Проницаемость в чем измеряется

Проницаемость пород. Виды проницаемости

В Международной системе (СИ)
за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой
пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1
м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 н/м2 расход жидкости
вязкостью 1 н • сек/м2 составляет 1 м3/сек. Единицей измерения
проницаемости является квадратный метр (м2).
Чаще всего для обозначения проницаемости пород используют микрометр (мкм2).
Обычно для оценки проницаемости пользуются практической единицей Дарси,
которая приблизительно в 1012 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2, или
миллидарси (мД).
За единицу проницаемости в 1 Дарси (1 Д)
принимают проницаемость такой пористой
среды, при фильтрации через образец которой
площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде
давления 1 кг/см2 расход жидкости вязкостью 1
спз (сантипуаз) составляет 1 см3/сек.
1 мД = 0,001 Д,
1 мД=10-3 мкм2

2. ВИДЫ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Проницаемость пористой среды зависит также от типа пластового флюида и
характера его движения. Поэтому для характеристики проницаемости
нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной (физической, удельной),
эффективной (фазовой) и относительной проницаемости.
Под абсолютной проницаемостью понимают проницаемость пористой среды,
которая определена при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или
однородной жидкости), химически инертной по отношению к породе, при условии
полного заполнения порового пространства газом или жидкостью
В случае, когда поровое пространство породы содержит в себе более одного
флюида, проницаемость по конкретному флюиду называется эффективной.
Относительная проницаемость определяется как отношение
эффективной проницаемости для флюида при данной насыщенности
к абсолютной проницаемости

3. Водонасыщенность

ДРУГИЕ СВОЙСТВА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
При характеристике коллектора, а также при миграции углеводородов
и их отдаче в процессе разработки большое влияние оказывают
остаточная водонасыщенность, плотность и карбонатность пород.
Водонасыщенность
Водонасыщенность = объем пор, занятых водой/общий
объем пор (проценты)
Vв
Sв =
Vобщ
Остаточная вода – вода, оставшаяся в пласте при формировании залежи
нефти и газа.
Остаточная вода удерживается в коллекторе силами молекулярного
притяжения – адсорбционными и капиллярными. Иногда в пластах
присутствует свободная вода, не связанная с коллектором молекулярными
силами и передвигающаяся вместе с нефтью и газом.

4.

5.

Гидрофильны все тела, в которых интенсивность молекулярных (атомных, ионных) взаимодействий
достаточно велика.
Особенно резко выражена гидрофильность минералов с ионными кристаллическими решётками
(например, карбонатов, силикатов, сульфатов, глин и др.), а также силикатных стёкол.
Гидрофобны металлы, лишённые оксидных плёнок, органические соединения с преобладанием
углеводородных групп в молекуле (например, парафины, жиры, воски, некоторые
пластмассы), графит, сера и другие вещества со слабым межмолекулярным взаимодействием.

6.

Повышение
добычи нефти
Проницаемость
Градиент
давления
Закон Дарси
g H
Q k
F
L
Объем
Q k P
v
F L
Скорость
Расстояние
Вязкость
Понижение
добычи нефти
Q L
k
P F
Коэффициент проницаемости

7.

Абсолютной проницаемостью называют проницаемость при
фильтрации одной фазы, физически и химически инертной к породе.
Абсолютная проницаемость — это свойство породы, она не
зависит от свойства флюида.
Ее определяют на экстрагированных, сухих образцах.
В качестве флюида используют инертный газ: азот или воздух.
Q L
k
P F

8.

vн
kнф
P
Sн
L
vв
kвф
P
Sв
L
Скорость для нефти
Скорость для воды
Фазовой называют проницаемость для данного газа или жидкости при наличии в
порах одной или нескольких фаз или при наличии физико-химических
взаимодействий.
Ее значение зависит не только от физических свойств породы, но и от степени
насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физикохимических свойств.
Поскольку в природных условиях поры породы заполнены водой, нефтью, газом, то
проницаемость для фильтрации любой из фаз будет ниже абсолютной
проницаемости.

9.

Экспериментально изучался поток при одновременном содержании
в пористой среде нефти, воды и газа.
Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения
порового пространства различными компонентами возможно одно,
двух и трехфазное движение.

10.

Остаточное нефтенасыщение характеризует коэффициент Sон.
Sон даже в лучших коллекторах равна 0,2-0,3.
В плохих она может составлять 0,5 и выше.

11.

12.

Зависимость относительной проницаемости песка (а)
и песчаника (б) для газа и жидкости от водонасыщенности

13.

Изменение проницаемости коллекторов с глубиной залегания
Кп коллектора до погружения: 1 — 40%; 2 — 30%, 3 — 20%

14.

Область существования трёхфазного потока
(совместного движения в потоке всех трёх систем)
выделена зеленым.
Для несцементированных песков она находится в
пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %,
водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 33 %.
Трёхфазное насыщение представляет
неблагоприятную обстановку для разработки
месторождения.
Если в процессе фильтрации выделяется третья
фаза, то она мешает первым двум фазам
двигаться по поровому пространству, вследствие
чего ухудшается фазовая проницаемость.
Поэтому не рекомендуется при разработке
нефтяных месторождений достигать давлений,
при которых из нефти начинает выделяться газ,
а при разработке газовых месторождений
достигать давлений, при которых из газа начинает
выделяться газоконденсат.
При нефтенасыщенности меньше
23 % движение нефти не будет
происходить.
При содержании воды от 20 до
30 % и газа от 10 до 18 %
фильтроваться может только
одна нефть.

Единицы измерения проницаемости

В Международной системе единиц величины, входящие в формулу проницаемости, имеют размерности [L ] = м; [F ] = м 2 ; [Q ] = м 3 /сек; [р] — н/м 2 ; [ μ] = н • сек/м 2 .

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 При L = 1 м; F = 1 м 2 , Q = 1 м 3 /сек, р = 1 н/м 2 и μ = н•сек/м 2 получим значение коэффициента проницаемости k = 1 м 2 . Действительно, подставив единицы измерения соответствующих величин в формулу (1.9), получим

м 3	н сек			м
сек		м 2
					[k]	м 2 (1.11)
м 2		н
		м 2

Таким образом, в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м 2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м 2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 н/м 2 расход жидкости вязкостью 1 н • сек/м 2 составляет 1 м 3 /сек. Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость как бы характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Для оценки проницаемости обычно пользуются практической единицей д а р с и , которая приблизительно в 10 12 раз меньше, чем проницаемость в 1 м 2 . 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 = ~10 5 н/м 2 , 1 см 3 = 10 -6 м 3 , 1 см 2 = 10 -4 м 2 , 1 спз = 10 -3 н • сек/м 2 , из (1. 12) получим следующее соотношение:

1	1	10 6 м сек 10 3 н сек	м 2 10 2 м	(1.12)
	10 4 м 2 10 5 н м 2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2— 3 д и редко бывает выше. Как уже отмечалось, формула (1. 8) соответствует закону Дарси при линейном потоке. Иногда возникает необходимость определять проницаемость образцов при радиальной фильтрации жидкости и газа, т. е. как бы при воспроизведении условий притока их в скважину. При этом образец породы подготовляют к опыту в виде цилиндрического кольца с осевым отверстием — «скважиной», а фильтрация жидкости или газа происходит в радиальном направлении от наружной поверхности образца к внутренней. Тогда проницаемость пород по данным опыта определяют по формулам: при фильтрации жидкости

ж Q ж ln			r н
			k p	r в
2 h(р н —		р в )
								при фильтрации газа
Г	ln			r н		Г Q Г ln	r н
								Q Г
				k p	r в				r в	(1.13)
2 h (р н — р в )								h (р н 2 — р
											в 2 )

где Q ж — расход жидкости или газа (при атмосферном давлении) в м э /сек; Q Г , Q Г — расход газа при атмосферном и среднем давлении в образце в м 3 /сек; μ ж и μ г — вязкость жидкости и газа в н·сек/м 2 ; р н и р в — давление у наружной и внутренней поверхностей кольцевого образца в н/м 2 ; r н и r в — наружный и внутренний радиусы кольца в м; h — высота цилиндра в м ; k р — проницаемость в м 2 .

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 8) Эффективная (фазовая) и относительная проницаемости горных пород При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений чаще всего в породе присутствуют и движутся две и три фазы одновременно. В этих условиях проницаемость породы для одной какой — либо фазы всегда меньше ее абсолютной проницаемости. Исследования показывают, что эффективная и относительные проницаемости для различных фаз находятся в тесной зависимости от нефте — , газо — и водонасыщенности порового пространства породы и физико — химических свойств жидкостей. Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от водонасыщенности (двухфазный поток) аналогична и для относительной проницаемости при движении нефти и воды (рис. 6). Только левая кривая будет соответствовать изменению относительной проницаемости песков для нефти в зависимости от водонасыщенности пористой среды, а правая — для воды. Подобный же характер имеют кривые относительной проницаемости песков для нефти и газа. Рассматривая эти графики, можно сделать ряд выводов, которые необходимо учитывать при эксплуатации нефтяных месторождений. Так, например, если вода занимает

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 несколько более 20% объема пор, то проницаемость породы для нефти резко снижается, в то время как движение воды в породе почти не наблюдается. При малой водонасыщенности породы водой почти вся она размещается на поверхности зерен, в тонких порах и в углах контакта между частицами. В таком состоянии вода прочно удерживается молекулярно — поверхностными и капиллярными силами. Поэтому при градиентах давлений большинства природных пластов вода при небольшой водонасыщенности остается неподвижной. Однако сечение проходных каналов сокращается, что ведет к уменьшению эффективной проницаемости породы для нефти. При увеличении содержания воды проницаемость для нефти падает и при водонасыщенности, равной около 80%, движение нефти прекращается. Из этого следует, что нужно беречь нефтяные пласты от преждевременного обводнения и прорыва вод к забоям нефтяных скважин. При небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти (рис. 6). Следовательно, в процессе эксплуатации нефтяных месторождений нежелательно выделение из нефти значительных количеств газа, так как это приводит к ухудшению условий фильтрации нефти к скважинам. При изменении состава горных пород характер кривых относительных проницаемостей не меняется. Они лишь смещаются в соответствии с их свойствами в ту или иную сторону (рис. 7). Изменение физико — химических свойств жидкостей и пористой среды отражается на движении нефти, воды и газа. В связи с этим при сохранении общего характера зависимости проницаемости пористой среды для жидкостей и газов от ее насыщенности нефтью, водой и газом относительное расположение кривых фазовых проницаемостей для систем с различными физико — химическими свой c твами неодинаковое. Закономерности изменения относительных и фазовых проницаемостей пористой среды для нефти, воды и газов в зависимости от физико —

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 химических свойств системы могут быть установлены, исходя из тех изменений, которые при этом возникают в условиях движения фаз. Следовательно, с увеличением подвижности смеси нефти и воды и уменьшением прилипаемости жидкостей к стенкам поровых каналов, а значит, с сокращением сопротивления пористой среды движению фаз растут относительные проницаемости среды для нефти и воды. Это обстоятельство позволяет установить характер зависимости относительных проницаемостей от физико — химических свойств системы. Известно, например, что уменьшение поверхностного натяжения нефти на разделе с водой сопровождается снижением капиллярного давления и способствует отделению нефти от стенок поровых каналов, что приводит к уменьшению сопротивления среды при движении жидкостей и как следствие этого к росту относительных проницаемостей породы для жидкостей (рис. 8). Аналогично можно установить изменение относительных проницаемостей среды при совместной фильтрации нефти со щелочной и жесткой водами. Поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе со щелочными водами меньше, чем на границе с жесткими. Щелочная вода способствует лучшему отделению пленок нефти

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 от породы, и в результате относительные проницаемости на всем интервале изменения водонасыщенности оказываются большими и для нефти и для щелочной воды. При высокой проницаемости пород с изменением вязкости нефти соотношение относительных проницаемостей для жидкостей изменяется незначительно. Оно зависит только от насыщенности (рис. 9) Для пород малой проницаемости влияние соотношения вязкостей нефти и воды исследовано пока недостаточно. Мало изучена также зависимость относительных проницаемостей от других свойств пластовой системы и условий вытеснения, как проницаемость, состав жидкостей и пород, содержание остаточной воды, градиенты давлений и т. д. Вероятные же изменения относительных проницаемостей от этих факторов можно установить, исходя из особенностей, которые при этом возникают в процессе движения смесей нефти, воды и газа. С уменьшением проницаемости, например, при одинаковом значении пористости повышается суммарная поверхность поровых каналов. Это

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 означает, что вода, являющаяся чаще всего лучшей смачивающей поверхность породы фазой, чем нефть, начнет фильтроваться в пористой среде с пониженной проницаемостью при больших значениях водонасыщенности. Малопроницаемые породы меньше отдают нефть, так как подвижность ее и воды в этих породах невысока. Поэтому линии проницаемостей располагаются ниже, чем соответствующие кривые, полученные для пористых сред большой проницаемости. Экспериментально изучали также и трехфазный поток в пористой среде при наличии в ней нефти, воды и газа одновременно. Опытами установлено, что в зависимости от объемного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно — , двух — и трехфазное движение. Результаты этих опытов обычно изображают в виде треугольных диаграмм (рис. 10). На этом графике нанесены кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием (на данной диаграмме 5%) соответствующей компоненты смеси в потоке. Кривая 1 соединяет точки, в которых содержание воды в потоке равно 5%; кривая 2 — с содержанием в потоке 5% нефти и кривая 3 — с содержанием в потоке 5% газа. Вершины треугольника отвечают 100% — ному насыщению породы одной из фаз; стороны треугольника, противолежащие соответствующим вершинам, — нулевому насыщению этой фазой. Кривые линии, проведенные на основании экспериментальных данных, ограничивают на диаграмме возможные области одно — , двух — и трехфазного потоков. Так, при газонасыщенности среды меньше 10% и нефтенасыщенности меньше 23% в потоке практически будет одна вода. Область существования трехфазного потока (заштрихованная часть) лежит в пределах насыщенности песка: нефтью от 23 до 50%, водой от 33 до 64%, газом от 14 до 30%. Эти пределы получены для несцементированных песков; для других пород они будут несколько другими. Диаграммы фазовых проницаемостей находят очень широкое применение в промысловой практике, когда необходимо определить

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 соотношение нефти, воды и газа в потоке в зависимости от насыщенности порового пространства пластовыми жидкостями (при проектировании разработки нефтяных месторождений, выборе методов воздействия на пласты истощенных месторождений с целью увеличения отбора нефти из них и т. д.). 9) Лабораторные методы определения проницаемости пород Для определения абсолютной проницаемости горных пород существуют разнообразные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства большей частью одинаковы — все они содержат одни и те же основные элементы: кернодержатель, позволяющий фильтровать жидкости и газы через пористую среду, приборы для измерения давления на входе и выходе из керна, расходомеры и приспособления, создающие и поддерживающие постоянный расход жидкости или газа через образец породы. Разница между ними заключается в том, что одни из них служат для измерения проницаемости при больших давлениях, другие при малых, а третьи при вакууме. Одни приборы предназначены для определения проницаемости по воздуху, другие по жидкости. Поэтому приборы и

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 отдельные их узлы имеют соответственно различное конструктивное оформление (рис. 11 и 12). При определении проницаемости породы для жидкости весь прибор вакуумируют, чтобы удалить воздух из жидкости и из керна. После этого кернодержатель заполняют жидкостью из напорной емкости. Фильтрация жидкости через керн осуществляется под давлением, создаваемым в напорной емкости 2 (рис. 11) при помощи баллона 3. При достижении установившейся фильтрации снимают отсчеты давлений по манометрам 4 и 5 и определяют расход жидкости. Полученные данные подставляют в формуле (1.9).

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 При определении газопроницаемости воздух (или газ), освобожденный от водяных паров в хлоркальциевой трубке 1 (рис. 12), пропускают через образец, помещенный в кернодержатель 4. Объем прошедшего воздуха учитывается газовыми часами или другим расходомером, а время фильтрации — секундомером. На практике оказывается, что проницаемость для жидкости обычно почти всегда меньше, чем для газа. Лишь при высокой проницаемости пород значения ее примерно одинаковы для жидкости и газа. Уменьшение проницаемости одной и той же породы для жидкости по сравнению с проницаемостью для газа происходит вследствие разбухания глинистых частиц и адсорбции жидкости при фильтрации нефти и воды через породы. (В последующих разделах мы увидим, что толщина адсорбционных слоев нефти может достигать величин, сравнимых с размерами поровых каналов малопроницаемой породы.) Поэтому абсолютную проницаемость пород принято определять воздухом или газом. Состав газа на проницаемость пород влияет только при высоком вакууме (при так называемом кнудсеновском режиме течения газа, когда столкновения молекул друг с другом крайне редки по сравнению с ударами о стенки пор, т. е. когда газ настолько разрежен, что средняя длина пробега молекул сравнима с диаметром поровых каналов). В этих условиях проницаемость пород зависит от среднего давления, молекулярной массы газа и температуры и тем выше, чем меньше молекулярная масса и давление. В практических условиях проницаемость горных пород не зависит от состава газа. Проницаемости пород для нефти и воды пресной или пластовой обычно определяют при специальных исследованиях. При этом всегда необходимо указывать, какой жидкостью определялась проницаемость породы и каковы ее физические свойства в условиях опыта. Разница проницаемости одной и той же породы для воздуха, воды и нефти может достигать значительной величины. В табл. 4 приведены

У вас большие запросы!

Точнее, от вашего браузера их поступает слишком много, и сервер VK забил тревогу.

Эта страница была загружена по HTTP, вместо безопасного HTTPS, а значит телепортации обратно не будет.
Обратитесь в поддержку сервиса.

Вы отключили сохранение Cookies, а они нужны, чтобы решить проблему.

Почему-то страница не получила всех данных, а без них она не работает.
Обратитесь в поддержку сервиса.

Вы вернётесь на предыдущую страницу через 5 секунд.
Вернуться назад

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.):

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:

• Горизонтальная проницаемость для большинства коллекторов больше, чем вертикальная (длинные и плоские стороны зерен отлагаются горизонтально)

Дарси в м2 – Калькулятор

Вы можете воспользоваться калькулятором для перевода значений Дарси в м2:

Введите значение в Дарси:

Типы проницаемости

По типам проницаемости можно определять:

• Абсолютную
• Эффективную (фазовую)
• Относительную

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.

Проницаемость горных пород (лекция). Закон Дарси
Понравилась статья? Сделай репост:

С этой статьей также читают:

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

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

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