ПРОСТРАНСТВА

Пористые среды содержат определенное количество воды, т.е. обладают влажностью и характеризуются влагоемкостью.

 Влагоемкость – способность породы удерживать то или иное количество влаги.

Полная влагоемкость – способность пород удерживать максимально возможный объем воды V _в на определенный объем сухой породы V _п . Установлено, что если в песке содержится до 20% воды, то она остается неподвижной, т.к. удерживается в мелких и тупиковых порах и в виде пленок. Объем удерживаемой воды может превышать объем сухой породы.

	Водонасыщенность Рис.1.3 . Относительная проницаемость песка для нефти и воды

На границе вода - порода протекают электрохимические процессы. По обе стороны создается двойной электрический слой (ДЭС) – особое распределение электрических зарядов в приграничных областях соприкасающихся фаз. ДЭС может быть ионным, адсорбционным, ориентационным. В двойном электрическом слое свойства воды отличаются от её свойств в свободном пространстве. Эта вода в два раза плотнее свободной, имеет большую вязкость, упругость, меньшую электропроводность, замерзает при температуре минус 20 ⁰С, а в монтмориллоните - при минус 193 ⁰С

Фазовая проницаемость для нефти в таком пласте, после начала увеличения водонасыщенности, быстро уменьшается. Это значит, что обводнение пласта, проникновение в него бурового фильтрата приводит к уменьшению относительной проницаемости пород для нефти и понижению дебита скважин. Фильтраты специально не обработанного бурового раствора прочно удерживаются породой, и удаление их затруднено.

Из рисунка 1.3 следует, что при водонасыщенности породы 75 % относительная проницаемость для нефти снижается до нуля. При низкой водонасыщенности до 10 %, относительная проницаемость породы для нефти составит около 0,8.

Рис.1.4. Зависимость относительных проницаемостей

для жидкости и газа от водонасыщенности.

а – песчаник; б – известняк и доломиты

Увеличение содержания жидкости в породе до 50 % от объема пор почти не влияет на фильтрацию газов. Газонасыщенность песка и песчаника более 10 %, известняка более 30 % приводит к ухудшению фильтрации жидкости и значительному снижению для нее относительной проницаемости среды. Свободный газ, выделяющийся из песка в породу, уменьшает фильтрационные свойства среды для нефти.

Трехфазный поток нефти, воды и газа возможен только при насыщении породы нефтью в пределах 23–50 %, водой -- 33–64 %, газом - 14–30 % (рис. 1.5).

Проницаемость пород зависит от размера поровых каналов. Так глины имеют высокую пористость, но непроницаемы для жидкостей и газов. Трещиноватые породы малой пористости обладают большой проницаемостью. Движение жидкостей происходит в основном по порам радиуса 5 –30 мкм.

Рис. 1.5. Распространения одно-, двух- и трехфазного потоков

Левереттом предложена для всех пород функция зависимости капиллярного давления от водонасыщенности с учетом проницаемости и пористости (рис. 1.6, 1.7):

J ( S_B ) = ( r _к   / s × cos q ) Ö k / m ,

где q -  угол смачивания, s - поверхностное натяжение, r _к  - капиллярное давление, k – проницаемость, m – пористость.

Установлено, что не всех породах выполняется функция зависимости капиллярного давления от водонасыщенности, т.е. она не является универсальной.

Распределение пор по размерам исследуется методом вдавливания ртути в пористый образец. Давление в камере, куда помещены породы, постепенно повышают, одновременно регистрируя объем вдавленной ртути. Ртуть вдавливается, преодолевая капиллярное сопротивление менисков ртути, которое зависит от размера пор. Применяется и метод центробежного удаления жидкости из породы. Породу помещают в центрифугу и изучают зависимость вытекающего объема жидкости из породы при соответствующей скорости вращения, которая обуславливает центробежную силу, создающую капиллярное давление. Устанавливается зависимость «капиллярное давление – водонасыщенность пор жидкостью». Эта зависимость используется для оценки остаточной водонасыщенности пород и изучения переходной зоны «нефть – вода», «вода – газ» (рис. 1.6 ).