Фильтрационные свойства пород-коллекторов

Важнейшим свойством пород-коллекторов яв­ляется их способ­ность пропускать через себя жидкости и газы при создании перепада давления (депрессии). Такое свойство горных пород называют проницаемостью k.

В процессе разработки залежей в пустотном пространстве пород-коллекторов может происходить движение только нефти, газа или воды, т.е. однофазная фильтрация. При дру­гих обстоятельствах может происходить двух- или трехфазная фильтрация – совместное перемещение нефти и газа, нефти и воды, газа и воды или смеси нефти, газа и воды.

В разных условиях фильтрации проницаемость породы-коллектора для каждой фазы будет существенно иной. По­этому для характеристики проницаемости введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Под абсолютной понимается проницае­мость, определенная при условии насыщения породы однофазным флюидом, химически инертным по отношению к ней. Для ее оценки обычно используются воздух, газ или инертная жидкость, так как физико-химические свойства пластовых жидкостей оказывают влияние на проницаемость породы. Абсолютная проницаемость зависит только от свойств самой породы.

Физический смысл проницаемости заключается в том, что онахарактеризует площадь сечения каналов пус­тотного пространства, по которым происходит движение флюидов. При оценке проницаемости используют размерность мкм² (внесистемная единица Дарси – Д) или 10^-3 мкм² (мД).

Абсолютная проницаемость продуктивных нефтегазовых коллекторов колеблется в очень широких пределах – от не­скольких тысячных до единиц мкм². Среди разрабатываемых ши­роко распространены залежи со средней проницаемостью коллекторов 0,03-1,0 мкм².

Фазовойназывается проницаемость пород для дан­ных жидкости или газа при движении в пустотном простран­стве многофазных систем. Значение ее зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз и от их физико-химических свойств. Фазовая проницаемость закономерно уменьшается по мере уменьшения объемной доли данной фазы в фильтрационном потоке.

Относительной проницаемостьюпороды называется отношение фазовой проницаемости данной фазы к абсо­лютной. Экспериментально исследован характер потоков с разным сочетанием фаз. Результаты исследований обычно представляют в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от изменяющейся в процессе разработки степени насыщенности пустотного пространства разными фазами. С ростом обводненности пластов фазовая и относительная проницаемости нефти и газа снижаются, для воды - увеличиваются.

Зависимость изменения относительных проницаемостей для нефти и воды при росте коэффициента водонасыщенности приведена на рис.5. При К_В>0,70 фазовая проницаемость по нефти для пласта Бб Шатовского месторождения становится равной нулю, после чего нефть не участвует в процессе фильтрации. Для месторождений нефти на конец их разработки, когда продуктивный пласт интенсивно промыт водой, некоторая доля остаточных запасов нефти всегда остается в пласте.

При разведке и разработке месторождений нефти и газа проницаемость продуктивных пластов определяют по результатам гидродинамических исследований скважин или по установленным на образцах керна петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости или нефтенасыщенности пород, с ростом которых для поровых коллекторов k увеличивается. Пример такой устойчивой зависимости k=f(К_П) для пласта Тл Западно-Ельниковского месторождения приведен на рис.6, где максимальная проницаемость (k>0,1 мкм²) характерна для коллекторов с высокой пористостью (К_П>0,20).