Фазовая и относительная проницаемости ГП.

Проницаемость - способность ГП пропускать сквозь себя ж-ти и газы при наличии градиента давления. Все породы являются проницаемыми. Однако, при пластовых условиях многие породы практически непроницаемы, например, глины, доломиты, плотные сланцы, известняки

Абсолютная проницаемость ГП – определяется при фильтрации лишь одной фазы, инертной к пористой среде. Зависит только от свойств самой породы.

Эффективная (фазовая) проницаемость – это проницаемость ГП для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы.

Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств фильтрующихся жидкостей, их взаимодействия с породой, насыщаемости породы каждой из фаз. Фазовая проницаемость всегда меньше абс проницаемости, т.к:

1. адсорбция активных компонентов фаз (для нефти асфальтены, смолы, парафины) пов-тью поровых каналов, что уменьшает проходное сечение пор.

2. закупоривание мелких пор каплями несмешивающихся ж-тей и пузырьками газов.

3. присутствие либо появление в порах воды ведет к набуханию глинистых включений - к уменьшению диаметра поровых каналов.

4. Степень насыщаемости пласта различными фазами (нефть, вода и газ) уменьшают их фазовую проницаемость.

k_н = (Q_{н ·}μ_н ·L) / (F ·∆P)

k_г = (Q_{г ·}μ_г ·L) / (F ·∆P)

k_в = (Q_{в ·}μ_в ·L) / (F ·∆P)

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости к абсолютной проницаемости.

k^’_н = k_н / k,

k^’_г = k_г / k,

k’_в = k_в / k

Проницаемость ГП меняется 0,001...5 мкм² (распростр. c k = 0,2...1 мкм²):

- слабопроницаемые k = 0,03...0,05 мкм² (практически не вовлекаются в процессе разработки при существующих град. давления и применяемых технологиях).

- низкопроницаемые k < 0,2 мкм².

- среднепроницаемые k = 0,2…0,6 мкм².

- высокопроницаемые k > мкм².

Проницаемость ГП изменяется в широких пределах, изменяется хаотично по всей залежи, но известны определенные закономерности её изменения:

1. k пород вдоль напластования выше перпендикулярно напластованию

2. при наличии вторичных пор и пустот (трещин, каверн) k выше.

3. С увеличением глубины залегания продуктивного пласта из-за уплотнения нижележащих пород вышележащими k уменьшается.

4. При наличии глин в составе породы в силу их набухаемости k уменьшается.

 

Измерение проницаемости ГП: типы, виды установок, их классификация. Практическое использование.

Для лабораторного определения k используется образец правильной геометрической формы (чаще всего цилиндр). Перед проведением эксперимента образец очищается от нефти, солей, примесей и высушивается при t = 105-107 C.

Классификация установок по определению k:

1. По давлению в системе установки.

А) работающие при высоких давлениях (30-60 МПа). (УИПК-1У, УИПН-1).

Б) при низком давлении (0.2-0.3 МПа) (ГК-5).

В) при вакууме (прибор Товарова).

2. По использованному рабочему агенту.

А) газ или воздух.

Б) однофазная жидкость.

В) двухфазная жидкость.

3. По конструкции.

Несмотря на большое разнообразие установок, все они обязательно содержат:

1. Кернодержатель.

2. Устройство для питания установки рабочим агентом (компрессоры, баллоны, емкости).

3. Приборы для измерения давления (манометры, барометры, тензометры).

4. Устройства для измерения рабочего агента (расходомеры, счетчики).

5. Приспособления для контроля и регулирования расхода рабочего агента (редукторы, вентиля, задвижки).

6. Устройства для измерения t (термометры).

7. Осушающий агент при испытании установки газом.

Схема простейшей установки по определению проницаемости по газу (ГК-5):

1 – компрессор для сжатия газа и нагнетания через установку.

2 – манометр.

3 – фильтр для очистки газа от капелек воды и мех.примесей.

4 – колонна с осушителем газа.

5 – редуктор.

6 – кернодержатель с образцом пористой среды.

7 – расходомер.

Δр(1) -> Q(1)

Δр(2) -> Q(2)

Δр(i) -> Q(i)

 

Удельная поверхность ГП.

Это суммарная площадь поровых каналов или частиц породы, содержащихся в единице объема образца.

Sуд = T/V [м²/м³]

Чем больше Sуд ГП, тем больше площадь контакта нефти с поверхностью породы – тем больше нефти сосредоточено на границе раздела нефть-порода. Эта гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, которые значительно затрудняют ее фильтрацию по сравнению с объемной нефтью.

Чем больше Sуд, тем меньше радиус поровых каналов – тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть-вода – тем хуже условия для вытеснения нефти.

Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.

По результатам исследований: Sуд = (38-390) тыс. м²/м³.