Проницаемость

Проницаемость — это свойства какого-либо вещества про­пускать сквозь себя частицы другого вещества. Под проницае­мостью горных пород понимается их способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления. Различают проницае­мости нескольких видов. Абсолютной называется проницаемость, измеренная при прохождении через породу какого-либо флюида (жидкость, газ) в условиях полного насыщения пор породы этим флюидом. Измерять ее лучше по какому-нибудь инертному газу (можно воздуху, так как он обычно достаточно инертен). Жид­кости же могут существенно реагировать с породой. Фазовой, или эффективной, называется проницаемость, определенная по какому-либо флюиду в присутствии в породе другого флюида. Например, через водонасыщенную породу пропускают газ. Это отражает реальные природные условия, так как в пластах часто присутствуют два флюида (нефть-вода, газ-вода), а иногда и три (в залежи нефти, где также есть вода и может выделяться раство­ренный газ при снижении давления).

Отношение фазовой проницаемости, измеренной по како­му-либо флюиду, и абсолютной, измеренной в условиях полного насыщения породы этим флюидом, называется относительной проницаемостью.

Абсолютную и фазовую проницаемость горных пород опреде­ляют по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации (и объем прошедшего вещества) в пористой среде при струйном ламинарном потоке прямо пропорциональна перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости:

где v — скорость линейной фильтрации, Q — объем флюида, прошедшего через породу, F — площадь поверхности породы, че­рез которую проходит фильтрация, k — коэффициент пропорци­ональности, который и рассматривается как коэффициент прони­цаемости породы, P₁ и Р₂ — давление соответственно на входе и выходе из образца, L — длина образца породы, μ — динамичес­кая вязкость фильтрующейся фазы.

В случае фильтрации газа объемный расход его Q при сред­нем давлении (середина образца) Р составляет:

В системе СИ величины имеют размерности: Q — м³/с, F — м², L — м, Р — Па, μ — Па·с. При этом проницаемость бу­дет выражаться в м², т.е. проницаемостью в 1 м² обладает порода, при фильтрации через образец которой площадью поперечного 1 м² при перепаде давления 1 Па на 1 м длины расход флюида вязкостью 1 Па · с составляет 1 м³/с. Для реальных пород этот размер очень велик и обычно проницаемость измеряется в мик­рометрах (мкм).

Старая, но часто употребляемая единица проницаемости Д называется по имени ученого Дарси. При применении старой системы единиц СГС определение единицы Д можно дать в сле­дующем виде: порода обладает проницаемостью в 1 Д, если одно­фазный флюид с вязкостью в 1 сантипуаз (сп) фильтруется со скоростью 1 см/с с расходом 1 см³ в 1 с при площади поперечно­го сечения 1 см³ и при перепаде давления 1 атм (760 мм рт.ст.). Тысячная часть Дарси называется миллидарси (мД). Для перевода одних единиц в другие существует соотношение:

Приведенные формулы не учитывают ряд особенностей дви­жения жидкостей и газов (их различную скорость, разнонаправ-ленность и др.). Наиболее заметны отклонения при больших скоростях движения газов.

Проницаемость пород, особенно обломочных и глинистых, зависит от нагрузки вышележащих отложений. Чем более одно­родна порода и тверже ее скелет, тем меньшее изменение она ис­пытывает. При опыте в песчанике аркозово-кварцевого состава при 20°С под нагрузкой пористость его уменьшилась с 18 до

15,6%, а проницаемость примерно за 40 суток — от 160 до 149 мД (или 149 ·10^-15 м²) (рис. 6.12). Но в результате определенных про­цессов на больших глубинах

(разуплотнение, трещинообразова-ние) проницаемость мо­жет и увеличиться. Поро­ды иногда кардинальным образом изменяют свои свойства. Так, песчаники при интенсивной цемента­ции могут превратиться в так называемые сливные разности и практически целиком потерять прони­цаемость. В то же время глинистые и другие поро­ды в результате выщела­чивания и трещинообра-зования из плохопрони-цаемых могут превратить­ся в породы-коллекторы. Таким образом, происходит как бы полная инверсия фильтраци­онных свойств.

Важнейшей характеристикой природного резервуара является его гидропроводность (Т):

где К_пр — среднее значение коэффициента проницаемости поро­ды-коллектора в пределах исследуемой части природного резер­вуара, Н_Эф — средняя эффективная толщина, μ — вязкость флю­ида. Таким образом, гидропроводность зависит не только от про­ницаемости, но и от размера (толщины) «трубы», по которой осу­ществляется фильтрация. Вязкость, конечно, снижает гидропро­водность.

Некоторые породы по фильтрационным свойствам занимают промежуточное положение между коллекторами и плохопроница-емыми породами, которые называются флюидоупорами. Это так называемые породы-полуколлекторы, в которых содержание жид­ких флюидов высокое, а отдача хоть и идет, но весьма медленно. К ним относятся некоторые глинисто-алевритовые породы, в ко­торых запасы нефти могут быть очень велики, а извлечь ее очень сложно. В полуколлекторах движение жидкости, особенно при повышенных РТ, видимо, подчиняется не гравитационной диф­ференциации и перепаду давлений, а иным законам, связанным с движением по капиллярам под влиянием соответствующих сил или с перестройкой структурно-текстурных характеристик пород.

Проницаемость определяется на всех приборах, где можно обеспечить фильтрацию и замер объема прошедшего через обра­зец флюида при установленных перепадах давления. Замеры фа­зовой проницаемости производить более сложно, чем абсолют­ной, так как одно из подвижных веществ, накапливаясь на выходе, мешает измерять расход другого.

Более полное, чем по нескольким образцам, представление о проницаемости пласта можно составить после проведения иссле­дований в скважинах. Если при вскрытии какого-либо пласта бу­ровой раствор разжижается и плотность его снижается, это сви­детельствует о том, что пласт проницаем и из него под достаточ­но большим давлением поступает вода. Иногда происходит поте­ря циркуляции раствора в скважине, и в этом случае он не воз­вращается к поверхности по затрубному пространству. Это озна­чает, что скважина вскрыла пласт с высокой проницаемостью (или кавернозную зону), куда уходит раствор при меньшем, чем в нем, пластовом давлении. Скважину испытывают при разных ре­жимах отбора флюидов. Если даже при повышенном отборе давление в пласте мало снижается и восстанавливается быстрее, то проницаемость породы велика.

Между пористостью и проницаемостью в хорошо отсортиро­ванных обломочных породах существует определенная прямая за­висимость. Однако могут быть высокопористые породы с низкой проницаемостью, когда размеры пор очень малы.

Структура пустотного пространства

Коллекторские свойства пород во многом определяются структурой пустотного пространства и количеством остаточной воды. Структура пустотного пространства складывается постепен­но, изменяясь на всех этапах седиментагенеза и литогенеза. Для ее показателей важны структурно-текстурные признаки породы: размер пор, отсортированность материала, цемент; для органо­генных пород — виды скелетных остатков; для всех пород — из­вилистость поровых каналов и многие другие факторы.

Тремя основными характеристиками, определяющими струк­туру пустотного пространства, являются распределение пор и по-ровьгх каналов по размерам, величина внутренней удельной по­верхности и извилистость каналов. Распределение пор и каналов по размерам изучается многими способами, из которых самым объективным является водная и ртутная капиллярометрия. Пер­вая применяется для изучения пор в коллекторах, вторая — в плохопроницаемых очень тонкопоровых породах (глинах и др.). При водной порометрии из полностью насыщенного водой об­разца под давлением газа выжимается вода. При минимальном повышении давления вода выжимается из самых крупных пор,

при дальнейшем повышении — из все более и более мелких. Определение объемов отжатой воды (или массы) в определенных интервалах давления дает возможность определить долю поровых каналов того или иного размера. Соотношение давления (капил­лярного, которое необходимо преодолевать) и размера каналов видно из формулы:

где R_экв — эквивалентный радиус канала, σ — величина поверх­ностного натяжения воды, θ — краевой угол смачивания (для воды принимается для простоты за ноль), Р_к — капиллярное дав­ление.

Подставляя значения Р_к1 Р_К2 и т.д., можно определить раз­ность R_экв1 – R_экв2 и т.д. — интервал определенных размеров пор, составляющих какую-то долю общего количества всех кана­лов. Для хорошо отсортированных слабо сцементированных пород отчетливо выра­жаются преобладающие размеры каналов. Это хорошо видно на кривой распределе­ния каналов для хадумских (палеогеновых) песчаников Северо-Ставропольского газо­вого месторождения (рис. 6.13). Здесь до­минируют поры размером от 10 до 12,5 мкм, их содержание среди всех других пор составляет 61%. Именно на поры пре­обладающего размера следует ориентиро­ваться при проектировании разработки за­лежей.

Ртутная порометрия основана на наг­нетании ртути в образец, из которого предварительно откачен воздух. По мере того, как заполняются самые крупные, за­тем менее крупные каналы, требуется все большее и большее давление, чтобы про­толкнуть ртуть через самые мелкие кана­лы. Количественно связь соотношения размеров каналов в породе выражается в изменении объемов ртути, входящей в об­разец при последовательно увеличивающихся давлениях. Пользу­ясь данным методом, можно определить размер очень тонких ка­налов порядка 0,01 мкм. Ртутная порометрия необходима для ха­рактеристики флюидоупоров.

Для определения внутренней удельной поверхности, т.е. пло­щади поверхности всех пустот в единице объема или массы ве­щества, существует много методов. В основном все они косвен-

ные. Единственным прямым методом является метод БЭТ (по фамилиям авторов Брунауэра, Эммета и Теллера). Этот метод основан на измерении величины физической адсорбции инертно­го газа на поверхности твердого тела при низких давлениях и по­стоянной температуре, близкой к температуре сжижения газа. С помощью теории изотермической адсорбции можно определить количество газа (а следовательно, и число молекул), которое не­обходимо для того, чтобы покрыть твердую поверхность слоем в одну молекулу. Зная площадь, которую она (в соответствии с ее диаметром) покрывает, можно рассчитать удельную поверхность твердого тела. Она будет равна:

где v_m — количество адсорбированного газа, отвечающего обра­зованию мономолекулярного слоя, моль; N — число Авогадро (число молекул в 1 моле, 6,0231- 10²³); w₀ — площадь поверхнос­ти, перекрываемая одной молекулой в соответствии с ее диаметром.

Для определения величины поверхности в процессе экспе­римента необходимо создание глубокого вакуума (очищение по­верхности), понижение температуры до уровня сжижения рабоче­го газа (для аргона —195,2°С). Очищенная поверхность при помо­щи специальных устройств постепенно покрывается молекулами газа до создания мономолекулярного слоя. До этого момента тем­пература не изменяется (условия изотермии). Как только появля­ется избыточное количество газа после создания монослоя, тем­пература начинает подниматься (броуновское движение свобод­ных молекул). Опыт заканчивается, определяется расход газа.

Величина внутренней удельной поверхности в породах силь­но изменяется и может достигать нескольких квадратных метров в 1 см³. Величина удельной поверхности используется для расче­та скорости фильтрации. Козени показал, что скорость фильтра­ции обратно пропорциональна квадрату удельной поверхности на единицу объема:

где К_пр — проницаемость, С — постоянная Козени, m — порис­тость, S_уд — величина удельной поверхности.

Некоторые авторы вводят в это уравнение извилистость (Т), как неопределенный множитель:

Извилистость показывает, что реальный путь течения флюи­дов в Т раз длиннее, чем по прямой. Существует несколько визу­альных (по фотографии шлифа, рентгеновскому снимку) спосо­бов и статистический способ определения извилистости, а также

она определяется в образце по росту электрического сопротивле­ния, которое в породах с более сложной структурой пустот выше при прочих равных условиях.

С величиной площади поверхности, естественно, связано ко­личество воды в породе (не считая кристаллизационной). Вода в породах находится в трех основных формах: свободная или гра­витационная, капиллярная (ее разновидность — менисковая или уголков пор) и связанная. Все виды воды могут находиться вмес­те с нефтью (газом) в залежах. Эта вода называется остаточной (остается внутри залежи вместе с нефтью). Количество остаточ­ной воды является важной характеристикой коллектора наряду с пористостью и проницаемостью. Доля порового пространства, занятого водой, называется коэффициентом водонасыщенности, так же как доля, занятая нефтью (газом), — коэффициентом нефте(газо)насыщенности. В сумме эти коэффициенты составля­ют единицу или 100%.

Исходя из особенностей формирования залежей, а также ха­рактера смачиваемости пород, считается, что остаточная вода мо­жет находиться в виде капель, в пленочном состоянии на поверх­ности зерен (пор), в виде менисков в уголках пор, в капельном (островном) состоянии, когда она располагается на поверхности зерен в виде изолированных участков. Последний случай бывает при малом ее содержании и при гидрофобных свойствах (плохой смачиваемости) поверхностей минералов. Остаточную воду, со­держащую атомы хлора (что обычно и бывает), можно сделать видимой, подействовав на нее раствором азотнокислого серебра и раствором азотнокислой ртути. В результате реакции образуется светлый осадок, видимый на сколе породы.

Характер распределения воды в нефтеносных пластах зависит от их коллекторских свойств. В Туймазинском месторождении в терригенных породах девона у пород с высокой пористостью (бо­лее 23%) и проницаемостью (более 1000 мД) преобладает капель­ное распределение, у пород со средними свойствами — мениско­вое распределение, у пород с более низкими свойствами (менее 20% и 300 мД) характерна пленочная вода.

Характер распределения воды зависит от свойств и состава нефти. Поверхностно активные вещества, присутствующие в нефти, могут разрывать пленку и вытеснять ее из активных цен­тров кристаллической решетки минералов. В хорошо проницае­мых отсортированных породах содержание остаточной воды низ­кое (порядка 10%), в глинистых алевритистых породах — очень высокое (70%). Толщина пленки воды зависит от гидрофильнос-ти, способности адсорбирования прежде всего глинистыми мине­ралами. По количеству связанной воды минералы располагаются в следующий ряд в порядке убывания: монтмориллонит-ил-

лит-галлуазит-каолинит. Монт­мориллонит, как уже упомина­лось, содержит много связанной воды, которая при известных условиях переходит в свобод­ную.

Проблема определения ос­таточной воды очень сложна. Ее необходимо учитывать при от­боре керна в скважинах. Вода может быть вымыта из пласта при бурении и замещена под давлением фильтратом бурового раствора. Поэтому для отбора образцов (лучше глубинным пробоотборником, сохраняющим естественные условия) бурят скважины на известково-битумном растворе (или буровой рас­твор на нефтяной основе), который не нарушает естественную пластовую влажность. Это создает дополнительные сложности. Существуют и косвенные методы, имитирующие выдавливание воды из пор нефтью (газом), — центрифугирования, выжимания газом и др. Остаточная вода сильно влияет на проницаемость, снижая ее (рис. 6.14).