Проницаемость измеряется в дарси по имени Анри Дарси, предложившего в 1856 г. уравнение для определения фильтрации
где Q - объемный расход жидкости в единицу времени; k - постоянная проницаемости; s - площадь поперечного сечения; - вязкость жидкости;
- гидравлический градиент или разница в давлении в направлении течения x.
Это уравнение дана для ламинарного течения флюидов в пористых средах, при заданном значении k скорость фильтрации через породы прямо пропорциональна перепаду давления.
При исследовании проводимости пористой среды выделяют три ви-да проницаемости: абсолютную, эффективную и относительную.
Фильтрация флюидов через пористые среды подчиняется закону Дарси, в котором сделано допущение, что в пласте один флюид, полнос-тью насыщающий пустотное пространство пород. Эту проницаемоть на-зывают абсолютной. В природе пласт - коллектор содержит в различных количествах газ, нефть, воду, при чем в зависимости от степени насыще-ния один из флюидов обладает большей способностью перемещения.
Эффективная проницаемость - это способность породы пропускать флюид в присутствии других насыщающи пласт флюидов. Эффективная газо -, водо- и нефтепроницаемость различна для разных пород и опреде-ляется экспериментальным путем. Естественно, что при наличии двух или трех насыщающих пористую среду фаз эффективная проницаемость по сравнению с абсолютной снижается, при этом изменения ее зависят от ря-да факторов и прежде всего от сложности строения порового простран-ства. Разбухание глинистых частиц, наличие адсорбционных пленок, гидрофильность или олефильность поверхностей, морфология, размеры и извилистость поровых каналов - все это оказывает влияние на эффективную проницаемость.
Отношение эффективной для данного флюида проницаемости к абсолютной проницаемости называется относительной проницаемостью. Относительная проницаемость для газа, нефти, воды колеблется от нуля при низкой насыщенности до 1 при 100 % - ном насыщении. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом и достигает максимального значения при полном насыщении.
Анализ опытнах данных изучения фильтрационных свойств свиде-тельствует о неодинаковом характере изменения проницаемости в кар-бонатных породах с различным типом пустотного пространства. Совер-шенно очевидно, что карбонатные коллекторы порового, трещинного и каверного типов отличаются как абсолютной величиной проницаемости, определенной в лабораторных условиях, так и характером изменения ее в трех изучаемых направлениях.
Карбонатным коллекторам порового типа не свойственна анизотро-пия проницаемости пористой среды, и в них не наблюдается резкого из-менения фильтрующих свойств в каком - то одном из трех направлений. Это существенное отличие фильтрационных свойств карбонатных кол-лекторов от терригенных, в которых также преобладают поровые каналы.
При наличии каверн или крупных пустот, т. е. в каверно - поровом типе коллектора, максимальными значениями проницаемости обладает направление с наибольшей интенсивностью их развития.Но даже в таких случаях мы не наблюдаем такой разницы по параллельному и перпендику-лярному направлениям, как в песначо - алевритовых породах. Поровый тип коллектора характеризуется проницаемостьюю практически одинако-вой во всех трех направлениях; трещинный тип карбонатных коллекторов, несмотря на незначительные абсолютные значения проницаемости, опре-деленные в лабораторнах условиях, отличается анизотропностью проница-емости, при этом пределы изменения достигают одного - двух порядков. Следует подчеркнуть, что фильтрационные свойства трещиноватых кар-бонатных пород в природных условиях значительно выше значений, получаемых в лаборатории, что обусловлено исследованием пород с наличием лишь микротрещин.
ГЛАВА III. Условия формирования
пустотного пространства.
1. Растворимость карбонатных пород.
Развитие и формирование порового пространства карбонатных по-род тесно связано с процессом растворения и выщелачивания. Вынос этих соединений в растворенном состоянии является причиной образования пор, каверен и пустот, а также приячиной расширения трещин.
Установлено, что растворимость кристаллиических веществ зависит от их природы , растворяющей способности растворителя и находится в тесной связи с термодинамическими условиями. Неодинаковая раство-римость частиц кристаллического вещества определяется их размером. Ряд исследователей ( Бакли, 1954; Теодорович, 1950) показали, что рас-творимость частиц гипса размером 2 мм на 20 % меньше, чем частиц 0, 3 мм, и что тонкозернистые разности кальцита значительно быстрей растворяю-тся, чем крупные кристаллы.
Исследованиями Ф. Бирха, впервые приведенными в работе Миллера ( 1959 ), было доказано, что расстворимость известняка заметно снижается, после того как его подвергают большому довлению ( табл. 19). Миллер связывает это снижение с перекристаллизацией вещества под большим давлением, которая вызывает увеличение размеров частиц. Оче-видно, этим можно объяснить почти полное отсутствие пор растворения у сильно метаморфизованных пород. На растворимость карбонатных минералов влияет и размер растворяемых частиц. Чем более они тонкодис-персны, тем более растворимы. Неодинакова растворимость различных по размеру частиц способствуетт росту более крупных зерен за счет раство-рения мелких.
Сильное растворяющее действие подземных вод, богатых углекис-лотой, отмечалось В. И. Вернадским ( 1934 ), который писал, что такая вода приобретает свойства кислоты и способна разлагать силикаты и алюмосиликаты. Поскольку проводимости пород неодинаковы, то процес-сы растворения не распространяются равномерно по всему горизонту. Вероятно, они приурочены к тем тектоническим участкам и струектурам, которые наиболее пористы и проницаемы. Возможно, что растворение связано с воздействием на породы нефтяных вод, которые, как известно, содержат большое количество углекислоты. А. И. Осипова ( 1964 ) считает, что нефтяные воды при проникновении в карбонатную породу - коллектор оказывали сильное агрессивное действие, расширяя и соединяя поры, существовавшие в известняках.
Большое значение в происходящих процессах растворения имеют нерастворимые минеральные примеся, содержащиеся в карбонатных породах. Роль этих примесей неодинакова: следует различать примеси, тормозящие процесс растворения, и наоборот, ускоряющие его. Наличие в карбонатных примеси глинистых, кремнистых или органических веществ тормозит процесс растворения. Именно поэтому в карбонатных породах с большим количеством рассеяного органического вещества незначительно развиты явления перекристаллизации ( Каледа, 1955, 1959; Гмид, 1965; Леви, 1964;Булач, 1964). Наоборот, даже небольшие количества примесей более растворимых соединений резко повышают растворимость карбонатных пород, что доказано экспирементами В. Н. Свешниковой
( 1952 ).
2. Соотношение растворимости доломита и кальция
Этот вопрос имеет очень большое значение для понимания сущнос-ти ряда геологических явлений, определяющих формирование пустотного пространства, однако представления о соотношении растворимости дан-ных сооединений противоречивы.
Большие экспериментальные исследования растворимости доломита и его смесей с другими минералами были проведены О. К. Янатьевой
( 1950, 1954, 1955, 1956, 1957, 1960 ). Полностью подтвердилось положе-ние об изменчивости соотношений расторимостей доломита и кальцита, были выявлены факторы, которые вызывают изменение этих соотноше-ний. Данные показывают, что в условиях высокого содержания СО2 рас-творимость кальцита при низких темпаратурах примерно в 1, 5 раза выше, чем доломита. С увеличением температуры эти различия исчезают, и при 550 С растворимости доломита и кальцита равны. При дальнейшеем повышении температуры растворимсоть доломита становится более высокой, чем кальцита. Таким образом, соотношение растворимости доломита и кальцита весьма непостоянно и меняется под влиянием ряда факторов, к числу которых относятся температура, давление, содержание в растворе углекислоты, сернокислого кальция.
3. Формирование порового пространства
карбонатных пород различного генезиса.
Первичная пористость включает пустоты, которые образуются во время седиментации пород, видоизменяются и возникают вновь в стадии диагенеза. Вторичная пористость включает лишь те пустоты, которые образуются и развиваются в процессе изменения сложившейся породы.
Хемогенные карбонатные породы обладают, как правило, незначи-тельной первичной пористостью. Причина низкой пористости хемогенных пород заключена в условиях их седиментации. Они образуются в условиях перенасыщенных растворов, а последующая кристаллизация происходит за счет маточных растворов, находящихся между отдельными частицами, и также приводит к уменьшению межкристаллической седиментационной пористости.
Условия формирования первичной пористости основных групп рас-творимых карбонатных пород различны и тесно связаны с их генезисом. У хемогенных известняков и первичных доломитов первичная пористость ничтожна, а структура порового пространства неблагоприятна для движе-ния растворов. Органогенные, органогенно - обломочные и обломочные породы характеризуются высокими значениями первичной и раннедиа-генетической пористости, а геометрическое строение порового пространс-тва их благоприятно для движения растворов. У диагенетических доло-митов ( Соколов, 1962 ) первичная пористость ничтожна в тех случаях, когда доломитизация протекает под воздействием пересыщенных рас-творов и процессы растворения подавляются кристаллизацией доломита. В тех разностях, где доломитизация происходит в условиях менее конце-нтрированных растворов, формируются пористые и пористо - кавернозные структуры вследствие развития процессов растворения, генетически свя-занных с метасоматозом.