Фильтрационные свойства пород-коллекторов

Важнейшим свойством пород-коллекторов яв­ляется их способность к фильтрации, т.е. к движению в них жидкостей и газов при наличии перепада давления. Способ­ность пород-коллекторов пропускать через себя жидкости и газы называется проницаемостью.

Породы, не обладающие проницаемостью, относятся к неколлекторам.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазовая фильтрация. При дру­гих обстоятельствах может происходить двух- или трехфазо­вая фильтрация — совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. По­этому для характеристики проницаемости нефтегазосодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемостей.

Под абсолютной проницаемостью понимается проницае­мость, определенная при условии, что порода насыщена однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Величина абсолютной проницаемости выражается коэффициентом проницаемости .

Значение в лабораторных условиях обычно определяют по керну на основе линейного закона фильтрации Дарси:

(V.15)

где v — скорость фильтрации; μ — вязкость газа (жидкости); — перепад давления; Δ L — длина образца. В этом урав­нении коэффициент пропорциональности представляет собой коэффициент абсолютной проницаемости.

Скорость фильтрации v можно определить следующим образом:

v = Q/F, (V.16)

где Q — объемный расход газа (жидкости) через образец в единицу времени, приведенный к давлению и температуре газа в образце; F — площадь фильтрационного сечения об­разца.

Для определения абсолютной проницаемости пользуются формулой, полученной из (V. 15) и (V.16):

(V.17)

Абсолютная проницаемость зависит только от физичеких свойств породы.

В Международной системе единиц (СИ) за единицу прони­цаемости принимается проницаемость такой породы, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м³/с. Размерность единиц — м². Физичес­кий смысл размерности (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пус­тотного пространства, по которым происходит фильтрация.

На практике, учитывая небольшие значения проницаемос­ти в м², используют размерность мкм² или 10^-3мкм².

Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах — от не­скольких тысячных до 5 мкм². В числе разрабатываемых ши­роко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,05—1,0 мкм². В последние годы в связи с ухудшением состояния сырьевой базы вводятся в разработку нефтяные залежи и с менее 0,05 (вплоть до 0,005 — 0,01).

Рис. 26. Зависимость отно­сительных проницаемостей пористой среды для нефти (1) и воды (2) от водонасыщенности пус­тотного пространства (по Ф.И. Котяхову)

Фазовой называется проницаемость пород для дан­ных жидкости или газа при движении в пустотном простран­стве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью породы называется отношение фазовой проницаемости для данной фазы к абсо­лютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами.

В качестве примеров на рис. 26 и 27 показаны графики зависимости от водонасыщенности пористой среды относи­тельных проницаемостей соответственно при совместном движении для нефти и воды, а также для газа и воды.

Из приведенных зависимостей видно, что в принципе с ростом обводненности пластов фазовая (и соответственно относительная проницаемость) нефти и газа снижается. Но по каждой залежи это происходит по-своему и поэтому тре­бует индивидуального изучения.

Анализ таких графиков позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, газа, воды в скважины, что используется при проектировании систем и динамики показателей разработки и решении других задач добычи нефти и газа.

Из изложенного видно, что проницаемость пород молено определить путем исследования их образцов.

При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость реальных продуктивных пластов определяют также по результатам гидродинамических исследований скважин (см. главу XIII настоящего учебника). Надежных ме­тодов определения проницаемости по данным геофизических исследований скважин пока нет.

Рис. 27. Зависимость относительных проницаемостей пористой среды для жидкости (1) и газа (2) от водонасыщенности пустотного пространст­ва в песчаниках (а) и пористых известняках и доломитах (б) (по Ш.К. Гиматудинову)