой увеличивает­ся доля каналов, обеспечивающих движение этой фазы и уменьша­ется доля каналов для другой фазы.

Однако не вся вода может быть вытеснена из породы.Часть ее, связанная силами адсорбции и межфазного на­тяжения, остается в виде остаточной воды (Ков). При снижении водо- насыщения до величины кво проницаемость породы для смачиваю­щей фазы оказывается равной нулю. Величина кв0 в зависимости от многих факторов может меняться от 0,15 до 0,35.тоже самое про нефть,Кон>Ков

При наличии в порах коллектора трех фаз (газа, нефти и воды) прин­цип их распределения сходен с двухфазной системой. Вода полностью занимает поры наименьшего размера, углы пор и в виде тонкой плен­ки смачивает остальные поры. Нефть занимает более крупные поры, а газ — центральные участки наиболее крупных пор, занятых нефтью, и с водой практически не контактирует. Другое представление о механизме совместной фильтрации пред­полагает течение несмешивающихся жидкостей по поровым каналам в форме четок несмачивающей жидкости (нефти) в смачиваемой (воде). Это представление предполагает образование в порах нефтя­ной эмульсии, создающей высокие фильтрационные сопротивления в зоне смеси, обусловливающие снижение фазовых проницаемостей.