УДК 622.276.031:550.832 Влияние проницаемости коллекторов на добычу нефти на примере месторождений Западной Сибири Байчурина Ринара Раилевна Научный руководитель: преподаватель, Нигматов Л.Г. Образовательный центр ПНИПУ, г. Когалым Аннотация: Рассмотрено влияние абсолютной и фазовой проницаемости коллекторов на дебит скважин и показатели разработки нефтяных месторождений. Сопоставлены характеристи- ки Самотлорского, Восточно - Сургутского, Талаканского и Ванкорского месторождений, описа- ны причины снижения проницаемости и методы интенсификации добычи. Показана необходи- мость учитывать неоднородность коллекторов и изменение насыщенности пласта при выборе технологий разработки. Ключевые слова: проницаемость коллектора, дебит скважины, добыча нефти, фазовая проницаемость, гидравлический разрыв пласта, Западная Сибирь. ВВЕДЕНИЕ Месторождения Западной Сибири являются одним из ключевых регионов нефте- добычи в России и мире. Производительность скважин и объёмы добычи зависят от множества геологических факторов, среди которых проницаемость коллектора играет определяющую роль. Проницаемость коллектора — это способность горных пород пропускать через себя флюиды (нефть, газ, воду) при наличии перепада давления. Понимание влияния этого параметра на добычу нефти необходимо для оптимиза- ции разработки месторождений и повышения эффективности нефтедобывающих опе- раций. Характер и величина проницаемости определяют первоначальный дебит сква- жин, скорость отбора запасов и требования к технологиям разработки. На низкопро- ницаемых коллекторах применение специальных методов интенсификации (гидравли- ческий разрыв пласта, механизированная добыча) становится экономически необхо- димым, в то время как высокопроницаемые коллекторы позволяют использовать более простые способы добычи. В данной работе проводится анализ влияния проницаемости на дебит скважин и объёмы добычи на примере трёх месторождений Западной Сибири: Самотлорского, Сургутского (Восточно - Сургутского) и Талаканского. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЛИЯНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НА ДОБЫЧУ НЕФТИ Закон Дарси и его применение Основная закономерность фильтрации флюидов в пористых породах описывается законом Дарси, полученным французским инженером А. Дарси в 1856 году. Закон устанавливает связь между скоростью фильтрации и градиентом давления и выража- ется формулой: где q — объёмный дебит (м 3 /сут), k — проницаемость породы (м 2 ), - динамиче- ская вязкость флюида ( Па ·с ), P — перепад давления (Па), L — длина фильтрации (м), F — площадь сечения (м 2 ). Из формулы Дарси следует прямая пропорциональность между дебитом скважи- ны и проницаемостью коллектора. При увеличении проницаемости в 2 раза дебит так- же возрастает примерно в 2 раза (при равных условиях). Это означает, что коллекторы с высокой проницаемостью более продуктивны и обеспечивают более высокие объёмы добычи. Жидкость течет по пути наименьшего сопротивления. В высокопроницаемой сре- де воде или нефти требуется меньший перепад давления, чтобы перемещаться в объе- ме пласта. Проницаемость коллектора определяется структурой порового пространства, размером и формой пор, связностью и регулярностью поровой системы. В сформиро- вавшихся коллекторах проницаемость может варьировать в очень широких пределах — от долей миллидарси в глинистых отложениях до нескольких дарси в хорошо от- сортированных песчаниках. Фазовая проницаемость и многофазная фильтрация На продуктивность скважин оказывает влияние не только абсолютная проницае- мость, но и фазовая проницаемость, то есть проницаемость для конкретной фазы флю- ида (нефти, воды, газа) при наличии в порах других фаз. Фазовая проницаемость все- гда меньше абсолютной проницаемости в единовременный момент времени. Может ли проницаемость стать ниже и к чему это может привести? При развитии месторождения по мере увеличения доли воды в скважине фазовая проницаемость по нефти снижается, что приводит к уменьшению дебита нефти при неизменном или возрастающем дебите воды. Этот процесс называется обводеннием и представляет одну из основных причин снижения нефтепродуктивности скважин на поздних стадиях разработки. Суть процесса: По мере выработки запасов в пласте образуются пути, по кото- рым вода (как более подвижный агент) начинает прорываться к добывающим скважи- нам быстрее нефти. Фазовая проницаемость: Это способность породы пропускать через себя кон- кретный флюид (нефть, воду или газ) при их совместном присутствии. Когда воды становится больше, она вытесняет нефть из порового пространства, занимая ее место. Из - за этого эффективное сечение для фильтрации нефти резко сокращается — ее фа- зовая проницаемость стремится к нулю, а для воды — возрастает. Следствие для скважины: Общий дебит жидкости (нефть + вода) в насосе мо- жет оставаться высоким или даже расти за счет более легкой откачки водяной эмуль- сии, но объем добываемой чистой нефти неуклонно падает. ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ Самотлорское месторождение Самотлорское месторождение было открыто в 1965 году и уже к концу 1970 - х го- дов стало крупнейшим нефтяным месторождением Советского Союза. Разработка ме- сторождения началась в 1969 году, и уже к 1978 году оно достигло полумиллионной суточной добычи. В 1980 году была достигнута рекордная годовая добыча — 158,9 млн тонн нефти. Геологическое строение. Месторождение характеризуется сложным геологиче- ским строением. Геологический разрез представлен мощной толщей (до 3000 м) оса- дочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. Палео- зойский фундамент представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глини- сто - слюдистыми сланцами. Юрская система представлена трёмя отделами с чётко выраженным двучленным строением. Нижняя и средняя юра представлена неравномерным чередованием аргил- литов, алевролитов и песчаников. Тюменская свита (нижняя и средняя юра) имеет мощность 220 – 250 м и сложена преимущественно песчаниками и алевролитами. Кол- лекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны и представ- лены пластом Ю1. Меловая система представлена нижним и верхним отделами. Нижнемеловые от- ложения представлены ачимовской толщей (пласты БВ14 – 22, из них БВ19 – 22 про- мышленно нефтеносные) и вартовской свитой (пласты БВ8 – 12, БВ10 и БВ8 промыш- ленно нефтеносные). Параметры коллектора. Месторождение характеризуется значительной вариа- тивностью проницаемости по продуктивным пластам. Для пласта БВ80 проницаемость варьирует от 1,4 до 1398,68 миллидарси, при средней величине 79 мД. Пласт БВ81 - 3 имеет ещё более высокие значения проницаемости — от 0,75 до 1402,6 мД, со сред- ней 341,8 мД. Пористость коллектора в главных продуктивных горизонтах составляет 20 – 22 %. Тип коллектора - поровый. Залежи представляют собой пластовые сводовые образования, литологически экранированные, высотой 55 – 145 м, с газовой шапкой высотой до 52 м . Общая мощ- ность продуктивной толщи составляет 120 – 160 м, эффективная мощность — 40 – 100 м. Все нефтеносные пласты гидродинамически связаны между собой, образуя крупную сводовую залежь массивного типа высотой около 100 м. Пластовое давление в залежи составляет 17,0 – 21,5 МПа, температура — 62 – 77° C . Нефть нафтенометанового типа с содержанием серы 0,68 – 0,86 % и плотностью 845 – 850 кг/м 3 . Добыча. На месторождении начальные дебиты скважин достигали 47 – 1200 т/сут, что обусловило быстрый рост добычи в первые годы разработки. Всего на месторож- дении добыто более 2,8 – 2,9 млрд т нефти. История добычи: • 1981 г . : первый миллиард тонн • 1986 г . : второй миллиард тонн • 1998 г . : 20,1 млн т/год • 2003 – 2006 гг . : 25,3 – 31,0 млн т/год Восточно - Сургутское месторождение Восточно - Сургутское месторождение открыто в 1977 году и введено в разработку в 1986 году. Это месторождение обладает худшими фильтрационно - ёмкостными свой- ствами по сравнению с Самотлорским. Параметры коллектора. Проницаемость коллектора составляет в среднем 138,6 – 165,1 × 10 - 3 мкм 2 (эквивалентно примерно 138 – 165 миллидарси). Пористость коллектора находится в диапазоне 0,17 – 0,24 (17 – 24 %). Залежи приурочены к ниж- немеловым отложениям и характеризуются глубиной залегания 1800 – 2700 м. Добыча. Несмотря на менее благоприятные геологические условия, месторожде- ние активно разрабатывается. Пик добычи составил около 11,8 млн т в 1985 году. Применяются механизированные способы добычи (электроцентробежные насосы — УЭЦН) и методы повышения нефтеотдачи для поддержания необходимых объёмов добычи. Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение Талаканское нефтегазоконденсатное месторождение характеризуется наиболее изменчивой проницаемостью среди рассматриваемых объектов и наиболее благопри- ятными условиями залегания. Параметры коллектора. Значения проницаемости варьируют от 4 до 550 миллидарси в зависимости от зоны месторождения, с более высокими значени- ями в центральной части. Пористость коллекторов составляет 5,5 – 23,3 %, что свиде- тельствует о значительной неоднородности пласта. Эффективная толщина продуктив- ного коллектора изменяется от 4,8 до 32,4 метра. Глубина залегания (1000 – 1200 м) существенно меньше, чем на других месторождениях. Особенности разработки. Несмотря на существенную неоднородность коллек- тора по проницаемости, месторождение содержит значительные запасы углеводородов и активно разрабатывается с применением современных технологий. Коэффициент нефтегазонасыщенности составляет 68,2 – 94 %. Введено в эксплуатацию в ав- густ 2009 года с проектной мощностью 14 млн т/год нефти. Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение является многопластовым с 14 продуктивными горизонтами и наличием суперколлектора с высокой проницаемо- стью. Параметры коллекторов. Месторождение характеризуется различными значе- ниями проницаемости по пластам: • Дл - I - III (долганская свита): пористость 30 %, проницаемость 476 мД • Як - III - VII (яковлевская свита): пористость 27 %, проницаемость 528,5 мД • Нх - III - IV (нижнехетская свита): пористость 20 %, проницаемость 175,31 мД • Суходудинская свита: проницаемость 167 мД (прикровельная часть) • Як - II: пористость 25 %, проницаемость 83 мД Запасы и добыча. : Общие запасы месторождения составляют • Нефти: 3,8 млрд баррелей (524 млн т) • Природного газа: около 106 млрд м ❑ 3 К октябрю 2017 года накопленная добыча нефти достигла 150 млн т, что состав- ляет 32 % от начальных запасов. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Таблица 1 - Сравнительная характеристика месторождений Параметр Самотлорское Восточно - Сургутское Талаканское Ванкорское Год открытия 1965 1977 — — Пик годовой добычи (млн т/год) 158,9 (1980) 11,8 (1985) — — Проницаемость пла- ста (мД) 79 – 342 138 – 165 4 – 550 83 – 528,5 Пористость (%) 20 – 22 17 – 24 5,5 – 23,3 20 – 30 Глубина залегания (м) ~ 2100 1800 – 2700 1000 – 1200 1000 – 2700 Начальные дебиты скважин (т/сут) 47 – 1200 Средние Средние - высокие Высокие Статус разработки Поздняя ста- дия Средняя - поздняя Ранняя - средняя Третья стадия Параметр Самотлорское Восточно - Сургутское Талаканское Ванкорское Накопленная добыча (млн т) 2800 – 2900 — — 150 (к 2017 г) Таблица 1 демонстрирует корреляцию между проницаемостью коллектора и ин- тенсивностью начальной разработки месторождения. Самотлорское месторождение, которое обладает благоприятной проницаемостью в диапазоне 79 – 342 мД, смогло быстро выйти на максимальный уровень добычи в 158,9 млн т/год. Восточно - Сургутское месторождение с более низкой проницаемостью (138 – 165 мД) показало меньший пик добычи. Талаканское месторождение, несмотря на наличие зон с высо- кой проницаемостью (до 550 мД), но с более низкими средними значениями, требует применения специальных технологий для обеспечения требуемых объёмов добычи. ВЛИЯНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ НА ТЕХНИКО - ХОЗЯЙСТВЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Проницаемость коллектора оказывает многоаспектное влияние на технико - хозяйственные показатели разработки месторождений нефти. Начальная производительность скважин Проницаемость в первую очередь определяет начальный дебит скважин. На Са- мотлорском месторождении с высокой проницаемостью начальные дебиты достига- ли 1000 т/сут, что позволило быстро нарастить объёмы добычи и достичь пика уже в 1980 году (всего 11 лет разработки). На месторождениях с более низкой проницае- мостью начальные дебиты значительно ниже, что требует большего количества сква- жин для достижения аналогичных объёмов добычи. Темпы снижения производительности Проницаемость влияет на темпы снижения дебита с течением времени. В низко- проницаемых коллекторах наблюдается более высокий темп падения дебита вслед- ствие: • Кольматации припласто - забойной зоны скважины (засорение пор механиче- скими частицами) • Фильтрационного разрушения и диспергирования глинистых частиц • Асфальтено - смоляных отложений в местах с высокой скоростью фильтрации На Талаканском месторождении со значительной вариативностью проницаемости скважины, вскрывающие зоны с пониженной проницаемостью, показывают значи- тельное снижение дебита уже в первые месяцы эксплуатации. Выбор методов разработки и интенсификации Проницаемость определяет эффективность и необходимость применения различ- ных методов разработки и повышения нефтеотдачи: На высокопроницаемых коллекторах (Самотлорское, отдельные горизонты Ванкорского): • Возможно применение фонтанного способа добычи на начальных стадиях Высокая проницаемость означает, что материал имеет множество крупных, свя- занных между собой пор или каналов. Это обеспечивает минимальное гидравлическое сопротивление по трем главным причинам: Снижение площади контакта: Чем больше размер пор, тем меньше общая пло- щадь твердых стенок, о которые трется движущаяся жидкость или газ (меньше потери на трение по длине). Увеличение свободного сечения: Широкие каналы позволяют потоку проходить с большей скоростью при минимальных затратах энергии и не создают эффекта местно- го сужения. Низкая турбулентность: В пористых средах с высокой проницаемостью поток движется более плавно (ламинарно), не тратя энергию на вихреобразование и резкие изменения направления. • Естественного напора достаточно для извлечения основной доли запасов • Требуется меньше дополнительных скважин для достижения целевых объёмов На месторождениях с пониженной проницаемостью (Сургутское, отдельные горизонты других месторождений): • Широко используются механизированные способы добычи (УЭЦН, винтовые насосы, ШГН) • Необходимо применение методов повышения нефтеотдачи: нагнетание воды, газа, использование полимерных композиций • Гидравлический разрыв пласта (ГРП) становится экономически оправданным и необходимым Гидравлический разрыв пласта как метод интенсификации Гидравлический разрыв пласта ( ГРП ) — это механический метод воздействия на продуктивный пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию давления, создаваемого закачкой флюида в пласт. ГРП наиболее эффективен именно на низкопроницаемых коллекторах, где природного потенциала недостаточно для обеспечения экономически приемлемого дебита. При проведении ГРП наблюдаются следующие эффекты: • Кратное повышение дебита добывающих скважин (в среднем в 2 – 5 раз) • Снижение гидравлических сопротивлений в призабойной зоне скважины • Увеличение фильтрационной поверхности скважины благодаря образованию трещин • Увеличение конечной нефтеотдачи за счёт вовлечения в разработку слабодре- нируемых зон • Выработка пропластков низкой проницаемости, которые ранее оставались не- освоенными Наиболее высокая эффективность ГРП достигается при проектировании как эле- мента комплексной системы разработки месторождения. Альтернативные и вспомогательные методы Кроме ГРП на месторождениях применяются и другие методы повышения нефте- отдачи: 1. Тепловые методы Паротепловое воздействие: в пласт закачивают горячую воду или пар, снижая вязкость нефти в десятки раз. Внутрипластовое горение: в скважину нагнетают воздух, который поджигает часть нефти прямо в недрах. Очаг горения продвигается вперед, вытесняя нагретую нефть. 2. Химические методы Закачка полимеров и ПАВ: в воду добавляют специальные полимеры для вы- равнивания скорости потоков, а поверхностно - активные вещества (ПАВ) снижают силы, удерживающие нефть на породе. Кислотные обработки: применяются для карбонатных пород. Кислота (обычно соляная) растворяет породу, создавая новые каналы (каверны), что облегчает приток к скважине. 3. Газовые методы Закачка углекислого газа ( \ (CO_{2} \ )) или азота: газ смешивается с нефтью, растворяется в ней, увеличивая объем и снижая вязкость, что значительно облегчает её движение к добывающим скважинам. Закачка углеводородных смесей (ШФЛУ): насыщение пласта сжиженным га- зом для эффективного вымывания нефти. 4. Гидродинамические методы Циклическое заводнение: попеременное увеличение и сброс давления в нагне- тательных скважинах, что позволяет «раскачать» пласт и вытолкнуть нефть из тупико- вых зон . Форсированный отбор: временное увеличение дебита скважин для вовлечения в разработку слабопроницаемых пропластков. 5. Физические методы Волновое и акустическое воздействие : в скважину опускают генераторы, кото- рые создают упругие волны. Они разрушают капиллярные перемычки и встряхивают породу, заставляя нефть двигаться Влияние проницаемости на коллекторские свойства Проницаемость коллектора тесно связана с прочими фильтрационными характе- ристиками. На эффективность нефтеотдачи влияют: • Наличие в пласте глинистых материалов, влияющих на смачиваемость и отно- сительные проницаемости • Микронеоднородность пласта по проницаемости и пористости • Вязкость нефти (чем выше вязкость, тем больше влияние проницаемости на дебит) • Поверхностное натяжение на границе нефть - вода • Смачиваемость породы пластовыми флюидами • Содержание растворённых газов в нефти ВЫВОДЫ Проведённый анализ влияния проницаемости коллектора на добычу нефти на примере месторождений Западной Сибири позволил установить следующие законо- мерности: 1. Проницаемость коллектора является одним из определяющих факторов дебита скважины . Это подтверждается законом Дарси и практическим опытом разработки месторождений. Прямая пропорциональность между проницаемостью и дебитом оста- ётся справедливой для абсолютного большинства коллекторов. 2. Месторождения с высокой проницаемостью (Самотлорское с 79 – 342 мД) до- стигают существенно больших пиков годовой добычи по сравнению с месторождени- ями с более низкой проницаемостью (Сургутское с 138 – 165 мД). При высокой прони- цаемости скважины быстро выходят на проектные режимы работы. Как работать с месторождениями, у которых значения проницаемости имеют большой разброс? Вариативность проницаемости внутри месторождения (как на Талаканском с диапазоном 4 – 550 мД) требует дифференцированного подхода к выбору технологий разработки отдельных скважин и участков. Необходимо зонирование месторождения по фильтрационным свойствам. 3. На низкопроницаемых коллекторах необходимо применять специальные ме- тоды интенсификации, такие как: • Гидравлический разрыв пласта (обеспечивает кратное повышение дебита) • Механизированная добыча (УЭЦН, винтовые насосы) • Методы повышения нефтеотдачи (заводнение, газоаэрированное нагнетание) • Альтернативные методы (тепловые, волновые) 4. Современные технологии горизонтального и многозабойного бурения позво- ляют повысить эффективную площадь фильтрации и продуктивность скважин даже в коллекторах с ограниченной проницаемостью. Это особенно эффективно в сочетании с ГРП. 5. Управление режимом разработки (изменение депрессии на пласт, циклические операции) позволяет минимизировать негативные эффекты снижения проницаемости в призабойной зоне скважины. Можно ли минимизировать снижение проницаемости? Падение проницаемости пород часто связано с кольматацией (закупоркой пор) глинистыми частицами, буровыми растворами или асфальтосмолопарафиновыми от- ложениями (АСПО). Предотвращение (профилактика): Оптимизация параметров буровых растворов (контроль фильтрации) и применение качественных жидкостей для глушения скважин. Восстановление: Промывка скважин, применение растворителей для АСПО, кис- лотные обработки (например, закачка соляной кислоты для растворения карбонатов), а также гидроразрыв пласта (ГРП). 6. При прогнозировании производительности месторождений необходимо учи- тывать не только абсолютную, но и фазовую проницаемость коллекторов, так как её значения существенно меняются в процессе разработки из - за изменения насыщенно- сти пласта. Меняются ли значения из - за изменения насыщенности пласта? Да, фазовая проницаемость напрямую зависит от насыщенности . Эта зависи- мость описывается графиком ОФП (относительных фазовых проницаемостей) , ко- торый строится для каждого месторождения индивидуально. • По мере разработки месторождения (например, при закачке воды) водона- сыщенность пласта увеличивается, а нефтенасыщенность падает. • В результате: Фазовая проницаемость для нефти падает (вплоть до нуля, ко- гда пласт полностью обводняется), а фазовая проницаемость для воды растет 7. Детальное изучение фильтрационных свойств коллекторов при геолого - разведочных работах критически важно для обоснования технико - хозяйственных по- казателей разработки месторождений и выбора оптимальных технологических реше- ний. Результаты проведённого исследования могут быть использованы при планиро- вании разработки новых месторождений, оптимизации технологий добычи на дей- ствующих объектах Западной Сибири и аналогичных геологических структурах дру- гих нефтегазоносных регионов. Полученные выводы подчёркивают критическую роль проницаемости коллектора в определении экономической целесообразности и техни- ческой реализуемости разработки месторождений углеводородов. Какие существуют физические ограничения применимости закона Дарси в низкопроницаемых коллекторах? закон Дарси нарушается из - за преобладания микро - и наноразмерных эффектов. Главные ограничения обусловлены начальным градиентом давления (необходим стартовый перепад для сдвига флюида), эффектами скольжения газа , неньютонов- ским поведением жидкостей и влиянием пограничных слоев на стенках пор В чем разница между проницаемостью по газу и проницаемостью по жидкости (эффект Клинкенберга)? Проницаемость по газу часто оказывается выше проницаемости по жидкости из - за эффекта Клинкенберга (эффекта проскальзывания газа). Жидкости при фильтра- ции подчиняются закону Дарси (скорость у стенок пор равна нулю). Молекулы газа при низких давлениях «скользят» по стенкам каналов, увеличивая общий расход. • Природа фильтрации: Для жидкостей скорость на границе с твердой породой равна нулю из - за вязкого трения. У газа в микроскопических порах длина свободного пробега молекул соизмерима с размером пор, из - за чего возникает пристенное «про- скальзывание». [ 1 , 2 ] • Зависимость от давления: Газопроницаемость непостоянна — она увеличива- ется при снижении давления в порах. Проницаемость по жидкости от давления прак- тически не зависит. [ 1 , 2 , 3 ] • Истинная проницаемость (абсолютная): Согласно физике, истинная (абсо- лютная) проницаемость породы не должна зависеть от типа флюида. Какие геофизические исследования скважин (ГИС) позволяют оценить проницаемость в разрезе? Ядерно - магнитный каротаж (ЯМК): Точный метод оценки распределения пор по размерам, выделения свободного и связанного флюида и расчета проницаемости. Микрокаротаж и микробоковой каротаж (МК/МБК): Выявляют зоны проникно- вения бурового раствора; по глубине проникновения фильтрата судят о проницаемо- сти прослоев. Акустический каротаж (АК): Определяет пористость и упругие свойства пород для расчета проницаемости (например, по уравнениям Козени - Кармана). Метод потенциалов собственной поляризации (ПС): Применяется в терригенных разрезах для оценки глинистости, так как глина блокирует поры и снижает проницае- мость. Инклинометрия или боковой каротаж: Оценивают сопротивление пласта для вы- числения коэффициента водонасыщенности и определения емкостно - фильтрационных свойств. Чем отличаются фильтрационные свойства в трещиноватых и пористых коллекторах? • Структура пустот: • Пористые (гранулярные) коллекторы (например, пески, песчаники): состоят из отдельных зерен, между которыми есть микроскопические пространства — поры. Они равномерно распределены и хорошо сообщаются между собой. • Трещиноватые коллекторы (например, плотные известняки, граниты): ем- костное пространство представлено системой тектонических, литогенетических или термических трещин, пронизывающих плотную, почти непроницаемую породу. • Емкость и проницаемость: • В пористых коллекторах поры отвечают как за объем вмещаемого флюида (емкость), так и за его движение (проницаемость). • В трещиноватых коллекторах трещины обеспечивают высокую проницае- мость (скорость потока), но их объем (емкость) обычно мал. Вмещающая порода (мат- рица) хранит основной объем нефти или газа, но сама по себе обладает крайне низкой проницаемостью. • Характер фильтрации: • В пористых средах фильтрация происходит относительно равномерно, по за- конам Дарси. • В трещиноватых средах фильтрация носит ярко выраженный анизотропный характер: жидкость движется по путям наименьшего сопротивления (системе трещин). Часто применяется модель «двойной пористости» (Баренблатта - Желтова), где флюид из матрицы медленно перетекает в трещины, а по трещинам быстро движется к сква- жине. Как минерализация закачиваемой воды влияет на проницаемость коллектора? Минерализация закачиваемой воды определяет процессы набухания глин и ми- грацию микрочастиц в породе. Закачка пресной или слабоминерализованной воды часто приводит к снижению проницаемости коллектора из - за диспергации и блоки- рования пор глинистыми минералами, тогда как высокоминерализованные растворы поддерживают стабильность структуры Как соотносятся пористость и проницаемость в различных типах пород? Всегда ли одинаковая пористость значит одинаковую проницаемость? • Пористость — это емкость породы (объем пустот/пор), определяющая, сколько нефти, газа или воды может в ней поместиться. • Проницаемость — это динамическая способность породы пропускать эти флюиды под воздействием перепада давлений. Она зависит от того, насколько поры связаны между собой. [ 1 , 2 , 3 , 4 , 5 ] Нет, одинаковая пористость не всегда означает одинаковую проницаемост При одинаковом объеме пор (например, 20%) проницаемость образцов может различаться в десятки и сотни раз из - за следующих факторов: [ 1 ] 1. Связность пор: В одном случае поры изолированы друг от друга, в другом — образуют сплошную сеть каналов. 2. Размер поровых каналов: По законам фильтрации (например, закону Дарси), при прочих равных, широкие поровые каналы пропускают жидкость экспоненциально лучше узких. 3. Глинистость и цементация: Наличие глинистого материала сужает поровые каналы и снижает проницаемость, блокируя движение флюида. [ 1 , 2 , 3 ] В чем разница между абсолютной, эффективной и относительной проницаемостью? • Абсолютная: проницаемость породы для одного флюида или газа при 100% - ном насыщении. Это неизменная физическая характеристика самой горной породы. [ 1 , 2 , 3 , 4 ] • Эффективная (фазовая): проницаемость породы для конкретного флюида в условиях, когда в порах одновременно присутствует несколько несмешивающихся жидкостей или газов (например, нефть и вода). [ 1 , 2 ] • Относительная: безразмерная величина, которая представляет собой отноше- ние эффективной проницаемости для данного флюида к абсолютной проницаемости. Она показывает, как присутствие других жидкостей мешает движению конкретной фазы Как изменяется проницаемость пород с глубиной залегания из - за горного давления? С увеличением глубины проницаемость горных пород закономерно снижается. Это происходит из - за возрастающего горного давления, которое уплотняет породу, уменьшает объем пустот (пористость) и вызывает деформацию фильтрационных кана- лов Как глинистые материалы влияют на проницаемость? • Набухаемость: При контакте с водой (особенно пресной) глинистые минералы (например, монтмориллонит) увеличиваются в объеме, смыкая поры и блокируя дви- жение флюидов. [ 1 , 2 ] • Капиллярные силы: В частично водонасыщенных породах с глинистым цемен- том (например, в песчаниках) глины создают мощные капиллярные барьеры, препят- ствующие фильтрации углеводородов