Лекция № 5

Однако, полагаться всегда на такую закономерность, что с увеличением m k увеличивается, НЕЛЬЗЯ.

Например, глины имеют высокие значения пористости, но обладают очень малой проницаемостью.

Трещиноватые породы, имеют малую пористость, но обладают значительной проницаемостью.

Из уравнения (7) можно радиус порового канала

(8)

Котяхов, путем обработки множества экспериментальных данных на естественных образцах гранулярного типа уточнил эту формулу, приблизив ее к реальным породам, введя безразмерный коэф-нт φ:

r_ср = (9)

φ - структурный коэф-нт, хар-щий форму, размеры, площадь сечения, извилистость поровых каналов, их неоднородность и т.д.

Котыхов предложил ф-лу для опр-ия коэф-та φ:

(10)

На практике, как соотношение м/у коэф-ом проницаемости и пористости часто используют ф-лу Козени-Кармана:

k = m³ / 5 · S_уд · (1-m²) (11)

k – коэф-нт проницаемости

m – коэф-нт открытой пористости

S_уд – удельная поверхность г.п. [м² /м³]

Определяя зависимость коэф-та проницаемости от размеров поровых каналов, нельзя не подчеркнуть его зависимость и от др факторов.

Коэф-нт проницаемости зависит от:

1) давления: в пластах г.п.; находятся под действием высоких давлений вышележащих г.п. При извлечении их на поверхность происходит упругое расширение пород во всех направлениях и проницаемость породы возрастает. Это возрастание мжет доходить до 60%. В связи с этим определение коэф-та проницаемости в лаб. Условиях необходимо вести путем моделирования условий всестороннего сжатия на образец породы.

2) взаимодействия жидкостей с породой; жидкости, реагирующие с породой изменяют внутр. геометрию порового пространства. Так разбухание глин в присутствии воды может существенно снижать проницаемость породы вплоть до затухания фильтрации.

3) температуры; изменение температуры самой породы оказывает не столь существенное влияние на проницаемость породы по сравнению с изменением вязкости фильтрующихся жидкостей, а известно, что с увеличением температуры вязкость жидкостей уменьшается, улучшаются их фильтрационные хар-ки, повышающие фазовые проницаемости для этих жидкостей.

Измерение проницаемости г.п.:

Для любого определения проницаемости обычно используют образец пористой среды правильной геометрической формы (чаще всего цилиндр). Перед проведением эксперимента образец экстрагируется, очищается от воды, нефтепродуктов и мех. примесей, промывается дистиллированной водой от содержания солей, высушивается при температуре 105⁰ – 107⁰ С и доводится до постоянного веса и затем определяется его проницаемость.

Конструкций, приборов и установок достаточно много и они классифицируются по группам следующим образом:

1) по давлению в системе установок:

а) приборы работающие при высоком давлении Р → 30...60 МПа

ИПК – 1М, УИПК – 1У

б) приборы для определения коэф-та проницаемости при низких

давлениях Р → 0,2...0,3 МПа

ГК – 5

в) приборы, работающие при вакууме. Прибор Товарова

2) по используемому рабочему агенту:

а) на установки, где рабочим агентом является воздух или газ (озон)

б) установки с использованием многофазной ж-ти (систем)

в) установки однофазной жидкости

Не смотря на большое разнообразие установок по определению коэф-та проницаемости все они обязательно содержат:

1. кернодержатель

2. устройство для питания установки раб. агентом (емкости, болоны, компрессоры)

3. приборы для измерения давления (манометры, пьезометры, барометры)

4. устройство для измерения расхода жидкости или газа (газовые расходомеры, счетчики, устройство поддерживающее постоянные расходы)

5. приспособления для регулирования расхода и контроля расхода раб. агента и перепада давления.

6. устройство для измерения температуры.

7. осушающий агент при исп-ии устройства газа.

Приведем принципиальную схему простейшей установки для определения коэф-та проницаемости:

1 – компрессор для сжатия и негнетания газа ч/з эту установку

2 – манометры, изм. давления

3 – фильтр, очищающий газ от капель воды и мех. примесей

4 – осушитель газа

5 – редуктор для регулирования перепада давления на установке

6 – кернодержатель с исследуемой поверхностной средой

7 – расходомер (опр. V газа за ед. времени)

4. Удельная поверхность г.п.

Под удельной поверхностью г.п. понимают суммарную поверхность частиц или поровых каналов содержащихся в ед. объема образца.

S_уд = (1)

S_уд → м² / м³

T- суммарная поверхность частиц, либо поровых каналов в образце, [м²]

V – объем образца, [м³]

Чем больше удельная поверхность, тем больше площадь контакта нефти с породой, тем большая доля нефти сосредоточена на границе раздела нефть-порода.

Гранично-связанная нефть прочно удерживается адсорбционными силами и обладает структурно-механическими свойствами, что значительно затрудняет ее фильтрационную по сравнению с объемом нефтью.

Чем больше удельная поверхность, тем меньше радиус поровых каналов, тем больше капиллярное давление на границе раздела нефть – вода, а следовательно, хуже условия вытеснения нефти. Все это влияет на полноту извлечения нефти из пласта.

По результатам многочисленных исследований удельная поверхность породы может изменяться в пределах от 38,0...390 тыс [м² / м³]

Приведем примеры значений удельной поверхности для пород отдельных месторождений:

1) песчаники Ромашкинское мест-е S_уд → 70...110 тыс м² / м³

2) песчаники Туймазинское мест-е S_уд → 40...90 тыс м² / м³

3) Ташкала (Узбекистан) S_уд → 60...330 тыс м² / м³

Связь м/у поверхностью и др параметрами г.п.

Исследования показали, что удельная поверхность связана со многими физическими параметрами г.п.

Например, S_уд = (2)

S_уд – удельная поверхность

ρ₁ – плотность породы, [кг/м³]

ρ₂ – плотность скелета породы, [кг]

P₁ – масса навески породы, [кг]

Р_i – масса i-ой фракции, [кг]

d_i – средний диаметр частиц i-ой фракции, [м]

n – кол-во фракций в составе породы

т.к. пор-ть или

формулу (2) можно записать в следующем виде:

S_уд = (3)

Дата добавления: 2013-12-12