25 Условие устойчивой зависимости между пористостью и проницаемостью.

В идеальном случае проницаемость должна зависеть только от геометрических характеристик пористой среды. Наличие пустот в горной породе определяет ее пористость. Первичные поры возникают при образовании горной породы, вторичные поры возникают в результате механического, химического, тектонического, теплового и т.д. воздействия на породу.

По величине поровых каналов породы подразделяют: сверхка-пиллярные – размер каналов больше 0,5 мм, капиллярные – 0,5 – 0,0002 мм (0,2 мкм), субкапиллярные – меньше 0,2 мкм. Чем меньше поровые каналы, тем большее оказывается сопротивление движению нефти, воде, газу. При субкапиллярных каналах даже при высокой пористости порода будет непроницаема для жидкости и газа (глина). Поровый состав несцементированных обломочных пород в основном зависит от гранулометрического состава.

Полная пористость включает объем всех пор (пустот) в породе, как сообщающихся между собой, так и изолированных.

Открытая пористость включает объем только связанных между собой пор. Разность между полной и открытой пористостью дает величину закрытой пористости.

Эффективная (динамическая) пористость включает объем только тех пор, по которым происходит движение флюида, без застойных зон при определенном градиенте давления. Динамическая пористость характеризует не только породу, но и физико-химические свойства насыщающих её углеводородов и воды.

Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеально пористой среды оценивается из соотношения уравнений Пуазейля и Дарси. В этом случае пористая среда представляется в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной L, равной длине пористой среды.

Взаимосвязь между пористостью проницаемостью и радиусом порового канала. Справедливо только для идеальной пористой среды (например, кварцевый песок).

Для реальных условий используется эмпирическое уравнение Ф.И. Котякова:

,

где R – радиус пор;

 – структурный коэффициент, описывающий извилистость порового пространства.

Для оценки взаимосвязи коэффициента проницаемости от радиуса порового канала (при фильтрации жидкости только через каналы, капилляры) используются соотношения уравнений Пуазейля и Дарси.

Оценка взаимосвязи коэффициента проницаемости от высоты поровой трещины (для фильтрации жидкости только через трещиноватые поры) оценивается из соотношений уравнений Букингема и Дарси.

Прямой связи м/ду порист и прониц не сущ-ет, поскольку на эту связь влияет 3 параметр (радиус поровых каналов). Впервые зависимость м/ду этими 3 параметрами для ид среды, частицы которой не взамод друг с другом, установл Ур Пуазейля и Дарси .

26. Вытеснение нефти внутрипластовым горением

Этот метод воздействия на нефтяной пласт назвали «подземной газификацией нефти».

Механизм внутрипластового горения:

• в пласт нагнетают окислитель (обычно воздух), которым частично вытесняется нефть, однако окислитель перемещается быстрее нефти и вскоре достигает эксплуатационных скважин; (Таким образом, происходит соединение (сбойка) нагнетательных и эксплуатационных скважин.)

• с закачкой окислителя подогревают пласт вблизи забоя нагнетательной скважины, при этом интенсивность реакции окисления нефти возрастает; (при помощи электронагревателей, горелок, химическими методами и др.).

• из нефти происходит выделение лёгких фракций и перенос их внутрь пласта в направлении движения окислителя;

• вблизи скважины остаётся коксоподобный остаток нефти (кокс), начинается бурное окисление кокса, то есть его горение, которое постепенно перемещается внутрь пласта. (Температура в скважине в результате подогрева и усиления реакции окисления нефти возрастает настолько, что начинается бурное окисление кокса, т. е. его горение.)

Из-за теплопроводности и конвекции зона повышенной температуры перемещается внутрь пласта. После выгорания кокса вблизи скважины начинается его горение в более удаленной зоне. Таким образом, зона горения постепенно перемещается в глубь пласта

Виды внутрипластового горения:

• прямоточное горение – зона (фронт) горения движется от нагнетательных скважин к эксплуатационным скважинам;

• противоточное горение – зона (фронт) горения движется от эксплуатационных скважин к нагнетательным скважинам навстречу потоку окислителя;

  • «сухое» горение – в качестве нагнетаемого агента используется газообразный окислитель;

  • «влажное» горение – в качестве нагнетаемого агента используются

  • окислитель и вода.