1-20_fizplast

Раздел 1. Физика нефтяного пласта
Раздел 1. Физика нефтяного пласта ......................................................................................................................................................................	1

1.Физические свойства нефтегазовых пластов; коэффициенты, характеризующие эти

свойства, области их использования и способы измерения. ............................................	2
2. Нефтегазовый пласт как многофазная многокомпонентная система..........................	4

3.Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности их строения.6

4.Основные физические свойства нефтегазовых пластов и пластовых флюидов,

используемые при проектировании и контроле за разработкой..........................................	7
5. Естественная и искусственная трещинность, способы описания. ..............................	10

6.Деформация нефтегазового пласта; физическая сущность; коэффициенты и способы их

определения.............................................................................................................................

12

7.Физика процессов вытеснения нефти и газа водой, обобщенный закон Дарси.

Функции	относительных	фазовых	проницаемостей, характеристика и способы
определения.	............................................................................................................................		16
Qж1 ................................................................................................................................................			Ошибка! Закладка не определена.

8.Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры,

характеризующие свойства пласта; тепловые поля. ...........................................................

20

9.Физическая сущность явления смачиваемости нефтегазовых пластов; виды

смачиваемости; параметры, характеризующие		смачиваемость пласта. ..................	22
10.	Фазовые превращения углеводородных систем в, нефтегазовых пластах; влияние
термобарических условий пласта на фазовое		состояние углеводородных систем.
	24
11.	Реология ньютоновских и неныотоновских нефтей; физические причины аномальных
явлений; фильтрация аномальных нефтей. ..........................................................................			26
12.	Давление насыщения нефти газом; способы определения; физические особенности
фильтрации газированной жидкости. ..................................................................................			28
13.	Реальные и идеальные газы; законы их поведения; коэффициент
сверхсжимаемости. .................................................................................................................			29

14. Физическая сущность явлений адсорбции в нефтегазовых пластах; удельная

поверхность и минералогический состав пласта; изотермы сорбции. .......................		31
15.	Виды остаточной нефти в заводненных пластах; механизмы капиллярного защемления
тяжелых углеводородов. ........................................................................................................		33
16.	Физические принципы повышения нефтеотдачи пластов; основные свойства
пласта и пластовых жидкостей, используемые при повышении нефтеотдачи пласта...		35
17.	Неоднородность нефтегазовых пластов; структурно-литологическая и фазовая
неоднородность пласта. .........................................................................................................		36
18.	Волновые процессы в нефтегазовых пластах; параметры, влияющие на
эффективность передачи волновой энергии. .......................................................................		38
19.	Техногенные изменения нефтегазовых пластов при разработке; свойства пласта и
пластовых жидкостей, меняющиеся в процессе разработки. .............................................		41
20.	Поверхностно-молекулярные свойства системы нефть-газ-вода-порода; капиллярное
давление. ..................................................................................................................................		42

1

1.Физические свойства нефтегазовых пластов; коэффициенты, характеризующие эти свойства, области их использования и способы измерения.

Физическое свойство – способность взаимодействовать с искусственными и природными физическими полями.

Конкретной числовой характеристикой является мера взаимодействия пласта с полями. Действующими полями являются: гравитационное, барическое, электромагнитное,

радиационное и др.

Под действием полей пласт приобретает свойство саморегуляции.

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пластов характеризуются следующими основными показателями:

1.гранулометрическим (механич.) составом пород - массовое содержание (количество)

впороде частиц определённой крупности (размера). Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа. Распределение частиц по размерам описывается с помощью кривой распределения частиц.

Определяется суммарная масса М; строится интегральная кривая;

Неоднородность размеров частиц характеризуется величиной отношения d60/d10. Где d60

– диаметр частиц, при котором сумма масс фракции от 0 до 60%, а d10 – диаметр частиц, при котором сумма фракции рассматривается от 0 до 10 %.

2. пористостью - способность содержать пустоты. Выделяются следующие виды пористости:

Первичные/гранулярные поры, образуется в результате осадкообразования и формирования породы. Вторичные/трещиноватые поры, не присущие процессу образования пласта. Что касается вторичных пор, то они связаны с деформацией, выщелачиванием и другими седиментационными процессами. Они, в свою очередь, подразделяются на: щелевидные, каверновые

Поры можно охарактеризовать такими параметрами, как: эффективный диаметр, степень раскрытости трещин.

В зависимости от размеров пор имеются определённые классификации пор по способности их фильтровать:

сверхкапиллярные - наиболее крупные поры; dэф>10-4 м. Для этих пор характерно подчинённое отношение между флюидом и породой. Такие поры характерны для высокопористых, высокопроницаемых пород.

Капиллярные – dэф=10-7-10-4 м. Взаимодействие между флюидом и породой в таких порах существенно. Большую роль играют капиллярные силы, которые препятствуют фильтрации жидкости и газа.

Субкапиллярные – dэф= 2 10-9-10-7 м. Размер подобных пор настолько мал, что молекулярные силы, действующие на поверхности пор, имеют существенное влияние. Если градиент давления мал – фильтрации не будет происходить.

Микропоры - dэф 2 10-9 м. В этих порах вообще ничего не движется. Пора забита слоем, созданным молекулярными силами.

Сверхкапиллярные поры типичны для песчаников, обломочных и крупнозернистых пород, доломитов.

Капиллярные – для сцементированных песчаников.

Субкапиллярные соответствуют глинам, мелкокристаллическим, меловидным породам. Трещинноватость характерна для хрупких горных пород.

2

Коэффициент, характеризующий запасы, называется коэффициентом общей пористости.

(vгр+vтрещ+vкав)/vобщ=kп=kп.гр+kп.тр+kп.кав

Как правило объём гранулярных пор всегда существенно выше объёма трещинных и кавернозных. Доля любых пор на единице объёма называется коэффициентом общей пористости.

Интерес представляют только сообщающиеся поры. Если нефть находится в изолированных порах, то она не извлекается. Поэтому для определения запасов извлекаемой нефти, т.е. для сообщающихся пор применяют коэффициент открытой пористости: kо.п.=vотк.пор/vобщ

Вводят и такой параметр, как коэффициент нефтегазонасыщения, как объём пор, содержащих нефть и газ к общему объёму пор: kн.г.=vн.г./vпор. В соответствии с этим выделяется такое понятие как эффективная пористость:kэф.=kо.п. kн.г. Т.е. это доля пор, занятых нефтью и газом, отнесённая к общему объёму пласта.

Вкачестве меры, характеризующей полезную ёмкость пласта используется

коэффициент динамической пористости: kдинам.п.=kо.п. (kн – kо.н.н.), где kн – коэффициент нефтенасыщения kо.н.н. – коэффициент остаточного нефтенасыщения.

3. проницаемостью - способность движения жидкости в пористой среде. Коэффициент проницаемости – физическое свойство нефтегазового пласта.

Коэффициенты по газу и нефти различны. И поэтому, чтобы иметь некоторую общность ввели несколько коэффициентов:

Коэффициент абсолютной проницаемости (иначе коэффициент физической проницаемости пласта) – это проницаемость пористой среды, которая определена из закона Дарси, при условии, что фильтрующийся флюид не взаимодействует со скелетом породы. На практике в качестве такого инертного флюида используют газ, например, азот, и проницаемость по газу является физической проницаемостью пласта.

Фазовая проницаемость – проницаемость пласта при фильтрации флюида (фазы), который не инертен по отношению к скелету (вода, керосин и др.). kпр.а. kпр.ф.

Из закона Дарси:	v=Q/F, т.е.	kпр=Q L/( р F),
где F - площадь.	[kпр]=[(м3/с) (Па с) м/((Па) (м2))]=[м2]

Проницаемость – площадь всех отверстий, через которые проходят флюиды. Относительная фазовая проницаемость. Характеризует фильтрационную способность

пласта в присутствии другой фазы. fн=kн/kа

fв=kв/kа

Фазовая проницаемость – проницаемость такой фиктивной среды, которая состоит из доли пор, насыщенной данной фазы, и при этом влияние другой фазы пор не ощущается.

Пористость фиктивной пористой среды записывается следующим образом: kпф=kп kн.н. kвф=kп (1 – kн.н.)

Они зависят от степени нефтенасыщенности: kн.н.=1 – kв(Sв)

4.удельной поверхностью - понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы. С увеличением дисперсности удельная поверхность породы возрастает.

Оценивают удельную поверхность по эмпирическим соотношениям, по величинам пористости (m) и проницаемости (kпр), например, по формуле Козени: Кармана Sуд. = 7·105

(m·√m) / (√kпр.).

5.капиллярными свойствами

6.механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатием и др.)

3

2. Нефтегазовый пласт как многофазная многокомпонентная система.

Нефтегазовый пласт: это система которая состоит из ряда геологических тел, объединенных в единый эксплуатационный объект, содержащий различные фазы и находящийся под воздействием геологической среды.

Коллектора нефти и газа представляют из себя многофазную, многокомпонентную систему, являются гетерогенной, неоднородной системой, характеризующейся следующими видами неоднородности: фазовая, компонентная или минеральная, неоднородность химического состава, а также структурно-текстурная неоднородность.

Уровни неоднородности.
Уровни атомов и ионов		0.5 10-4¼2 10-4 мкм
	Уровень молекул	10-4¼10-3 мкм
	Моно- и полимолекулярные слои	10-4¼10-1 мкм
Поры, заполненные жидкостью или газом		10-4¼103 мкм
	Зёрна скелета	10-3¼105 мкм
	Полости выщелачивания/каверны	102¼107	мкм
	Прослои, линзы, включения	103¼107	мкм

Широкий спектр неоднородности пласта приводит к большой сложности описания. В зависимости от способа определения имеются различные материалы.

Различают три основных вида пород, которые могут быть коллекторами, т.е. проводящими и флюидосодержащими, и неколлекторами:

Терригенные породы – это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или обломками материнских пород (обломки + глины).

Пирокластические – осадочные, обломочные породы, на 50 и более % состоящие из продуктов вулканического извержения. Могут быть коллекторами.

Непроницаемые породы – тонкие слои, имеющие подчинённое значение. Пласты делятся на микропористые и макропористые. Пласты – неколлекторы содержат

субкапилляры и микропоры.

По степени проницаемости коллекторы можно разделить на: низкопроницаемые 0 – 0.1Д, среднепроницаемые 0.1 – 0.5 Д, высокопрницаемые 0.5 Д и выше.

Из определения пласта мы обозначили пласт как гетерогенную систему.

Гетерогенная система – система, состоящая из отдельных систем, разграниченных поверхностями раздела, причём при переходе через эти поверхности хотя бы одно из свойств изменяется скачкообразно.

Виды гетерогенности.

1.Строения пласта (состоит из разных минералов).

2.Находящиеся внутри нефть и газ – т.н. фазы.

Тв.ф.+ж.ф.+г.ф.=пласт Гомогенная система – однородная система, в которой свойства меняются плавно или

совсем не изменяются.

Фазой называется гомогенная часть гетерогенной системы, которая ограничена поверхностью раздела.

3. Внутри каждой фазы можно выделить компоненты.

Компоненты – индивидуальные вещества, состоящие из одинаковых молекул и наименьшее число этих молекул необходимо и достаточно для образования всех фаз этой системы.

Многокомпонентная система состоит из одного и более индивидуальных веществ.

4

Фазовый состав: твердая, жидкая, газообразная, иногда гидратная.

Каждая фаза - многокомпонентная система. В пласте могут происходить фазовые превращения (при воздействии на пласт). Свойства зависят от состава и взаимного влияния фаз. Влияние фаз является ключевым моментом в исследовании пласта. Пласт рассматривается с точки зрения свойств отдельных фаз.

Свойства твердой фазы определяются свойствами скелета. Они зависят от свойств зерен и упаковки зерен. Свойства твердой фазы характеризуют неколлекторские свойства.

Компонентный состав: разные минералы – твердая фаза. Жидкая может быть нефть, вода, конденсат. Газообразная – разные компоненты (пропан, бутан и т.д.).

Структурно-текстурное строение: фазовая неоднородность обусловлена тем, что на границах раздела фаз интенсифицируется действие микросил.

Текстурная неоднородность:

-Возникают капиллярные явления одним из важнейших характеристик неоднородности явл. гранулометрическая характеристика пласта.

Горная порода – природный агрегат минералов неоднородного состава.

При описании нефтяного и газового пласта такого объяснения недостаточно.

Нефтяной пласт – гетерогенная, многокомпонентная, многофазная термодинамическая система.

Термодинамическая система – совокупность макроскопических материальных тел и полей, способных взаимодействовать между собой. Термодинамичекие системы: открытая (может обмениваться энергией и массой с другими системами), закрытая (масса постоянная) и изолированная (в лаборатории определяются свойства в изолированной системе).

Взаимодействия бывают следующих видов:

Механическое взаимодействие.

Тепловое взаимодействие (закачка воды, закачка пара, электропрогрев призабойной зоны).

Взаимодействие массообменом (закачка воды для вытеснения флюида). Благодаря термодинамическому подходу сформировалась синергетика. Синергетика – физика процессов самоорганизации систем.

Коллектор – место накопления нефти и газа, проницаемая порода, пласт, способный

пропускать через себя нефть и газ, т.е. такая горная порода, которая обладает свойством пористости и проницаемости. Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяного и газового пластов характеризуются следующими основными показателями:

гранулометрическим (механическим) составом пород;

пористостью;

проницаемотью;

капиллярными свойствами;

удельной поверхностью;

механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатию и другим видам деформаций);

Насыщенностью пород водой, нефтью и газом.

Эти свойства пород находятся в тесной зависимости от химического состава, структурных и текстурных их особенностей. Структура породы определяется преимущественно размером и формой зерен. По размерам зерен различают структуры: псефитовую(более 2 мм), псаммитовую (0,1-2 мм) , алевритовую(0,01-0,1 мм), пелитовую (0,01мм и менее). К текстурным особенностям породы относят слоистость, характер размещения и расположения пород, взаиморасположение и количественное соотношение цемента и зерен породы и некоторые другие черты строения.

5

3.Терригенные, карбонатные и заглинизированные пласты; особенности их строения.

Терригенные - это осадочные образования, сложенные терригенными минералами или обломками материнских пород. В основном состоят из обломков кварца, полевого шпата, слюды и т.п. Грануляраный тип коллектора.

Карбонатные - соли CaMgCO3 и др. химического материала отложенных из вод. Трещинно -кавернозный тип коллетора.

Заглинизированные коллектора. Глинистые породы – одни из самых распространенных осадочных образований. По объему они составляют до 60% всех осадочных пород. Их главные составные части – глинистые минералы и тонкодисперстный обломочный материал. Глинистые частицы в основной массе имеют размер менее 0,004 мм. В качестве примесей в глинистой породе присутствуют алевролитовые, песчаные зерна кварцев, полевых шпатов, мусковита, кальцита и тд. Количество примесей в глинах может составлять до 50%. Глины размокают в воде, во влажном состоянии им свойственна пластичность, глины способны поглощать воду и увеличиваться в объеме, скреплять различные тела. Глины слабо проницаемы для жидкостей и газов. В природных условиях глинистые породы залегают в виде ограниченных по размерам прослоев, линз, а также мощных пластов и пачек, имеющих региональное распространение.

Карбонатные породы. Составляют 15 –20% всей массы осадочных образований. Основные составные части к. п. – кальцит и доломит. К карбонатным породам относятся такие, в которых карбонатные минералы составляют 50% и более. Карбонатные породы являются прекрасными коллекторами нефти и газа.

В терригенных пластах в основном цементирующим матреиалом является глина. Она обладает огромной удельной поверхностью и адсорбционной способностью. Поэтому, эффективность от обработок ПАВом снижается в коллекторах такого типа.

Карбонатность породы:

Под карбонатностью породы понимается содержание в ней солей угольной кислоты: известняка – СаСО3, доломита – СаСО3· МgСО3, соды – Na2СО3, поташа – K2СО3, сидерита

– FeСО3 и др. Общее количество карбонатов относят обычно к СаСО3, потому, что углекислый кальций наиболее распространен в породах и составляет основную часть перечисленных карбонатов. Карбонатность пород продуктивных пластов определяют в лабораторных условиях по керновому материалу газометрическим методом . Метод основан на химическом разложении солей угольной кислоты действием соляной кислоты и измерением объема углекислого газа, образовавшегося в результате реакции:

СаСО3, +2HCl = CO2 + CaCO3 + H2O

По объему выделившегося CO2 вычисляют весовое процентное содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3.

Существуют также гранитоидные коллектора (Белый тигр), туфагенные (Кавказ)

6

4.	Основные	физические свойства	нефтегазовых пластов
и	пластовых	флюидов, используемые	при проектировании и
контроле за разработкой.

Основные физические свойства нефтегазовых пластов, которые используются при проектировании это проницаемость, пористость, насыщенность, фазовая проницаемость, плотность нефти, вязкость, давление насыщения, газовый фактор, обводненность, состав пластовых флюидов.

Под контролем процесса разработки понимают сбор информации о:

Термобарическом состоянии пласта (Рпл, Тпл)

Изменении свойств продуктивного пласта

Взаимосвязи добычи и закачки со свойствами пласта и термобарическим состоянием.

Стехнической точки зрения контроль это система измерения давления и температуры в скважине, расхода нефти, газа и воды, плотности, содержания смоло-асфальтеновых компонентов, газосодержания, коэффициента пъезопроводности. Указанные параметры измеряются на поверхности вблизи устья скважины, в стволе скважины, около забоя и в лабораторных условиях. Для осуществления контроля Р и Т в пласте и скважине строятся карты изобар и изотерм(по картам можно определить направление закачиваемых вод и свойства –пласта). Пластовая температура измеряется в длительно простаивающей скважине. Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля.

Параметры, характеризующие свойства коллекторов продуктивных пластов, оцениваются по данным лабораторных исследований кернового материала и результатам геофизических и гидродинамических исследований скважин. Эти данные, обычно изменяющиеся в широких пределах, характеризуют высокую степень неоднородности распределения большинства параметров горных пород и пластовых систем. При проектировании технологических процессов нефтедобычи возникает задача учета и отображения неоднородности строения и свойств коллекторов и определения их характеристик по пласту.

Многие важнейшие свойства коллекторов зависят от давления, температуры, степени насыщения порового пространства газожидкостными смесями. Распределение пор по размерам можно определять разными способами: ртутное выдавливание, выдавливание центрифугой и другие.

Наиболее распространён способ центрифугирования, по опытным данным которого строится кривая зависимости капиллярного давления от водонасыщенности.

Рк

I(S)

Sв	S

Функция капиллярного давления зависит от коллекторских свойств. Чем выше коэффициент k, тем более сдвинута кривая влево, тем ниже остаточная водонасыщенность.

Одной из определяющих характеристик на практике является функция Леверетта. Функция Леверетта – отношение капиллярного давления к давлению, развивающемуся в

порах среднего размера: I(S)=Рк(S)/Р

Непостоянство проницаемости, пористости и других свойств пласта учитывается и

7

отображается с помощью геологических карт, а также методами математической статистики. Непостоянство объемной геометрии продуктивных коллекторов обычно характеризуется показателями, отображающими расчлененность пласта на отдельные прослои непроницаемыми отложениями и изменение объемной характеристики каждого проницаемого пропластка по площади залежи. К таким показателям относятся коэффициенты расчлененности, песчанистости, макронеоднородности, коэффициент распространенности коллектора, коэффициент сложности площадных границ коллектор -

неколлектор, коэффициенты распространения коллектора, степени связанности пластов. Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные,

радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм либо точечной характеристики геофизических параметров: кажущегося электрического сопротивления, потенциалов собственной и вызванной поляризации пород, интенсивности гаммаизлучения, плотности тепловых и надтепловых нейтронов, температуры и др. В итоге решаются следующие задачи: определения литолого-петрографической характеристики пород; расчленения разреза и выявления геофизических реперов; выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств; определения характера насыщения пород — нефтью, газом, водой; количественной оценки нефтегазонасыщения и др.

Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического — в необсаженных. В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.

Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин

Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов: изучение восстановления пластового давления, метод установившихся отборов жидкости из скважин, определение взаимодействия скважин.

Наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. В процессе разработки залежи получают данные об изменении дебитов и приемистости скважин и пластов, обводненности добывающих скважин, химического состава добываемых вод, пластового давления, состояния фонда скважин и другие, на основании которых осуществляются контроль и регулирование разработки. Важно подчеркнуть, что для изучения каждого из свойств залежи можно применить несколько методов получения информации. Например, коллекторские свойства пласта в районе расположения скважины определяют по изучению керна, по данным геофизических методов и по данным гидродинамических исследований. При этом достигается разная масштабность определений этими методами — соответственно по образцу породы, по интервалам толщины пласта, по пласту в целом. Значение свойства, охарактеризованного несколькими методами, определяют, используя методику увязки разнородных данных. Для контроля за свойствами залежи, изменяющимися в процессе ее эксплуатации, необходимые исследования должны проводиться периодически. По каждой залежи, в зависимости от ее особенностей, должен обосновываться свой комплекс методов получения информации, в котором могут преобладать те или иные методы. Надежность

8

получаемой информации зависит от количества точек исследования. Представления о свойствах залежи, полученные по небольшому числу разведочных скважин и по большому числу эксплуатационных, обычно существенно.

9

5. Естественная и искусственная трещинность, способы описания.

Естественная трещиность – образуется при разрушении пласта, которое происходит при превышении предела прочности породы.

Характеризуется: длиной, шириной, густотой, ориентированностью.

Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых гор пород имеет свои особенности. Их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которые определяют трещинную пористость и проницаемость, обусловленную наличием в породе трещин. Подавляющее большинство трещин, по–видимому, имеет тектоническое происхождение и объединяется в ориентированные системы. Рассмотрим трещиноватость, хар-ся системи трещин, стенки которых можно принять за плоскости. исследованиями И. М. Смехова установлено, что интенсивность трещеноватости зависит от литологических свойств пород. Раскрытость трещин также зависит от литологического состава пород и их происхождения и колеблется в пределах 14-80 мкм. Интенсивность трещеноватости г/п, рассеченной совокупностью трещин, характеризуется объемной T и поверхностной P плотностями трещин.

T = S/V; P = l/F,

где S – площадь половины поверхности всех стенок трещин, секущих объем породы V; l

– суммарная длина следов всех трещин, выходящих на поверхность площадью F. Густота трещин – мера растресканности породы.

Г= n/ L.

n – количество трещин, секущих нормаль к их плоскости; L – длина нормали.

Для однородной трещиноватости, т.е. когда трещины находятся на равном расстоянии друг от друга, густота трещин: Г=1/L, где L – расстояние между трещинами в системе.

Объемная плотность Т характеризует трещиность пласта с любой геометрией. Поверхностная плотность Р зависит от ориентации площади измерения относительно направления трещин. Между величинами T, P, и Г существует следующая связь T= Гi,

T= Pi/cosαi,	P= Гi cosαi, где αi – угол между перпендикуляром к плоскости i той системы
трещин и площадкой, на которой измеряется величина Pi.

Трещинная пористость определяется из соотношения mТ= bi Гi. Где bi - раскрытость i-той системы трещин.

При bi = const=b	mТ=bT.
Проницаемость kТ	в (в Д) трещиноватой породы, когда трещины перпендикулярны

поверхности фильтрации (т.е. по сечению пласта), может быть определена по формуле kТ=85000b2 mТ, (формула справедлива когда трещины перпендикулярны к поверхности фильтрации)

Где b – раскрытие трещин в мм; m – трещинная пористость в долях единицы.

В действительности же трещины могут располагаться произвольно, в результате чего проницаемость трещиноватой породы будет зависеть от простирания их систем и направления фильтрации. В общем случае, если трещины располагаются произвольно, а проницаемость рассчитывается для любого горизонтального направления фильтрации, то формула имеет вид:

N
kT 8,5*106 * bi	3 Гi (sin2 wi * cos2 i cos2 wi ) , где bi и Гi –
i 1

раскрытость и густота трещин соответственно в см и 1/см; wi-угол падения трещин данной системы; i- угол между задаваемым направление фильтрации и простиранием данной системы трещин.

10