Проницаемость горных пород. Методы ее измерения. Формула определения проницаемости пород.

Проницаемость горных пород пласта - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления.

При относительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и т.д.).

Хотя при сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, глины с массивной пакетной упаковкой, алевролиты.

Плохо проницаемыми породами являются: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией, мергели.

Различают также абсолютную, фазовую и относительную проницаемости.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:

1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.

2. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть , газ - нефть-вода).

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы, т. е. природу самой среды.

Эффективная проницаемость характеризует способность среды пропускать через себя жидкость (нефть, воду) или газ в зависимости от их соотношения между собой.

Относительной проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости.

Для определения абсолютной проницаемости горных пород используются разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы, все они состоят из одних и тех же основных элементов: кернодержателя, позволяющего фильтровать жидкость и газы через пористую среду, устройств для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеров и приспособлении, создающих и поддерживающих постоянный расход жидкости или газа через образец породы . Различаются они лишь тем, чтоодни из них предназначены для измерения проницаемости при больших давлениях, другие - при малых, а третьи- при вакууме.

K = Q × μ × L / (ΔP × F), где

· Q - объёмный расход флюида (см³/с),

· μ - вязкость флюида (сП),

· ΔP - перепад давления (атм),

· F - площадь фильтрации (м²),

· L - длина образца (см),

· K - проницаемость (Д).

Что называется коэффициентом продуктивности скважин? Записать формулу для этого коэффициента, его размерность в СИ .

Коэффициент продуктивности – характеристика добывающей скважины, равная отношению дебита к депрессии за единицу времени.

, м³/МПа*сут

Где Q – дебит скважины, м³/сут

Р – депрессия, МПа

Например коэффициент продуктивности равен 3 – это значит что при увеличении депрессии на 1 МПа дебит скважины увеличится на 3 м³/сут

Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей.

На закономерности фильтрации жидкостей и газов в пористой среде влияют не только границы раздела между нефтью, газом и водой, но также и поверхностные явления, происходящие на границах твердое тело — жидкость. По результатам опытов, проведенных П. А. Ребиндером, М. М. Кусаковым, К. Е. Зинченко, при фильтрации через кварцевый песок углеводородных жидкостей с добавками полярных поверхностно-активных веществ (как индивидуальных углеводородов, так и самих нефтей) со временем скорость фильтрации затухает. Это можно объяснить образованием на поверхности поровых каналов адсорбционно-сольватных слоев, практически не участвующих в процессе движения и замедляющих фильтрацию, уменьшая эффективное сечение капилляров. Считается, что и в естественных условиях понижение скорости фильтрации может быть вызвано: 1) химической фиксацией адсорбционных слоев поверхностно-активных компонентов нефти, например, кислотного типа на активных местах поверхности минеральных зерен; 2) повышением содержания в нефти поверхностно-активных веществ за счет накопления в текущей нефти кальциевых и магниевых мыл.

В таких случаях может наблюдаться непрерывное замедление фильтрации со временем до полной закупорки поровых каналов вследствие возрастания толщины коллоидных пленок. Этим эффектом объясняется и процесс затухания проницаемости кварцевых песчаников при фильтрации сквозь них нефти, детально изученный Ф. А. Требиным при различных условиях фильтрации.

Ф. А. Требиным было установлено, что эффект затухания фильтрации нефтей исчезает с увеличением перепадов давлений и повышении температуры до 60—65 °С. С повышением депрессии до некоторого предела происходит срыв (размыв) образованных ранее адсорбционно-сольватных слоев. Это одна из причин нарушения закона Дарси (нелинейный характер зависимости расхода от депрессии) при изменении режима фильтрации углеводородных жидкостей в пористой среде.

Аналогичные явления наблюдаются в промысловой практике. Дебиты скважин вследствие образования в пласте смоло-парафиновых отложений в ряде случаев уменьшаются, и для борьбы с ними прогревают призабойную зону или обрабатывают забой какими-либо средствами.

Следует, однако, отметить, что явления затухания фильтрации со временем, по-видимому, не свойственны большинству естественных пластов, и скважины эксплуатируются многие годы без снижения продуктивности. Снижение фильтрационных свойств пород при движении в них дегазированной нефти в лабораторных условиях связано с появлением в ней (в результате окисления, изменения состава нестойких соединений и охлаждения при хранении и транспортировке) комплексов, не свойственных естественным нефтям. По данным В. М. Березина и В. С. Алексеевой, проницаемость естественных песчаников практически оказалась одинаковой для воздуха, неполярной жидкости и малоактивных (малополярных) нефтей Татарии и Башкирии. По результатам их исследований при надлежащем отборе и хранении дегазированных нефтей (без доступа воздуха, в темном помещении, при умеренных температурах) даже таких месторождений, как Арланское и Новохазинское, нефти которых содержат асфальто-смолистые вещества в большем количестве, чем нефти других месторождений, фильтрация их в пористой среде происходит без затухания. Процесс образования асфальто-смолистых отложений в поровых каналах, по-видимому, более свойствен выработанным залежам с низким пластовым давлением и связан с нарушением равновесия в нефтегазовых растворах при выделении газовой фазы и изменениях температуры.

Дата добавления: 2019-09-02; просмотров: 1496; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!