Лабораторна робота 3 Визначення коефіцієнта абсолютної проникності гірських порід
Проникність - це здатність гірських порід пропускати через себе рідини та гази.
Згідно із законом Дарсі існує однозначний лінійний взаємозв'язок між швидкістю фільтрації флюїду та градієнтом пластового тиску. Коефіцієнт пропорційності в цьому взаємозв'язку є характеристикою проникності пласта.
Проникність - структурно-чутлива властивість пласта, тому проникність залежить від структури порового простору - ефективного розміру пір, пов'язаності порової структури, співвідношення відкритих та закритих пір тощо.
Експериментальні дослідження, що базуються на узагальненому законі Дарсі, показали, що проникність залежить від особливостей фізичної та фізико-хімічної взаємодії системи мінеральний скелет пласта – флюїд, що фільтрується, від ступеня насичення пласта флюїдами, що фільтруються, від характеру змочуваності пласта, градієнта.
Відповідно до наявних експериментальних даних проникність пласта диференціюється на абсолютну і фазову проникність, на фазову проникність при неповному насиченні пласта фазою, що фільтрується, і на відносну фазову проникність, яка визначається як відношення фазової проникності при неповному насиченні до абсолютної проникності.
Абсолютна проникність є фізичною властивістю. Абсолютна проникність залежить від мікробудування пласта – структури порового простору, гранулометричного складу, питомої поверхні.
Під абсолютною прийнято розуміти проникність пористого середовища, яка визначена за наявності в ній лише однієї будь-якої фази, що повністю насичує пласт, хімічно і фізично інертної по відношенню до скелета пласта. Абсолютна проникність - властивість тільки скелетапласта. Тому абсолютна проникність не залежить від властивостей рідини, що фільтрується, або газу і перепаду тиску, якщо немає взаємодії флюїдів з породою. Насправді рідини часто активно взаємодіють із породою (глинисті частки набухають у питній воді, смоли, які у нафти, забивають пори). Тому для оцінки абсолютної проникності зазвичай використовують повітря або інертний газ.
Фазові проникності визначаються при фільтрації через пласт багатофазної системи, фізично та хімічно не інертної (нафта, газ, вода, технологічні рідини тощо) по відношенню до скелета пласта. Фазові проникності залежать не тільки від властивостей породи, але і від фізико-хімічних властивостей фаз, що фільтруються, і ступеня насичення порового простору різними фазами.
Фазова проникність при неповному насиченні характеризує проникність неінертних - активних фаз за наявності в пласті іншої фази.
Відносною фазовою проникністю називається відношення фазової проникності при неповному насиченні до абсолютної.
Значення коефіцієнта абсолютної проникності обчислюються використовуючи закон Дарсі, згідно з яким швидкість фільтрації ньютонівської рідини в пористому середовищі V при плоско-паралельній фільтрації пропорційна градієнту тиску
де Q – об'ємна витрата рідини в одиницю часу;
F - площа поверхні (площа фільтрації), через яку протікає рідина.
При вимірюванні проникності порід газу в формулу (3.1) слід підставляти середню витрату газу в умовах зразка:
де
Нелінійністю розподілу тиску по довжині керна також нехтуємо. Тому середній тиск по довжині керна:
де Р1 – абсолютний тиск на вході в керн;
Так як манометр показує надлишковий над атмосферним тиск на вході в керн, то:
де Ра - атмосферний тиск,
Рман - показання манометра, і тоді:
Для приведення обсягу газуQ0, заміряного по газових годинниках при атмосферному тиску Ра до середнього тиску в керні
де
Площа поперечного перерізу керна:
де d – Діаметр керна.
Остаточна формула для розрахунку коефіцієнта абсолютної проникності гірської породи газу при малих тисках:
У Міжнародній системі одиниць величини, що входять до формули проникності, мають розмірність
[L] = м; [F] = м 2; [Q] = м3/с;
При L = 1 м; F = 1 м 2; Q = 1 м3/с; р = 1 Па і = 1 Пас отримаємо значення одиниці виміру проникності k = 1 м 2 .
Таким чином, в системі (СІ) за одиницю вимірювання проникності в 1 м 2 приймається проникність такого пористого середовища, при фільтрації через зразок якої площею 1 м 2 , довжиною 1м і перепад тиску 1 Па витратарідини в'язкістю 1 Пас становить 1 м 3 /с.
Витрата рідини 1 м 3 /с, в'язкістю 1 Пас є абсолютно нереальним для будь-яких пористих середовищ. Тому одиниця проникності 1 м 2 практично не використовується. Проникність реальних пластів становить величини порядку 10 -12 -10 -15 м 2 тому використовується одиниця проникності мікрометр квадратний [мкм 2 ]
1 мкм 2 = 10 -12 м 2 = 1Д
Абсолютна проникність характеризує фільтраційну здатність пласта для "інертної" фази, що не взаємодіє зі скелетом породи за умови повного насичення порового простору цією фазою. Вона є фізичною властивістю пласта та визначається його мікробудуванням (гранулометричним складом, структурою порового простору, питомою поверхнею).
Для нафтогазопромислової практики фільтрація "інертної" фази не типова. Фази, що фільтруються в реальних пластах (нафта, вода, природний газ, конденсат, технологічні рідини) не є інертними по відношенню до скелета пласта. Вони активно взаємодіють з твердою фазою та іншими фазами пласта.
Характер взаємодії реальних фаз із скелетом залежить від наступних факторів:
- від “активності” фаз, що фільтруються по відношенню до скелета. Ця активність визначається фізико-хімічними властивостями фаз (компонентний склад, хімічний склад, щільність і т.д.);
- від властивостей мінерального скелета пласта (мінеральний склад скелета, тип та склад цементу, структура порового простору, питома поверхня фільтрації);
- Від впливу зовнішніх фізичних полів (температурного, баричного, електромагнітного та ін).
Фазова проникність може ефективно регулюватися за допомогою різноманітних технологічних прийомів.
Таким чином, фазова проникність є посвоєї суті фізико-технологічною властивістю пласта. В даний час розроблено різні способи регулювання фазової проникності при дії на пласт за рахунок використання теплових, електричних, акустичних та інших фізичних полів. Є також способи використання хімічних реагентів регулювання фазової проникності.
Значення коефіцієнтів фазової проникності залежать від значень коефіцієнтів абсолютної проникності, оскільки і та, й інша визначається структурою порового простору, але величини цих коефіцієнтів різні, оскільки фазова проникність визначається значно більшим набором параметрів, ніж абсолютна проникність. Взаємозв'язок коефіцієнтів фазової (Кф) і абсолютної (К0) проникності може бути представлена у вигляді
де F - функція взаємодії фази, що фільтрується, зі скелетом пласта, що характеризує ступінь зміни проникності для конкретної пари флюїд/порода при фіксованому характері фізичних полів.
Фізичні та фізико-хімічні взаємодії фаз, що фільтруються, зі скелетом пласта поділяються по відношенню до твердої фази на два великі типи:
1) фільтрація без зміни природної структури порового простору;
2) фільтрація з структурою пор, що змінюється.
Пряме вимірювання проникності для ізотропного середовища проводиться в лабораторних умовах на лінійних зразках керна. В експериментах моделюються пластові умови – тиск та температура. Як інертний флюїд зазвичай використовується газ і проникність визначається за формулою (3.2).
Для визначення абсолютної проникності гірських порід є різні прилади. Однак принципові схеми їх пристрою однакові - всі вони складаються з одних і тих самих основних елементів. Різниця цих установокполягає в тому, що вони можуть бути призначені для вимірювання проникності при:
- Великий тиск (моделювання пластових умов);
Тому різні вузли можуть мати різне конструктивне оформлення.