Проницаемость горных пород

Способность породы пропускать жидкость и газ называется проницаемостью. Абсолютно непроницаемых пород нет, так как любая горная порода при больших градиентах давлений может пропускать жидкость и газ. Однако в практике непроница­емыми породами называют такие породы, которые при существующих в верхней части земной коры перепадах давлений (в том числе и в горных выработках) не пропускают жидкость и газ. Такие породы

могут содержать в своих порах воду, нефть и газ, по они с трудом выделя­ются из них.

Рис. 42. Экспериментальная установка для изучения коэф­фициента фильтрации.

Проницаемость не может служить мерой действительного содержания жид­кости в породе, она только определяет способность перемещения жидкостей и газов и возможность их отдачи по­родой. В 1856 г. Дарси опубликовал результаты опытов по фильтрации воды в песке. Закон фильтрации, вы­веденный на основании этих опытов, получил название закона Дарси.

Опытами установлено, что скорость фильтрации v прямо пропор­циональна гидравлическому уклону ^г, '•-:

Коэффициент пропорциональности &_ф называется коэффици­ентом фильтрации (рис. 42). Он зависит как от свойств проходящих через породу веществ, их плотности d и вязкости (д,, так и от свойств самой породы:

Величина /с_пр, отражающая свойство породы пропускать через себя жидкость и газ, называется коэффициентом прони­цаемости.

Гидравлический уклон f ¹~ ^a j можно выразить через перепад давления

Гл. VI. Горные породы как вместилище нефти и газа

Тогда линейный закон фильтрации (закон Дарси) примет вид

Проницаемость измеряется в дарси. За дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 еж² и при перепаде давления 1 am на протяжении 1 см проходит 1 см^ъ жидкости вязкостью 1 спз. Так как величина коэффициента проницаемости горных пород, развитых в нефтегазоносных районах, в большинстве случаев меньше 1 д, то проницаемость пород обычно характеризуют в единицах миллидарси, составляющих 0,001 д. Из определения и физического смысла коэффициента проница­емости следует, что величина его не должна зависеть от природы жидкости, которая движется через образец пористой среды.

Однако на практике обычно наблюдаются изменения этого коэф­фициента в зависимости от природы фильтрующихся веществ. Эти изменения иногда превышают 100%. Не должен изменяться коэф­фициент проницаемости и во времени. Но в опытах часто наблюда­лось падение проницаемости более чем на 50% за 1 ч.

Существуют различные объяснения причин, вызывающих изме­нение проницаемости во времени и влияние на нее свойств жидкости. При фильтрации жидкостей в рыхлых коллекторах и наличии весьма мелких фракций песка возможны перегруппировка зерен породы (суффозия) и забивание поровых каналов мелкими частицами, изме­няющими проницаемость среды. Частицы, находящиеся в нефти во взвешенном состоянии, при выпадении вызывают закупорива­ние пор. В результате выделения смолистых веществ, содержащихся в сырой нефти, происходит отложение их на поверхности зерен по­роды, что приводит к уменьшению поперечного сечения поровых ка­налов. При фильтрации воды в коллекторах, содержащих глинистые частицы, последние разбухают, что вызывает уменьшение попереч­ного сечения поровых каналов. При воздействии воды на кремнезем возможно образование коллоидального кремнезема в поровых кана­лах, это также ведет к их закупориванию. При выделении из воды СО₂ значительно уменьшается растворимость СаС0₃, и последний осаждается в порах, уменьшая их эффективный диаметр.

Изменение проницаемости вследствие цементации количественно учесть довольно трудно. А. А. Ханин приводит экспериментальные данные для песчаных пород (рис. 43). Резкое падение проницаемости наблюдается в песчаных породах, в которых содержание цемента достигает 4—10%. В обломочных породах плотность упаковки частиц ведет не только к уменьшению пористости, но и к уменьшению раз­мера пор. Поэтому при увеличении плотности пород следует ожидать в общем уменьшения проницаемости. Экспериментальные данные об изменении проницаемости в зависимости от плотности пород при­ведены на рис. 44. Как видно из этого графика, наиболее резко па-

§ 2. Проницаемость горных пород

дает проницаемость песчаных пород, плотность которых превышает

2,0 г!см³. _е

Выше отмечалась обратная связь между плотностью пород и общей пористостью. Значительно сложнее связь в обломочных породах ме­жду проницаемостью п пористостью. Некоторые экспериментальные

Рис. 43. Зависимость проницаемости от содержания цемента в песчаных породах (по А. А. Ханипу). 1 — средне- и мелкозернистые песчаники доживетского возраста Пачелмы; 2 — мел­козернистые песчаники свиты Горячего Ключа Ставрополья; 3 — мелкозернистые песчаники угерской свиты Бильче-Волицы; 4 — мелкозернистые песчаники угленосной свиты Арчеды; 5 — мелкозернистые пес­чаники угленосной свиты Жирное.

Рис. 44. Зависимость проницаемости от плотности породы (по А. А. Ханину).

1 — мелкозернистые песчаники пашийского горизонта и живетского яруса девона Башки­рии и Татарии; 2 — мелкозернистые песча­ники бугурусланской (уфимской) свиты ка­занского яруса верхней перми Тарханского газового месторождения; 3— алевролит абазип-ской свиты нижнего палеогена Ахтырско-Бугундырского нефтяного месторождения! 4 — мелкозернистые песчаники майкопской свиты Краснодарского района; 5 — алевриты хадумского газоносного горизонта Ставро­полья.

данные по этой зависимости приведены на рис. 38 для менилито-вых и эоценовых отложений Долинского и Битковского месторожде­ний. Как видно из рис. 38, зависимость между пористостью и про­ницаемостью не имеет линейного характера, хотя в общем увеличе­ние пористости приводит к росту проницаемости. Проницаемость наиболее тесно связана с размером пор и их конфигурацией, в то время как общая пористость по существу не зависит от размера пор. Много раз связь между этими параметрами пытались опреде­лить теоретическим путем. При этом обычно для выражения связи

Гл. VI. Горные породы как вместилище нефти и газа

привлекалась удельная поверхность. По Ф. И. Котяхову теоретиче­ская зависимость может быть выражена следующей формулой:

или

где s_n — удельная поверхность в см²/см^в; /с_пр — проницаемость в д; k_a — коэффициент пористости в долях единицы,

А. И. Леворсен для тех же величин предложил следующую зави­симость:

Однако все же эта формула не может быть распространена на кол­лекторы всех нефтегазоносных провинций.

Изменение пористости, плотности и проницаемости пород в зна­чительной мере зависит от давления, которое эти породы испыты­вают. В земной коре порода воспринимает на себя давление, обусло­вленное весом вышележащих пород (горное давление р_г), а также давление жидкости или газа, заполняющих поры этой породы (пла­стовое давление р_Л11). Если под действием горного давления породы стремятся к сжатию, то пластовое давление препятствует этому про­цессу. Таким образом, можно говорить, что изменение плотности породы происходит под влиянием эффективного давления р_а^. Эффективное давление может быть рассчитано по формуле

где п «=* 0,085 (В. М. Добрынин, 1963). Величина этого коэффициента определена экспериментально и, очевидно, связана с упругой дефор­мацией частиц, слагающих скелет породы. Поскольку сжатие по­роды приводит к уменьшению сечения поровых каналов, оно весьма существенно влияет па изменение коэффициента проницаемости, которое может происходить в весьма широких пределах. Например, по В. М. Добрынину (1963) для некоторых песчаников при эффек­тивных давлениях, достигающих 1400 am, коэффициент проница­емости может уменьшаться более чем вдвое по сравнению со значе нием, измеренным при атмосферных условиях.

Проницаемость трещиноватых пород зависит от количества тре­щин, их протяженности и степени раскрытости. При раскрытости

§ 2. Проницаемость горных пород

трещин в породе не менее чем на 10 мк проницаемость породы может быть рассчитана по формуле Буссинека

Здесь k_пр— коэффициент проницаемости в д;

b — раскрытость трещин в мм

т — трещинная пористость в %.

Так как

где l — длина трещин в мм,

s — площадь шлифа в мм*, то

т. е. коэффициент проницаемости трещиноватых пород пропорци­онален кубу раскрытости трещин. По Е. С. Ромм проницаемость системы трещин пропорциональна проницаемости отдельной трещины и отношению раскрытия трещин к расстоянию между ними

где Кпр — коэффициент проницаемости системы трещин;

k'пр — проницаемость отдельной трещины;

b— раскрытость трещин; L — расстояние между трещинами.

Учитывая это, общую формулу проницаемости для трещинных пород можно выразить

где величины bи L даны в см.

Проницаемость пород, содержащих нефть и газ, изменяется в широких пределах, от нескольких миллидарси до нескольких дарси. Пласт можно назвать хорошо проницаемым, если коэффициент про­ницаемости составляет единицы или десятые доли дарси. Часто нефтяные и газовые пласты неоднородны по проницаемости. В боль­шинстве случаев при отсутствии секущих трещин проницаемость пластов вдоль непластования значительно больше, чем в направле­нии, перпендикулярном поверхности напластования. Лабораторные определения проницаемости пластов по имеющимся кернам харак­теризуют локальную проницаемость коллекторов тех интервалов и на тех участках, откуда эти керны взяты. Для определения средних значений коэффициента проницаемости необходимы отбор и иссле-

Vi. Горные породы как вместилище нефти и газа

дования большого количества кернов, взятых в различных (как по расположению на продуктивной площади, так и по глубине) точках пласта. В промысловых условиях проницаемость может быть рассчи­тана по электрокаротажпьш диаграммам или по результатам спе­циальных наблюдений над притоками жидкостей и газов в скважину. Существует представление о полезной емкости коллектора, кото­рая является суммарной емкостью открытых пор за вычетом объема остаточной воды. Зависимость между эффективной пористостью и проницаемостью по Л. А. Ханину для обломочных пород различ-

ного гранулометрического состава представлена на рис. 45.

Проницаемость абсолютная, мд Рис. 45. Соотношение между эффективной пористостью и проницаемостью для различ­ных по гранулометрическому составу пород-коллекторов (по А. А. Хапипу). J — алевролиты с преобладанием мелкоалевритовой фракции; 2 — алевролиты о преобладанием круп-ноалеврптовой фракции; ,1 — песчаники мелкозерни­стые; 4 — песчаники средне- и крупнозернистые.

Наиболее хорошо изу­чены породы с межзерно­вой проницаемостью, зна­чительно хуже — породы с трещинной проницаемо­стью и почти совершенно не изучена проницаемость плохо проницаемых пород, в частности глин. Для восполнения этого пробела автор с А. Г. Милешиной провел эксперименталь­ные работы по изучению фильтрации нефтей через глинистые породы. Для исследования были взяты три образца естественно влажных глин различного

минералогического состава (гидрослюдистые и монтмориллонитовые) и возраста. Фильтрация нефтей проводилась на специально скон­струированной аппаратуре в направлении, перпендикулярном к на­пластованию, при различных давлениях — от 2,5 до 200 am.

Девонские нефти Ромашкинского и Туймазинского месторожде­ний через образцы глин длиной 2,5 и 3,5 см не фильтровались. Менее вязкие кулсаринские и сураханские нефти фильтровались. По­явление первых капель фильтрата, проходящего через юрские глины, наблюдалось при перепаде давления 2,5 am в среднем через 30— 38 суток, а при перепаде 60 и 120 am через 4—6 суток. Первые капли фильтрата нефтей, проходящего через палеогеновые и нижне­меловые глины, проявлялись лишь при повышении давления до 120 am.

На рис. 46 показано отсутствие в эксперименте закономерной связи между скоростью фильтрации и давлением, изменение этих параметров не следует закону Дарси.

134
2. Проницаемость горных пород

По существу влияние давления сказывалось лишь на появлении фильтрата, а резкое снижение его привело к полному прекращению фильтрации. В. П. Савченко, изучивший аналогичные процессы, предложил называть перепад давления, при котором начинается

фильтрация, давлением про­рыва, а перепад давлений, при котором прекращается фильтра­ция, давлением пережима. Ука­занный исследователь отмечает, что значения давления пережима всегда более низкие по сравне­нию с давлением прорыва. Ана­логичные явления наблюдаются и в некоторых наших экспери­ментах. Так, в эксперименте с палеогеновыми глинами из Дылыма давление прорыва со­ставляет 120 am, а пережима 80 am; для нижнемеловых глин Дузлака оба давления равны 120 am.

Рис. 46. Фактическая и теоретическая зависимость линейной скорости от да­вления при фильтрации сураханской нефти через глину месторождений Ды- лым. о — фактическая зависимость ''линейной ско­рости фильтрации от давления; б — теорети­ческие зависимости скорости фильтрации от давления при коэффициентах проницаемости по точкам 1 и 6.

Из сказанного следует вы­вод о неприменимости закона Дарси для наблюдаемых слу­чаев проникновения нефтей через глинистые породы. Этот закон применим для движения жидкостей или газов в случае их струйной фильтрации при наличии эффективной пористо­сти. Именно для такого вида миг­рации они выводился¹. Исходя из приведенной выше зависимо-

сти между эффективной и общей пористостью, можно сказать, что при диаметре капилляров менее 0,1 мк эффективная пористость отсут­ствует, и зависимость между ней и проницаемостью теряет смысл. При малом диаметре капилляров (десятые и сотые доли микрона) струйное течение жидкостей (и, вероятно, газов) отсутствует. Следует искать другие законы, объясняющие прохождение жидкостей через породы. Проведенными экспериментами установлена возможность

¹ В подземной гидравлике теоретически и экспериментально определяются границы применимости закона Дарен. Критерием оценки служат критические значения числа Рейнолъдса (Re). Обычно исследуются верхние пределы при­менимости закона Дарси при максимальных скоростях. В описываемых слу­чаях условия экспериментов находились на границе или ниже нижнего предела значения Re_Kn.

Гл. VI. Горные породы как вместилище нефти и газа

перемещения нефти, по-видимому, в виде пленок через глинистые «непроницаемые» породы. Для получения эффекта фильтрации да­вление прорыва необязательно должно быть высоким. Тот же эффект может быть получен при меньших давлениях, но при большем вре­мени. Например, для юрских глин перепад давления 2,5 am обеспе­чивает появление фильтрата через 30—38 суток, а перепад 60 и 120 am — через 4—6 суток. Можно предположить, что в природе в случае благоприятных условий аналогичные процессы протекают при значительно меньших перепадах давлений, но в течение доста­точно длительного времени. Из сказанного следует, что проникнове­ние жидкостей через породу определяется не только законом филь­трации. При проникновении жидкости в виде пленок через плохо проницаемую породу коэффициенты проницаемости и фильтрации не применимы.