Проницаемость трещиноватых пород

Расход жидкости Q через прямоугольную щель с раскрытием (высотой) b и шириной a можно установить из известного уравнения Буссинска:

откуда можно найти линейную скорость истечения жидкости v_и, отнеся расход к площади трещины ω_т = ab:

Если, как в пористой среде, расход отнести не к площади трещины, а ко всей площади фильтрующей среды ω, то согласно уравнению Дарси:

(6.18)

Между v_и и v_ф имеет место соотношение:

v_и ω_т = v_ф ω; v_ф = v_и ω_т/ω

Отношение ω_т/ω есть просветность трещинной среды в направлении фильтрации. Если трещины в породе располагаются в одном направлении, то просветность равна коэффициенту трещиноватоети в направлении фильтрации к_т = ω_т/ω.

При равномерной системе трещин в трех взаимно перпендикулярных направлениях просветность среды в направлении фильтрации равна ω_т/ω = ⅔ к_т. Для этого случая:

v_и = v_ф/(⅔ к_т)

и уравнение примет вид

(6.19)

Приравнивая левые части уравнений (6.18) и (6.19) и разрешая это равенство относительно к_пр, получим.

Для равномерной системы трещин в трех взаимно перпендикулярных направлениях:

к_пр = 5,6*10^-2b²к_т

И для двух систем взаимно перпендикулярных трещин, параллельных направлению фильтрации:

к_пр = 8,3*10^-2b²к_т

При погружении осадочных пород на глубину происходит их уплотнение в течение геологического времени и уменьшается проницаемость. Помимо горного и пластового давлений, температуры и геологического времени на величину проницаемости влияют и другие процессы, например перенос минеральных веществ фильтрующимися пластовыми водами. Процесс изменения проницаемости очень сложен. Поэтому для каждого объекта экспериментально получают свою зависимость изменения проницаемости с глубиной. А теоретические расчеты в литературе нужно рассматривать как весьма приближенную оценку, позволяющую получить сведения о тенденциях в изменении проницаемости.

КЛАССИФИКАЦИЯ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ

В практической нефтегазовой геологии и геофизике обычно различают проницаемые породы (пласты), которые при данной величине гидропроводности пласта (к_прh/μ) обеспечивают промышленные притоки нефти, газа или воды, и непроницаемые — из которых обычными методами освоения скважин нельзя получить промышленного притока.

Существует простая система классификации пород по проницаемости (В. Н. Кобрановой), выделяют три группы: проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые.

К проницаемым (к_пр>10^-2 мкм²) относятся грубообломочные осадочные породы (галечники, гравий), сцементированные и отсортированные песчано-алевритовые породы, трещиноватые и кавернозно-трещинные карбонатные породы.

Коэффициент пористости пород с гранулярным типом пор велик и составляет 20—40%. В системе пор или трещин имеется небольшое число сверхкапиллярных, крупнокапиллярных и капиллярных каналов.

К полупроницаемым (10^-4< к_пр <10^-2 мкм²) относятся менее отсортированные глинистые пески, некоторые разности алевролитов и песчаников пористостью менее 10—15%, а также микротрещиноватые карбонатные породы. Поровое пространство этих пород в значительном объеме представлено субкапиллярными каналами, заполненными связанной водой.

К практически непроницаемым (к_пр <10^-4 мкм²) относятся глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели, сильно сцементированные песчаники и алевролиты, плотный мел, известняки. Коэффициент общей пористости глин и меловидных известняков может достигать 50%, а аргиллитов, сланцев, мергелей ниже 6—8%. Почти вся вода в той или иной степени связана силами адсорбции и практически не может перемещаться под влиянием градиентов давления, существующих в природе.

В дополнение к перечисленным трем типам пород можно было бы добавить еще один — пород ы-э краны нефти и газа (к_пр<10^-6 мкм²). Породы-экраны нефти и газа обладают такой низкой проницаемостью для нефти и газа, которая обеспечивает сохранение промышленных залежей в течение геологического времени. К породам-экранам нефти и газа относятся каменная соль, ангидрит, слабопесчанистые пластичные нетрещиноватые глины, породы в мерзлых зонах. Диаметр максимальных пор в этих породах не превышает 1 мкм.

ПЛОТНОСТЬ

Плотность — это свойство вещества, определяющее его массу, содержащуюся в единице объема:

δ= m/V,

где m— масса, V — объем.

Размерность плотности в СИ кг/м³ или в дольных единицах — г/см³.

Порода объемом V может состоять из твердой фазы объемом V_тв и пор объемом V_п. В свою очередь твердая фаза может слагаться из различных породообразующих минералов, а поры могут быть заполнены пластовой водой V_в, нефтью V_н и газом V_г. Плотность такой породы в наиболее общем виде можно представить как

где δ _тв, δ_в, δ_н и δ_г — плотность соответственно твердой фазы, воды, нефти и газа; к_в, к_н и к_г — соответственно коэффициенты водо-, нефте- и газонасыщенности породы.

Плотность твердой фазы — средневзвешенная величина плотности составляющих ее минералов:

где δ_мi и V_мi — плотность и объем i-го минерала.

Как видно плотность горных пород существенно зависит от коэффициента общей пористости. Соответственно для большинства магматических и значительной части метаморфических пород с первичной пористостью от 0 до 5% величина плотности будет определяться главным образом плотностью минерального состава.

Дата добавления: 2014-01-11