Что такое фазовая проницаемость
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
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.…
Geolib.net
Справочник по геологии
Проницаемость пород
Проницаемость – это свойство пористой среды пропускать через себя жидкость при перепаде давления. Проницаемость подчиняется закону Дарси, согласно которому, скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:
где V – скорость фильтрации, м/с;
Q – объемный расход жидкости через образец в единицу времени, м/с;
F – площадь сечения образца, м 2 ;
∆ P — перепад давления на противоположных торцах испытуемого образца, Па;
∆ L — длина образца, м;
µ — абсолютная вязкость жидкости, Пахс;
Решая уравнение относительно коэффициента проницаемости, получаем:
Единица проницаемости (м 2 ) соответствует расходу за 1 секунду 1м 3 жидкости вязкостью в 1 Па × с в образце с поперечным сечением 1м 2 и длиною в 1м при перепаде давления в 1 Па. Физический смысл размерности коэффициента проницаемости заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения пустотного пространства в образце, по которому происходит фильтрация.
Проницаемость бывает абсолютной, фазовой и относительной.
Относительная проницаемость – это отношение фазовой проницаемости к абсолютной (однофазовой) проницаемости. Относительная проницаемость измеряется в долях единицы. Кривые относительной проницаемости нефти и воды ведут себя закономерно: с возрастанием обводненности залежи относительная проницаемость для воды возрастает, а проницаемость для нефти падает почти до нуля (рисунок 1).
Не каждая пористая среда является коллектором. Типичным примером являются глины, имеющие высокую пористость, но очень низкую, близкую к нулю, проницаемость (флюидоупор). Это связано с тем, что пористость в глинах является субкапиллярной. В некоторых случаях роль коллектора могут играть трещиноватые сланцы, аргиллиты, выветренные изверженные и метаморфические породы (например, черные аргиллиты баженовской свиты юры в Западной Сибири, дебиты нефти на Салымском месторождении достигают 800 т/сут.).
Рисунок 1 – Закономерность изменения относительной проницаемости системы нефть – вода
Проницаемость по напластованию пород, как правило, выше проницаемости перпендикулярной напластованию. По характеру распространения, литологической выдержанности пластов, толщине и коллекторским свойствам выделяются региональные, зональные и локальные пласты – коллекторы.
Региональные коллектора широко развиты в пределах огромных регионов или даже провинций (например, продуктивная толща Апшеронского полуострова).
Зональные — охватывают зоны нефтегазонакопления или части области.
Локальные – в пределах локальной структуры или группы смежных месторождений.
По величине проницаемости коллекторы условно делятся на 5 классов:
Промышленную ценность представляют коллекторы, относящиеся к первым трем классам.
Соотношение единиц измерения проницаемости следующее:
В устаревших учебниках использовалась единица измерения – дарси.
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Проницаемость горных пород-коллекторов нефти и газа
Проницаемость горных пород-коллекторов нефти, газа и воды. Категории проницаемости, методы определения их размерности, области применения
Проницаемость горных пород в случае линейной фильтрации определяется по закону Дарси.
Согласно которому объемный расход жидкости проходящей сквозь породу при ламинарном движении прямо пропорционально коэффициенту проницаемости, площади поперечного сечения этой породы, перепаду давления, и обратно пропорционально вязкости жидкости и длине пройденного пути
В случае фильтрации газа коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле: 
Источник
Проницаемость горных пород
Ответ на вопрос: «Проницаемость горных пород».
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления.
Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено.
Под абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации. Для естественных горных пород практически сложно подобрать жидкости, полностью инертные по отношению к ним (не вызывающие набухание глинистых частиц, не образующие адсорбционных слоев и т.п.), поэтому для определения абсолютной проницаемости используют газ, чаще всего воздух.
Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.
Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость — это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Количественной характеристикой проницаемости служит коэффициент проницаемости, являющийся коэффициентом пропорциональности в линейном законе фильтрации — законе Дарси. Согласно этому закону скорость фильтрации v прямо пропорциональна градиенту давления Δр / Δl (перепаду давления, действующему на единицу длины) в пористой среде и обратно пропорциональна динамической вязкости μ фильтрующегося газа или жидкости 
где Q — объемный расход жидкости или газа (объем жидкости или газа, проходящий через пористую среду в единицу времени); F — площадь фильтрации.
Скорость фильтрации — это фиктивная величина, не имеющая физического аналога, которая определяется как отношение расхода жидкости или газа к площади фильтрации. Единица скорости фильтрации — метр в секунду (м/с). За площадь фильтрации принимают всю площадь поперечного сечения пористой среды, нормальную по отношению к направлению фильтрации, включая пустоты и минеральную часть. Скорость фильтрации отличается от истинной (физической) скорости движения жидкостей или газов в пористой среде.
Закон Дарси используется для определения как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации. На практике с нарушением линейного закона фильтрации встречаются при фильтрации газа в пласте, в этом случае пользуются более сложным законом.
Фазовая проницаемость горных пород
Коллекторы нефтяных и газовых месторождений насыщены несколькими фазами. Так в пласте нефтяного месторождения наряду с нефтью часть пустотного пространства коллектора заполнена водой, и, кроме того, часть может занимать газ. В коллекторах газовых месторождений также часть пустот заполнена водой, а в коллекторе газоконденсатного месторождения может присутствовать еще и жидкая углеводородная фаза выделившегося из газа конденсата.
Насыщенность пласта теми или иными фазами непостоянна, она сильно изменяется вблизи контуров нефтегазоносности, меняется в процессе разработки месторождений. Для описания движения жидкостей и газов в таких условиях, как ранее указывалось, введены понятия фазовой проницаемости и относительной фазовой проницаемости.
На фазовые проницаемости влияют в той или иной мере почти все физические параметры, характеризующие состояние и свойства многофазной пластовой системы, но в наибольшей мере насыщенность коллектора фазами.
Для того, чтобы выявить влияние на фазовую проницаемость условий движения, изучают относительные фазовые проницаемости, полагая, что для коллекторов с различными абсолютными проницаемостями они будут одинаковыми или, по крайней мере, близкими.
Влияние на фазовые проницаемости наиболее сильно действующего фактора — насыщенности — иллюстрируется зависимостями относительной фазовой проницаемости от коэффициента насыщенности. При наличии в коллекторе двух фаз достаточно построить зависимость относительной фазовой проницаемости для каждой фазы от насыщенности одной из них, так как насыщенность второй фазой будет однозначно определяться насыщенностью первой фазой (рис. 1). 
Рис. 1. Зависимость относительных фазовых проницаемостей для газа и воды от водонасыщенности. Пунктирной линией обозначена суммарная фазовая проницаемость для воды и газа.
Зависимости строят на основании результатов лабораторных исследований и реже по промысловым данным. Относительную фазовую проницаемость для каждого компонента определяют в следующем виде
κв* = κв / κ; κн* = κн / κ; κг* = κг / κ,
где κв*, κн* и κг* — относительные фазовые проницаемости соответственно для воды, нефти и газа;
κ — абсолютная проницаемость пористой среды;
κв, κн и κг — проницаемость пористой среды соответственно для воды, нефти и газа.
Относительные фазовые проницаемости выражают в долях единицы или процентах от абсолютной проницаемости.
Для вычисления коэффициентов фазовых проницаемостей по экспериментальным данным пользуются законом Дарси, записанным для каждой фазы в следующем виде: 
где и vв, vн и vг — скорости фильтрации соответственно воды, нефти и газа;
μв, μн и μг — коэффициенты динамической вязкости соответственно для воды, нефти и газа;
Δр / Δl — градиент давления.
На рис. 2 построены кривые, отвечающие фильтрации нефти и газа через песок, песчаник и известняк. 
Рис. 2. Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти и газа от нефтенасыщенности: 1, 1′ — несцементированные пески; 2, 2′ — песчаники; 3, 3′ — известняки.
Из графиков видно, что с ростом насыщенности данной фазой увеличивается и фазовая проницаемость пористой среды для этой фазы, одновременно уменьшается проницаемость для другой фазы, так как насыщенность пористой среды ею уменьшается. Относительная проницаемость, как правило, меньше единицы, следовательно фазовая проницаемость ниже абсолютной для данной пористой среды. Суммарная фазовая проницаемость, определяющая общий расход жидкости и газа через пористую среду, также обычно меньше абсолютной. Ее минимум соответствует насыщенности, при которой относительные проницаемости для фаз равны. [Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. А.И. Акульшин. 1989г.]