Проницаемость коллекторов, ее виды. Коэффициент проницаемости

Проницаемость пористой среды определяется ее способностью пропускать Ж. или Г. при перепаде давления. Проницаемость зависит от размеров и формы открытых пор г. п. и не зависит от свойств фильтруемых Ж. или Г. Для оценки проницаемости г. п. обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости Ж. Откуда имеем:

kпр = (QмюL(F*дельтаP), где Q - объемный расход Ж. в ед. времени м^э/с, F - площадь сечения образца, м², дельтаP - перепад давлений, создаваемых на торцах испытуемого образца, Па, L - длина образца, м, мю -абсолютная вязкость жидкости, Па-с.

Различают:

Абсолютной проницаемостью называется проницаемость пористой среды для Г. или однородной Ж. при отсутствии физико-химического взаимодействия между ними и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды Г. или Ж.

Эффективной (фазовой) п-ю называется пр-ость пористой среды для данного Г. или {Ж. при одновременном присутствии в порах другой фазы - жидкой или газообразной. Относительная пр-ость выражается отношением эффективной (фазовой) пр-ти к однофазной пр-ти образца породы, ее значение изменяется от 0 до 1.

Водо-нефте-газонасыщенность пород коллекторов. Понятие об остаточной

Воде.

Поровое пространство пород-коллекторов нефтяных и газовых месторождений, как правило, заполнено УВ частично. Часть порового пространства занимает так называемая связанная вода. Большинство нефтяных и газовых месторождений приурочено к осадочному комплексу пород, сформировавшихся в морских или полуконтинентальных условиях. До появления в этих коллекторах нефти и газа они были полностью или частично заполнены водой. Содержание остаточной воды - от первых единиц до 70 % и более.

Остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью

или газом.

Содержание нефти и газа в пласте определяют с помощью коэффициентов нефте- и газонасыщенности: kмю = V_н / V_п,

kr = Vr / V_п где Vн - объем нефти, содержащийся в порах образца, V_п - объем всех пор образца, V_г - объем газа, насыщающего поры образца породы. Коэффициент водонасыщенности, отношение объема связанной воды к объему порового пространства.

kн=1-kв

kr=1-kв.