1. Абсолютная, фазовая и относительная фазовая проницаемость

Под проницаемостью понимается способность горной породы пропускать через себя флюид.

Различают понятия абсолютной, фазовой и относительной фазовой проницаемости.

Абсолютная проницаемость [ k ] = м² определяет фильтрационную характеристику пористой среды и остается постоянной независимо от движения по пласту воды, нефти и газа. Абсолютная проницаемость определяется в основном в лабораторных условиях по керну (газо- или воздухопроницаемость)

Фазовой проницаемостью называется проницаемость пласта для данной фазы при движении в порах многофазных смесей (смеси нефти, воды и газа или нефти и воды) k_н, k_в, k_г.

О тношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью данной фазы:

2. Пористость. Виды пористости.

Емкостные свойства характеризуются так называемой пористостью (коэффициентом пористости). Различают общую и эффективную пористость.

Общей пористостью называется отношение суммарного объема пор к полному объему породы:

О тношение объема связанных между собой пор к объему всей породы называется открытой (эффективной) пористостью:

3. Упругие свойства пластовых флюидов и горной породы (сжимаемость, упругоемкость)

Под объемной упругостью (сжимаемостью) пористой среды или насыщающей пласт жидкости понимается способность последних изменять свой первоначальный объем под действием приложенных сил давления. Это свойство имеет большое значение, и его необходимо учитывать при гидродинамических расчетах, так как благодаря объемной упругости перераспределение давления в пласте происходит не мгновенно, а постепенно.

Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент объемной упругости пород (коэффициент сжимаемости) b_с нефтяных месторождений может меняться в широких пределах b_с » 10^-2 ¸ 10^-4, 1/МПа в зависимости от сцементированности и уплотненности скелета.

З начение коэффициента сжимаемости пород определяется лабораторными исследованиями. Также его можно оценить по корреляционной зависимости Холла-Щелкачева

В условиях залегания пластов, наиболее характерных для Западной Сибири (давление до 35 МПа, температура до 100°С), коэффициент сжимаемости в основном определяется составом смеси и в зависимости от молярной массы М_нг, рассчитывается по уравнению 2.5 или оценивается по графику.

К оэффициент сжимаемости пластовой воды b_в зависит от давления, температуры, минерализации и количества растворенного газа. В диапазоне давлений от 7 до 30 МПа и интервале температур от 20 до 100°С изменяется в пределах (3,8 ¸ 4,8) × 10 ^-4 , а при наличии растворенного газа увеличивается. Коэффициент сжимаемости пластовой воды можно рассчитать по формуле:

b_чв – сжимаемость чистой негазированной воды;

К – коэффициент Сеченова, зависящий от пластовой температуры;

С – минерализация воды, г/л;

G_чв – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, м³/м³.

Коэффициенты b_чв, К, G_чв определяются из графиков.

Термометрия и теплофизические свойства флюидов и горной породы.