что принимается за единицу проницаемости

Единицы измерения проницаемости k

В международной системе единиц (СИ) величины, входящие в формулу для k (1.7), имеют размерности:

[Q] = м 3 /с, [m] = Па*с, [DL] = м,

Фазовая и относительная проницаемости горных пород.

В природе поры коллектора могут одновременно содержать нефть, газ, воду или две фазы из них. Для характеристики этого состояния вводят понятие нефте-, газо- и водонасыщенности коллектора, определяемые как отношение объема соответствующей фазы к объему всех пор в породе:

Практические исследования показывают, что:

1. при фильтрации смесей флюидов проницаемость породы для одной какой – либо фазы меньше абсолютной проницаемости породы;

2. фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы (основной фактор), физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред, градиентов давления.

Характер многофазных потоков (из 2-х или 3-х фаз) в пористых средах изучен экспериментально. Строят графики зависимостей относительной проницаемости от насыщенности порового пространства различными фазами.

Движение смеси нефти и воды. Относительные проницаемости нефти k_Н и воды k_В:

(1.10)

Как видно из рис.4, если несцементированный песок содержит 20 % воды, относительная проницаемость воды остается нулевой (кривая k_В 1 ).

Это объясняется тем, что при малой водонасыщенности вода удерживается в мелких и тупиковых порах в виде неподвижных пленок и т.д. Но, в некоторой части пор вода все – таки имеется и поэтому фазовая проницаемость по нефти резко уменьшается с увеличением водонасыщенности. Если в порах содержится 30 % воды, относительная проницаемость нефти снижается в 2 раза. Отсюда следует практический вывод о необходимости мер для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения (спец. рецептуры буровых растворов).

Из рис.4 также следует, что при водонасыщенности песка 80 % относительная проницаемость для нефти равна нулю, т.е. остаточная нефтенасыщенность несцементированных песков (за счет капиллярных и молекулярных сил) составляет не менее 20 % (в песчаниках еще больше).

Другие факторы, влияющие на величину относительной проницаемости:

I. физико-химические свойства жидкостей

1. поверхностное натяжение на границе раздела жидкостей (при уменьшении поверхностного натяжения на границе нефть – вода снижается капиллярное давление и увеличивается подвижность нефти и воды – рис.4)

2. Щелочные воды (по сравнению с хлоркальциевыми) уменьшают поверхностное натяжение на поверхности нефть-вода, а также способствует лучшему отделению пленок нефти от породы;

3. малопроницаемые породы меньше отдают нефть, т.к. подвижность нефти и воды в них невысока, в результате линии проницаемости располагаются, как правило, ниже, чем соответствующие кривые у коллекторов с меньшей проницаемостью.

Свойства проницаемостей пород:

1. Сумма эффективных проницаемостей фаз (фазовых проницаемостей) обычно меньше абсолютной проницаемости породы;

2. относительная проницаемость изменяется от 0 до 1;

3. на относительную проницаемость пород влияют градиент давления, поверхностное натяжение на границе раздела сред, смачивающие свойства жидкостей.

В результате при моделировании процессов фильтрации жидкостей и газов необходимо создать следующие условия подобия:

3. безразмерного комплекса:

или эквивалентное соотношение:

,

II. Геометрия порового пространства, распределение пор по размерам, свойствам и строению поверхности твердой фазы.

С учетом этого для практических расчетов необходимо использовать зависимость относительных проницаемостей, полученные опытным путем на представленных образцах керна пластов.

Движение смеси жидкости и газа.

Как видно из рис.5 (а, б, в):

1. Кривая относительной проницаемости для газа (k’_Г) при малой водонасыщенности песков, песчаников, известняков и доломитов имеет выпуклый характер и значения ее близки к 100 %, тогда как для нефти кривая k’_Н при малой водонасыщенности имеет вогнутый характер и k’_Н

Источник

ПРОНИЦАЕМОСТЬ

Проницаемость– способность горных пород пропускать через себя жидкость или газы при наличии перепада давления. Очень часто породы, обладая довольно большой пористостью (например, глины, пористость которых достигает до 40 %), практически не проницаемы. Вследствие чего они не могут отдавать содержащиеся в их порах нефть и газ. Поэтому для оценки практической значимости коллекторов необходимо иметь сведения и о пористости, и о проницаемости.

Различают следующие виды проницаемости: абсолютная, эффективная (фазовой) и отно­сительная.

1. Абсолютнаяпроницаемость – это проницаемость, измеренная при прохождении через породу какого–либо флюида в условиях полного насыщения пор породы этим флюидом.

2. Эффективная (фазовая)проницаемость – это проницаемость, определённая по какому–либо флюиду в присутствии в породе другого флюида.

3. Относительнаяпроницаемость определяется отношением эффективной проницаемости к абсолютной. Выражается безразмерной величиной меньше 1.

Проницаемость является одним из важнейших факторов миграции нефтегазовых флюидов. Она подчиняется закону Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации и расход жидкости, прошедшего через пористую среду площадью при струйном ламинарном потоке, прямо пропорциональны перепаду давлений и обратно пропорциональны его динамической вязкости:

V= Q / F =k_пр∆P / μ L, где

V – скорость линейной фильтрации флюида (м/c);

Q – расход жидкости (м 3 /c);

F – площадь поперечного сечения (м 2 );

k_пр – коэффициент проницаемости (м 2 );

∆P – перепад давления (Па);

μ – динамическая вязкость (Па*с);

L – длина образца (м).

Коэффициент проницаемости пропорционален расходу жидкости, его вязкости и длине образца и обратно пропорционален ее площади и перепаду давлений:

До введения системы СИ в системе СГС в качестве единицы измерения проницаемости использовалась величина Дарси (Д). В настоящее время за единицу проницаемости принимается 1 мкм 2 – это такая проницаемость, при которой через поперечное сечение в 1 см 2 при перепаде давления в 0,1 МПа за 1 с проходит 1 см 3 жидкости вязкостью в 0, 001 Па с:

По величине коэффициента проницаемости породы-коллектораделятся на 5 классов:

I – очень хорошо проницаемые более 1 мкм 2 ;

Практическое значение с точки зрения нефтенакопления и нефтеотдачи имеют коллекторы первых трёх классов, а для газов также и четвёртый класс.

Проницаемость пород – коллекторов зависит от:плотности укладки и взаимного расположения зерен (рис.5); степени отсортированности, цементации и трещиноватости; взаимосообщаемости пор, каверн и трещин.

Рис. 5. Схема укладки сферических зёрен одного размера

Источник

Проницаемость горных пород

Проницаемость — важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Однако при существующих в нефтяных пластах сравнительно небольших перепадах давлений многие породы из-за малых размеров пор в них оказываются практически мало или совсем непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы и др.).

Большая часть осадочных пород обладает той или иной проницаемостью. Поровое пространство этих пород, кроме субкапиллярных пор, слагается также порами большего размера. По экспериментальным данным диаметры подавляющей части пор нефтесодержащих коллекторов больше 1 мкм.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений возможна различная фильтрация в пористой среде жидкостей и газов или их смесей — совместное движение нефти, воды и газа или воды и нефти, нефти и газа или только нефти или газа. При этом проницаемость одной и той же пористой среды для данной фазы в зависимости от количественного и качественного состава фаз в ней будет различной. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемости.

Для характеристики физических свойств пород используется абсолютная проницаемость. Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой либо фазы, химически инертной по отношению к породе.Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.

Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:

(1.5)

где v – скорость линейной фильтрации;

Q – объемный расход жидкости в единицу времени;

Μ – динамическая вязкость жидкости;

F – площадь фильтрации;

Δр – перепад давления;

L – длина пористой среды.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют проницаемостью:

. (1.6)

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости – это величина площади сечения каналов пористой среды горной породы, по которым происходит фильтрация флюидов.

За единицу проницаемости в 1 дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см 2 и длиной 1 см при перепаде давления 1 кГ/см 2 расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см 3 /сек. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кГ/см 2 =

При измерении проницаемости пород по газу в формулу (1.6) следует подставлять средний расход газа в условиях образца:

, (1.7)

где — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством (увеличением) его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление по длине керна

,

где и — соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него.

Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит изотермически и используя закон Бойля — Мариотта,

, (1.8)

где — расход газа при атмосферном давлении р₀.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

. (1.9)

Источник

Проницаемость горных пород пласта

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.

Она зависит от размера и структуры поровых каналов, но не зависит от насыщающего флюида, т.е. характеризует физические свойства породы.

Обычно абсолютную проницаемость определяют при фильтрации азота через породу.

Для оценки проницаемости горных пород применяется открытый в 1856 г линейный закон фильтрации Дарси, который установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.

Абсолютную проницаемость определяют на основании закона Дарси по уравнению:

Проницаемость определяется как:

Существует несколько типов каналов:

Проницаемостью в 1 м 2 соответствует проницаемости горной породы при фильтрации через образец площадью 1 м2 длиной 1 м и при перепаде давления 1 Па, при которой расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1 м3.

Размерность параметров уравнения Дарси в разных системах единиц

Источник

Проницаемость горных пород – формула расчета

Проницаемость – фильтрационное-емкостное свойство горной породы, характеризующее ее способность пропускать флюиды (нефть, газ и воду) при наличии градиента давления.

Проницаемость выводится из линейного закона фильтрации (линейный закон Дарси, открыт в 1856 г.):

Линейный закон Дарси

Q – объемный расход флюида (м 3 /с)

F – площадь фильтрации (м 2 )

μ – динамическая вязкость флюида (Па·с)

L– длина изучаемого образца (м)

Коэффициент пропорциональности k в уравнении Анри Дарси и есть проницаемость пористой среды.

Формула расчета абсолютной проницаемости:

Единица проницаемости в системе СИ – квадратный метр (м²). На практике наиболее удобно использовать единицу дарси (darcy) (1 Д ≈ 10-12 м²). С физической точки зрения, проницаемость характеризует площадь сечения каналов в пористой среде, обеспечивающих фильтрацию при заданном давлении.

Тем не менее многие породы (например, глины, сланцы и т.д.) в результате незначительности размеров сообщающегося между собой порового пространства и низких давлениях фильтрации, оказываются практически непроницаемыми для флюидов.

Для большинства пород нефтяных и газовых пластов проницаемость изменяется от нескольких миллидарси до нескольких сотен милидарси, причем ннизкопроницаемыми пластами считаются пласты с проницаемостью 0 – 100 мД, среднепроницаемыми – 100 – 500 мД и высокопроницаемыми – пласты с проницаемостью более 500 мД.

При проведении экспериментов по замеру проницаемости также следует учитывать анизотропию проницаемости:

Типы проницаемости

По типам проницаемости можно определять:

Абсолютная проницаемость

Абсолютная проницаемость горной породы – это проницаемость, измеренная при фильтрации одной фазы (флюида) через исследуемый образец. Причем данная фаза должна быть инертна к пористой среде. Данный тип проницаемости является характеристикой физических свойств самой породы и зависит от размера и структуры поровых каналов.

Как правило, данный тип проницаемости определяется по при фильтрации газа (азота) через образец породы с вводом поправок Клинкенберга, а эксперимент проводится на полностью проэкстрагированном и очищенном образце.

Важно понимать, что в реальности пласты коллекторы содержат не только нефть и газ, но также некоторое количество остаточной воды, которая всегда присутствует в породах коллекторах до начала миграции в них нефти из нефтематеринских пород.

При движении нескольких не смешивающихся между собой флюидов, проницаемость для каждого из флюидов будет меньше значения абсолютной проницаемости.

Фазовая (эффективная) проницаемость

Фазовая (эффективная) проницаемость – проницаемость образца для отдельно взятого флюида при наличии в ней как минимум одного другого флюида (фазы). Она зависит от насыщения породы тем или иным флюидом (количественного содержания флюида), а также от физико-химических свойств этих флюидов и возникающих капиллярных сил.

Относительная фазовая проницаемость

Относительная фазовая проницаемость (ОФП) – отношение эффективной проницаемости к абсолютной для того же образца.

Понятие ОФП было введено для нормализации значений фазовой проницаемости по значению абсолютной проницаемости для того же образца.

Немаловажный момент – как при малых так и при больших скоростях фильтрации закон Дарси перестает быть линейным.

В случае малых скоростей, проявляются неньютоновские свойства фильтрующихся жидкостей, а также другие физико-химические эффекты (действие межфазных и межмолекулярных сил). Для учета возникающих эффектов вводится поправка Клинкенберга.

В случае больших скоростей фильтрации, силы инерции фильтрующихся жидкостей становятся соизмеримыми с силами трения. Для учета данных эффектов используется закон Форхгеймера.

При проведении эксперимента по определению проницаемости также зачастую проводится и измерение пористости образцов.

С этой статьей также читают:

Неправильность форм песчаных зерен и частиц карбонатного материала не позволяет обеспечивать их идеальное прилегание друг…

Отбор шлама разбуриваемых пород целесообразно проводить либо вместо отбора керна – при бескерновом бурении, либо…

При проведении гидроразрыва пласта (ГРП) применяются различные по своим физическим свойствам жидкости, материалы и добавки.…

Источник