К оглавлению

Фильтрационные свойства малопроницаемых горных пород

Н.С. ГУДОК

Кровля каждой нефтяной и газовой залежи, являющейся структурным, стратиграфическим или комбинированным типом подземных ловушек, представляет собой непроницаемый слой. Однако этот непроницаемый слой породы, составленный обычно из сланца, плотного известняка, глины и аргиллита, фактически обладает некоторой пористостью и проницаемостью. Величина проницаемости такой породы, как это показано в работах Михаэльса и Лина [1]. Н.М. Герсеванова [2], хотя и совершенно иного порядка, чем для песков, но вполне измеримая.

Слабая проницаемость этих пористых сред обусловлена малыми размерами поровых каналов, требующих очень большого давления для проталкивания нефти в насыщенные водой поры перекрывающей породы. Например, очень тонкая глина с диаметром зерен в 1 мк имеет капиллярное давление около 40 кГ/см² [3]. Благодаря этому нефть и удерживается под «непроницаемой» кровлей.

Тем не менее в нефтепромысловой геологии на основании преимущественно умозрительных заключений принято считать, что нефть сквозь поры диаметром меньше 0,2 мк уже не проходит [4]. Однако экспериментально это положение не обосновано. Классификация пор по размерам (обыкновенные, капиллярные и субкапиллярные), широко используемая геологами [4], носит также условный характер. До настоящего времени не ясен вопрос о том, при каких минимальных размерах капиллярных пор жидкость теряет присущие ей свойства, приобретает свойства квазитвердого тела и перестает передавать гидростатическое давление. Размер таких пор должен контролироваться радиусом действия поверхностных сил и может быть определен лишь экспериментальным путем.

Исследование фильтрации жидкости сквозь малопроницаемые пористые среды связано также с изучением условий, при которых возможно отклонение от линейного закона фильтрации.

С уменьшением радиуса пор может произойти отклонение от этого закона вследствие усиливающегося действия молекулярно-поверхностных сил. Действие этих сил еще больше возрастает, а затем становится основным в порах очень малого диаметра.

Недостаточное количество экспериментальных данных по исследованию малопроницаемых пористых сред, а также непосредственная связь этого вопроса с вопросом о размерах пор, в которых возможна еще передача гидростатического давления жидкостью, обусловили необходимость постановки эксперимента по изучению зависимости объемной скорости фильтрации неполярной и полярной жидкостей сквозь такие породы от перепада давления.

Как в отечественной, так и в зарубежной литературе почти нет работ, посвященных систематическому исследованию малопроницаемых пористых сред (с проницаемостью менее 1 миллидарси). Отсутствуют также специальные методы определения характеристик малопроницаемых пород: пористости, проницаемости и распределения пор по размерам. В этой работе для измерения пористости и проницаемости по воздуху использовались методы, применяемые обычно в практике нефтепромысловых лабораторий. Предварительно было установлено, что эти методы дают удовлетворительные результаты и для малопроницаемых пористых сред.

Так, например, была проверена применимость метода насыщения по Преображенскому для малопроницаемых пористых сред. Результаты проверки приведены в табл. 1.

Из сравнения этих данных видно, что расхождения в значениях пористости находятся в пределах ошибок опыта.

Таким образом, насыщение малопроницаемых пористых сред можно считать достаточно полным для проведения опытов по фильтрации. Поры очень малых размеров, не заполненные при насыщении образца, по-видимому, не могут участвовать в процессе фильтрации.

Проницаемость пород по воздуху определялась в атмосферных условиях обычным методом с применением газового реометра (Аппарат для измерения проницаемости по воздуху допускал измерения перепадов давления на образце не выше 600 мм рт. ст.). Повторные определения проницаемости совпадали.

Изучение фильтрационных свойств малопроницаемых пористых сред при фильтрации углеводородных жидкостей производилось на установке по исследованию проницаемости кернов УИПК-1 [5], позволяющей задавать постоянный расход жидкости или газа (Работа была проведена в Институте нефти АН СССР под руководством проф. М. М. Кусакова.). Были взяты образцы горных пород, характеристика которых приведена в табл. 2.

В качестве неполярной жидкости применялся очищенный керосин (σ = 46,7 эрг/см²), а в качестве полярной - тот же керосин с добавлением туймазинской нефти.

Опыты по фильтрации проводились при постоянных давлениях: горном - 400 ат и пластовом - 100 ат. Задание широкого диапазона объемных скоростей фильтрации лимитировалось, с одной стороны, большими перепадами давления (свыше 300 ат), устанавливающимися на малопроницаемом образце породы, на которые не была рассчитана УИПК-1, а с другой стороны, невозможностью задания таких минимальных скоростей фильтрации, которые обусловливают нижний предел применимости закона Дарси.

В изученном диапазоне объемных скоростей фильтрации (от 1*10^-3 до 50*10^-3 см³/сек) неполярных и полярных жидкостей сквозь указанные выше малопроницаемые породы отклонений от линейного закона фильтрации ни в одном случае не было обнаружено. Результаты исследования фильтрации сквозь три таких образца приведены на рис. 1, 2, 3 в виде зависимости объемной скорости фильтрации Q от перепада давления ΔР.

Как видно из приведенных рисунков, график зависимости объемной скорости фильтрации от перепада давления в исследованном диапазоне скоростей выражается прямой линией в соответствии с законом Дарси. Небольшие добавки туймазинской нефти, используемой в качестве поверхностно-активной примеси, лишь уменьшают проницаемость пористой среды вследствие образования на стенках поровых каналов адсорбционно-коллоидизированных слоев, сужающих эффективное сечение капиллярных пор.

Установить зависимость объемной скорости фильтрации жидкости от перепада давления для образцов 149, 190 и 99 не удалось, так как по мере увеличения скорости фильтрации создавались большие перепады давления (свыше 300 ат). Однако проницаемость этих образцов по керосину была измерена для самой малой скорости фильтрации (1*10^-3 см³/сек) при перепаде давления около 280 ат и оказалась равной 0,004 миллидарси.

Средний радиус пор можно приближенно оценить по данным проницаемости и пористости этих пород, исходя из допущения о цилиндричности поровых каналов. Эффективный радиус капиллярной поры может быть вычислен из соотношения

где К - проницаемость, m - пористость и А - числовой коэффициент, зависящий от выбора единиц. Определенная таким образом величина r_ср представляет собой радиус эквивалентной поры такой пористой среды, которая составлена из системы цилиндрических капилляров одинакового размера. Средний радиус пор, рассчитанный по этой формуле и приведенный в табл. 2, приблизительно равен 0,02 мк.

Более того, как видно из табл. 2 и приведенных графиков, течение жидкости в порах радиусом порядка 0,2 мк еще подчиняется линейному закону фильтрации.

Выводы

1. Произведена сравнительная проверка применимости общепринятых методов определения характеристик малопроницаемых пористых сред, в частности, метода насыщения по И.А. Преображенскому.

2. Экспериментально установлено, что фильтрация неполярной и полярной углеводородной жидкостей сквозь капиллярные поры радиусом порядка r_сp = 0,2 мк происходит еще по закону Дарси.

3. Показано, что в порах с радиусом порядка r_ср = 0,02 мк еще осуществляется гидростатическая передача давления жидкостью. Общепринятое положение о том, что капиллярные поры с радиусом меньшим 0,1 мк непроницаемы для нефти, вряд ли можно считать верным.

ЛИТЕРАТУРА

1. Michaels A. and Lin С. Ind. Eng. Chem. 46, 1239, 1954.

2. Герсеванов H.М. Теоретические основы механики грунтов и их практические применения. Стройиздат, 1948.

3. Леворсен А.И. Геология нефти. Гостоптехиздат, 1958.

4. Губкин Н.М. Учение о нефти. ОНТИ, 1932.

5. Коненков К.С., Кошевник А.Ю., Гудок Н.С., Прокофьева Е.А. ННТ, Нефтепромысловое дело, 1, 19, 1958.

УфНИИ

Таблица 1 Пористость образцов при разных способах насыщения

№ образца	Проницаемость (по воздуху) Кв, миллидарси	Пористость га, %
		при насыщении с одной стороны	при вакуумной пропитке	по методу Преображенского	при повторном насыщении
99	0,3	10,1	11,0	11,0	10,9
186	0,6	2,7	2,7	2,8	2,8
189	0,1	9,5	10,0	9,0	10,0

Таблица 2 Характеристика исследованных образцов

№ образца	Месторождение	Глубина отбора, м	Пористость m, %	Проницаемость (по воздуху) Кв, миллидарси	Проницаемость (по керосину) Кк, миллидарси	Средний радиус пор rср, мк
149	Стаханово	1339-1343	12,3	Непроницаемы	0,004	0,015
190	Уржумка	1668-1675	8,4	То же	0,004	0,017
99	Чекмагуш	1784-1790	11,0	»	0,004	0,016
478	Байкибаш	1924-1929	11,9	0,96	0,171	0,105
60	Серафимовка	1281-1285	11,3	1,56	0,330	0,160
101	Чекмагуш	1784-1790	13,6	1,2	0,192	0,110

Среди исследованных образцов горных пород были предварительно проэкстрагированные и высушенные алевролиты, плотные известняки и мелкозернистые песчаники. Образцы (глины и аргиллиты), содержащие в естественном состоянии природную влажность, не исследовались.

Рис. 1. Неполярная жидкость (Байкибаш, глубина отбора 1924-1929 м, пористость m = 11,9%, проницаемость К_в = 0,96 миллидарси).

- прямое и- обратное направления.

Рис. 2. Неполярная и полярная жидкости (Серафимовка, глубина отбора 1281-1285 м, пористость m = 11,3%, проницаемость К_в = 1,56 миллидарси).

Рис. 3. Неполярная и полярная жидкости (Чекмагуш, глубина отбора 1784-1790 м, пористость m= 13,6% проницаемость К_в = 1,2 миллидарси).