У міжнародній системі одиниць (СІ) величини, що входять в формулу для k (1.7), мають розмірності:
[Q] = м 3 / с, [m] = Па * с, [DL] = м,
При Q = 1 м 3 / с, m = 1 Па * с, DL = 1 м, D Р = 1 Па, F = 1 м 2 отримуємо k = 1 м 2.
Таким чином, в Міжнародній системі одиниць (СІ) за одиницю проникності 1 м 2. Приймається проникність такої пористого середовища, при фільтрації через зразок якої поперечної площею 1 м 2. довжиною 1 м і перепаді тиску 1 Па, витрата рідини в'язкістю 1 Па * с становить 1 м 3 / с. Фізичний сенс розмірності k (площа) відображає те, що k характеризує площу снченія каналів пористого середовища, за якими відбувається фільтрація.
Фазова і відносна проникності гірських порід.
У природі пори колектора можуть одночасно містити нафту, газ, воду або дві фази з них. Для характеристики цього стану вводять поняття нафто-, газо- і водонасиченому колектора, що визначаються як відношення обсягу відповідної фази до обсягу всіх пір в породі:
Практичні дослідження показують, що:
1. при фільтрації сумішей флюїдів проникність породи для однієї будь - якої фази менше абсолютної проникності породи;
2. фазова і відносна проникності для різних фаз залежать від нафто-, газо- і водонасиченому порового простору породи (основний фактор), фізичних і фізико-хімічних властивостей рідин і пористих середовищ, градієнтів тиску.
Характер багатофазних потоків (з 2-х або 3-х фаз) в пористих середовищах вивчений експериментально. Будують графіки залежностей відносної проникності від насиченості порового простору різними фазами.
де kН і kВ - фазові проникності для нафти і води, k - абсолютна проникність колектора.
Як видно з рис.4, якщо незцементовані пісок містить 20% води, відносна проникність води залишається нульовою (крива kВ 1).
Це пояснюється тим, що при малій водонасиченому вода утримується в дрібних і тупикових порах у вигляді нерухомих плівок і т.д. Але, в деякій частині пір вода все - таки є і тому фазова проникність по нафті різко зменшується зі збільшенням водонасиченому. Якщо в порах міститься 30% води, відносна проникність нафти знижується в 2 рази. Звідси випливає практичний висновок про необхідність заходів для запобігання нафтових пластів і вибоїв свердловин від передчасного обводнення (спец. Рецептури бурових розчинів).
З рис.4 також випливає, що при водонасиченому піску 80% відносна проникність для нафти дорівнює нулю, тобто залишкова нефтенасищенность незцементованих пісків (за рахунок капілярних і молекулярних сил) становить не менше 20% (в пісковиках ще більше).
Інші фактори, що впливають на величину відносної проникності:
I. фізико-хімічні властивості рідин
1. поверхневий натяг на межі поділу рідин (при зменшенні поверхневого натягу на межі нафта - вода знижується капілярний тиск і збільшується рухливість нафти і води - рис.4)
2. Лужні води (в порівнянні з хлоркальциевого) зменшують поверхневий натяг на поверхні нафту-вода, а також сприяє кращому відділенню плівок нафти від породи;
3. малопроникні породи менше віддають нафту, тому що рухливість нафти і води в них невисока, в результаті лінії проникності розташовуються, як правило, нижче, ніж відповідні криві у колекторів з меншою проникністю.
Властивості проницаемостей порід:
1. Сума ефективних проницаемостей фаз (фазових проникностей) зазвичай менше абсолютної проникності породи;
2. відносна проникність змінюється від 0 до 1;
3. на відносну проникність порід впливають градієнт тиску, поверхневий натяг на межі розділу середовищ, змочують властивості рідин.
В результаті при моделюванні процесів фільтрації рідин і газів необхідно створити такі умови подібності:
1. пористості - m;
2. кутів змочування - q;
3. безрозмірного комплексу:
або еквівалентну співвідношення:
де s - поверхневий натяг нафти на кордоні з водою, k - проникність, ½grad P½- модуль градієнта тиску, V - сумарна швидкість фільтрації обох фаз.
II. Геометрія порового простору, розподіл пор за розмірами, властивостями і будовою поверхні твердої фази.
З огляду на це для практичних розрахунків необхідно використовувати залежність відносних проникності, отримані дослідним шляхом на представлених зразках керна пластів.
Як видно з рис.5 (а, б, в):
1.
2. При змісті рідини в пісках і вапняках до 30%, а в пісковиках до 60% відносна проникність для рідини дорівнює нулю (k'Ж = 0), а відносна проникність газу для пісків і вапняків дорівнює 0.6 (k'Г = 0.6) ; а для пісковика - k'Г = 0.3 (це означає, що рідина зі збільшенням її змісту на початку майже не впливає на фільтрацію газу)
3. При вмісті рідини в породі до 30 - 60% від обсягу пір з пласта можна добувати чистий газ;
4. При газонасищенности [Sг = 100% -SВ (%)] піску і пісковика до 10 - 15%, а вапняку до 25 - 30% газ залишається нерухомим (k'Г ≈0); проте в цьому випадку різко зменшується відносна проникність рідини (k'Ж = 0.22 для вапняків, а для пісків - k'Ж = 0.7, для пісковиків - k'Ж = 0.6). Це вказує на негативний вплив вільного газу на фільтрацію нафти і води.
5. Зіставлення кривих k'Г і k'Ж для різних типів порід - пісків (а), пісковиків (б), вапняків (в) показують ідентичність їх виду, вони відрізняються лише зсувом по осі S. Особливо велике зрушення для пісковиків, т .к.в них багато заповнених водою тонких пір, через які газ не фільтрується (з цієї ж причини вода через пісковики починає фільтруватися лише при високому її утриманні (близько 50 - 55%).
1. для промислових розрахунків найкраще використовувати криві k ', побудовані для розглянутого родовища;
2. при наближених розрахунках застосовують наведені вище криві k 'для різних типів порід (і вважають, що криві k'одного типу порід різної абсолютної проникності однакові) в цьому полягає сенс ведення поняття «відносна проникність».