Проницаемость трещиноватых пород.
Расход жидкости Q через прямоугольную щель с раскрытием (высотой) b и шириной a можно установить из известного уравнения Буссинска:
откуда можно найти линейную скорость истечения жидкости vи, отнеся расход к площади трещины ωт = ab:
Если, как в пористой среде, расход отнести не к площади трещины, а ко всей площади фильтрующей среды ω, то согласно уравнению Дарси:
(6.18)
Между vи и vф имеет место соотношение:
vи ωт = vф ω; vф = vи ωт/ω
Отношение ωт/ω есть просветность трещинной среды в направлении фильтрации. Если трещины в породе располагаются в одном направлении, то просветность равна коэффициенту трещиноватоети в направлении фильтрации кт = ωт/ω.
При равномерной системе трещин в трех взаимно перпендикулярных направлениях просветность среды в направлении фильтрации равна ωт/ω = ⅔ кт. Для этого случая:
vи = vф/(⅔ кт)
и уравнение примет вид
(6.19)
Приравнивая левые части уравнений (6.18) и (6.19) и разрешая это равенство относительно кпр, получим.
Для равномерной системы трещин в трех взаимно перпендикулярных направлениях:
кпр = 5,6*10-2b2кт
И для двух систем взаимно перпендикулярных трещин, параллельных направлению фильтрации:
кпр = 8,3*10-2b2кт
При погружении осадочных пород на глубину происходит их уплотнение в течение геологического времени и уменьшается проницаемость. Помимо горного и пластового давлений, температуры и геологического времени на величину проницаемости влияют и другие процессы, например перенос минеральных веществ фильтрующимися пластовыми водами. Процесс изменения проницаемости очень сложен. Поэтому для каждого объекта экспериментально получают свою зависимость изменения проницаемости с глубиной. А теоретические расчеты в литературе нужно рассматривать как весьма приближенную оценку, позволяющую получить сведения о тенденциях в изменении проницаемости.
КЛАССИФИКАЦИЯ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ
В практической нефтегазовой геологии и геофизике обычно различают проницаемые породы (пласты), которые при данной величине гидропроводности пласта (кпрh/μ) обеспечивают промышленные притоки нефти, газа или воды, и непроницаемые — из которых обычными методами освоения скважин нельзя получить промышленного притока.
Существует простая система классификации пород по проницаемости (В. Н. Кобрановой), выделяют три группы: проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые.
К проницаемым (кпр>10-2 мкм2) относятся грубообломочные осадочные породы (галечники, гравий), сцементированные и отсортированные песчано-алевритовые породы, трещиноватые и кавернозно-трещинные карбонатные породы.
Коэффициент пористости пород с гранулярным типом пор велик и составляет 20—40%. В системе пор или трещин имеется небольшое число сверхкапиллярных, крупнокапиллярных и капиллярных каналов.
К полупроницаемым (10-4< кпр <10-2 мкм2) относятся менее отсортированные глинистые пески, некоторые разности алевролитов и песчаников пористостью менее 10—15%, а также микротрещиноватые карбонатные породы. Поровое пространство этих пород в значительном объеме представлено субкапиллярными каналами, заполненными связанной водой.
К практически непроницаемым (кпр <10-4 мкм2) относятся глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели, сильно сцементированные песчаники и алевролиты, плотный мел, известняки. Коэффициент общей пористости глин и меловидных известняков может достигать 50%, а аргиллитов, сланцев, мергелей ниже 6—8%. Почти вся вода в той или иной степени связана силами адсорбции и практически не может перемещаться под влиянием градиентов давления, существующих в природе.
В дополнение к перечисленным трем типам пород можно было бы добавить еще один — пород ы-э краны нефти и газа (кпр<10-6 мкм2). Породы-экраны нефти и газа обладают такой низкой проницаемостью для нефти и газа, которая обеспечивает сохранение промышленных залежей в течение геологического времени. К породам-экранам нефти и газа относятся каменная соль, ангидрит, слабопесчанистые пластичные нетрещиноватые глины, породы в мерзлых зонах. Диаметр максимальных пор в этих породах не превышает 1 мкм.
ПЛОТНОСТЬ
Плотность — это свойство вещества, определяющее его массу, содержащуюся в единице объема:
δ= m/V,
где m— масса, V — объем.
Размерность плотности в СИ кг/м3 или в дольных единицах — г/см3.
Порода объемом V может состоять из твердой фазы объемом Vтв и пор объемом Vп. В свою очередь твердая фаза может слагаться из различных породообразующих минералов, а поры могут быть заполнены пластовой водой Vв, нефтью Vн и газом Vг. Плотность такой породы в наиболее общем виде можно представить как
где δ тв, δв, δн и δг — плотность соответственно твердой фазы, воды, нефти и газа; кв, кн и кг — соответственно коэффициенты водо-, нефте- и газонасыщенности породы.
Плотность твердой фазы — средневзвешенная величина плотности составляющих ее минералов:
где δмi и Vмi — плотность и объем i-го минерала.
Как видно плотность горных пород существенно зависит от коэффициента общей пористости. Соответственно для большинства магматических и значительной части метаморфических пород с первичной пористостью от 0 до 5% величина плотности будет определяться главным образом плотностью минерального состава.