Permeabilitatea este cel mai important parametru care caracterizează conductivitatea rezervorului, adică capacitatea straturilor de rocă să treacă pe fețele puțurilor petrol și gaze în prezența unei diferențe între presiunea rezervorului și cea de fund.
În exploatarea zăcămintelor de petrol și gaze pot fi diferite în medii poroase filtrarea lichidelor și gazelor sau amestecuri ale acestora - mișcarea comună a petrolului, apă și gaze sau apă și ulei, de petrol și gaze, sau numai gaz sau petrol. Astfel, permeabilitatea același mediu poros pentru o fază dată ca funcție de compoziția cantitativă și calitativă a fazelor în acestea vor fi diferite. Prin urmare, pentru a caracteriza formațiuni de rocă permeabilitatii concepte introduse uleioasa de fază absolută și permeabilitate relativă.
Absolutul este înțeles ca permeabilitatea unui mediu poros, care este determinat prin faptul că are o singură fază care este inertă chimic față de rocă.
Faza (eficace) se referă la permeabilitatea rocilor pentru un anumit gaz sau lichid în prezența sau mișcarea în porii sistemelor multifazice.
Permeabilitatea relativă a unui mediu poros este raportul dintre permeabilitatea efectivă a acestui mediu și faza absolută pentru o fază dată.
Pentru a evalua permeabilitatea rocilor, se folosește de obicei legea de filtrare Darcy, conform căreia rata de filtrare a unui lichid într-un mediu poros este proporțională cu gradientul de presiune și este invers proporțională cu viscozitatea dinamică:
unde v este rata de filtrare liniară;
Q - debitul volumetric al lichidului pe unitate de timp;
# 924; - vâscozitatea dinamică a lichidului;
F este zona de filtrare;
# 916; P - presiune diferențială;
L este lungimea mediei poroase.
În această ecuație, capacitatea unei pietre de a curge lichide și gaze este caracterizată de un coeficient de proporționalitate k. care se numește permeabilitate:
Unitatea de permeabilitate de 1 m 2 se adoptă o astfel de permeabilitate a mediului poros, la care proba a fost filtrată printr-o suprafață de 1 m 1 m 2 și o cădere de presiune de 1 Pa viscozitate de curgere a fluidului de 1 Pa · s este 1 3 m / s.
Sensul fizic al dimensiunii coeficientului de permeabilitate este valoarea zonei transversale a canalelor mediului de rocă poros prin care sunt filtrate fluidele.
Unitatea de permeabilitate de 1 Darcy (1D) primirea constantă a unui astfel de mediu poros, filtrarea printr-o probă din care o suprafață de 1 cm2 și o lungime de 1 cm, la o diferență de presiune de 1 kg / cm 2 Rata de curgere viscozitate de 1 cp (cP) este de 1 cm 3 / s . O valoare de 0.001 D este numită milidarcy (mD). Luând în considerare faptul că 1 kg / cm2 =
10 5 Pa, 1 cm 3 = 10 -6 m 3. 1 cm 2 = 10 -4 m 2. 1 cps = 10 -3 Pa × sec, obținem următoarea relație:
.
Articole similare
Trimiteți-le prietenilor: