4 Проницаемость горных пород.

Проницаемостью называется свойство горных пород пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления.

Проницаемость определяется размерами пор. Почти все осадочные породы: пески, песчаники, известняки, доломиты обладают проницаемостью. Чем выше проницаемость пластов, тем больше производительность пробуренных на них скважин, тем быстрее передается давление по пласту, тем более вероятной являет­ся продолжительность работы пласта при упруговодонапорном или водонапорном режимах, тем эффективнее могут быть проведены работы по поддержанию пластового давления и осуществлению вторичных методов разработки и тем выше нефтеотдача пласта.

Количественно проницаемость оценивается из закона линейной фильтрации Дарси

(4.1)

где - скорость линейной фильтрации, м/с;

Q - объемный расход жидкости в единицу времени, м³/с;

F - площадь фильтрации, м^?;

- динамическая вязкость жидкости, Па с;

- перепад давления, Па;

к - коэффициент проницаемости, м².

Тогда из формулы (4.1) коэффициент проницаемости для жидкостей запи­шется в виде:

(4,2)

При измерении проницаемости по газу

(4.3)

18

где р₁ и р₂ - соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него, Па;

q₀ - расход газа при атмосферном давлении р₀, м³/с.

В системе СИ за единицу измерения коэффициента проницаемости принят [м²]. На практике обычно используют - [мкм²], Дарси [Д], миллидарси [мД], кото­рые связаны между собой следующим соотношением:

1 м²=10¹² мкм²=10¹² Д =10¹⁵ мД

Различают коэффициенты абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только фи­зические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе.

Фазовая проницаемость - проницаемость породы для одной из фаз, движу­щихся в порах двухфазной или многофазной системы.

Относительная проницаемость - отношение эффективной фазовой прони­цаемости к абсолютной.

Проницаемость пород нефтяных и газовых месторождений меняется от 0,001...3+5 мкм². Наибольшее распространение имеют породы с проницаемостью от 0,2...1 мкм². Породы, имеющие проницаемость менее 0,03...0,5 мкм² слабо­проницаемы и практически не вовлекаются в процесс фильтрации при сущест­вующих пластовых градиентах давлений.

Определение коэффициента абсолютной, фазовой и относительной проницаемости по опытным данным.

Задача 4.1. Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха сквозь образец, если известно (Табл. 4.1).

Решение. Коэффициент газопроницаемости породы определяется по формуле:

19

Таблица 4.1

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3		4	5
1. Диаметр образца породы d, см	2,6	3,0	2,9		3,1	3,2
2. Длина образца породы l, см	2,8	3.2	3,6	4,1		2,7
3. Объём профильтрованного сквозь об­разец воздуха Vв, см3	3600	3200	3800	4100		3500
4. Время фильтрации воздуха t, с	180	160	175	220		125
5. Динамическая вязкость воздуха µ, мПа·с	0,018	0,016	0,019	0,018		0,017
6. Давление на входе в образец Pвх·103 Па	1,3	1,7	1,5	2,2		2,1
7. Давление на выходе из образца Рвых·103 Па	1,0	1.2	1,0	1,6		1,7

Задача 4.2. Определить подвижность (k/μ) и коэффициент нефтепроницаемости образца породы (k) по данным лабораторных исследований. Исходные данные и результаты исследований в табл. 4.2:

Таблица 4.2

Наименование параметра	Значение параметра
		Варианты заданий
	1	2	3	4	5
1. Диаметр образца породы d, см	3,0	2,8	3,9	4,01	2,9
2. Длина образца породы l, см	4,0	3,5	4,2	4,5	3,7
3. Объём профильтрованной сквозь образец нефти V, см3	323,2	150	132	181	150
4. Время фильтрации нефти t, с	60	51	48	74	87
5. Динамическая вязкость нефти µ, мПа·с	4,5	12,3	9,6	7,6	8,6
6. Давление на входе в образец Pвх·105 Па	1,4	1,7	87,4	112,4	94,5
7. Давление на выходе из образца Рвых ·105 Па	0,8	0,9	81,3	111,3	92,6

20

Решение. 1) Коэффициент нефтепроницаемости породы определяются по вы­ражению:

где к - коэффициент проницаемости, мкм²;

Q - расход флюида сквозь породу, см³/с;

- перепад давления на концах керна при заданном расходе, МПа;

S - площадь поперечного сечения породы, см²;

- коэффициент динамической вязкости флюида, мПа·с.

2) Подвижность флюида в породе оценивается по выражению

Задача 4.3. Сквозь образец пористой среды происходит фильтрация нефти и во­ды. Определить относительные проницаемости образца для фильтрующихся жид­костей и водонефтяной фактор, если известны следующие данные (табл. 4.3) / 4 /.

Решение. 1) По графику на рис.4.1. находим, что относительная проницаемость для нефти при S_в=50% равна к_n' = 0,28, для воды к_в' = 0,1.

2) Фазовые проницаемости составят:

по нефти: k_n = k_n^’ k=0.28 3= 0,84 мкм²;

по воде: k_в = k_в^’ k=0,10 3= 0,30 мкм²;

Таблица 4.3

Номер варианта	Абсолютная проницаемость к, мкм2	Динамическая вязкость нефти μ, мПа·с	Динамическая вязкость воды μ, мПа·с	Коэффициент водонасьлцен-ности Sв, %
1	2	3	4	5
1	1,83	3,14	1,11	62
2	2,31	1,71	1,07	47
3	1,95	2,45	1,14	54
1	2 21	3	4	5
4	2,71	4,75	1,03	35
5	3,32	6,31	1,09	67
6	3,47	3,65	1,13	38
7	4,11	4,17	1,04	44
8	0,73	2,47	1,10	73
9	0,57	3,11	1,07	56
10	1,21	4,13	1,08	49
11	1,10	2,85	1,03	54
12	0,65	3,47	1,05	62
13	3,00	3,00	1,00	50

3) Водонефтяной фактор в про­цессе течения определим из закона Дар-си:

Отсюда

Рисунок 4 1 — Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства/4/

22