Физические свойства горных пород – коллекторов нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

3.1 Физические свойства горных пород - коллекторов нефти и газа

3.1.1 Пористость горных пород. Виды пористости

3.2 Проницаемость горных пород

3.2.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде

3.2.2 Классификация проницаемых пород

3.2.3 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости

3.2.4 Зависимость проницаемости от пористости

3.2.5 Виды проницаемости

3.2.6 Методы определения проницаемости

3.3 Насыщенность коллекторов

3.4 Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов

3.5 Механические свойства горных пород

3.6 Тепловые свойства горных пород

3.7 Характеристика неоднородностей продуктивных пластов

3.7.1 Гранулометрический состав горных пород

3.7.2 Удельная поверхность горных пород

3.7.3 Коллекторские свойства трещиноватых пород

3.7.4 Неоднородности продуктивных пластов

Тема 3.

нефть газ порода пористый

3.1 Физические свойства горных пород - коллекторов нефти и газа.

3.1.1 Пористость горных пород. Виды пористости

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Это ёмкостной параметр горной породы. В зависимости от происхождения различают следующие виды пор:

1. Поры между зёрнами обломочного материала (межкристаллические поры), промежутки между плоскостями наслоения - это первичные поры, образовавшиеся одновременно с формированием породы.

2. Поры растворения, образовавшиеся в результате циркуляции подземных вод. За счёт процессов растворения минеральной составляющей породы активными флюидами, циркуляционными водами образуются поры (например, поры выщелачивания), вплоть до образования карста.

3. Поры и трещины, возникшие под влиянием химических процессов, приводящие к сокращению объёма породы. Например, превращение известняка (СаСО3) в доломит (СаСО3? МgСО3). При доломитизации идёт сокращение объёмов породы приблизительно на 12 %, что приводит к увеличению объёма пор. Аналогично протекает и процесс каолинизации - образование каолинита (Al2O3?2·SiO2?H2O).

4. Пустоты и трещины, образованные за счёт эрозионных процессов, выветривания, кристаллизации, перекристаллизации.

5. Пустоты и трещины, образованные за счёт тектонических процессов, напряжений в земной коре.

Виды пор (2-5) - это, так называемые, вторичные поры, возникающие при геолого-минералогических или химических процессах.

Различают пористость породы следующих видов: общую, открытую, эффективную (динамическую).

Общая (абсолютная, физическая, полная) пористость характеризует суммарный объём всех пор (Vпор), открытых и закрытых, независимо.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (Vсообщ.) между собой пор и она измеряется в м3, см3.

На практике величину пористости породы характеризуют коэффициентом пористости (m), выраженным в долях единицы или в процентах к объёму образца.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (mп) зависит от объёма всех пор (Vпор):

. (3.1)

Коэффициент открытой пористости (mо) зависит от объёма сообщающихся между собой пор (Vсообщ. пор):

. (3.2)

Коэффициент эффективной (динамической) пористости (mэф) характеризует фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор, через которые идёт фильтрация (Vпор фильтр.):

(3.3)

Структура порового пространства определяется и зависит от:

- гранулометрического состава пород;

- формы и размера зёрен - по мере уменьшения величины зерен пористость, как правило, возрастает за счет возрастания частиц неправильной формы, зерна неправильной формы укладываются менее плотно, что приводит к увеличению пористости;

- укладки зёрен, например, при кубической укладке сферических зерен пористость составляет 47,6 %, при более плотной ромбической укладке 25,96 % (рис. 3.1);

Рис. 3.1. Различная укладка сферических зёрен одного размера, составляющих пористый материал: а - менее плотная кубическая укладка; б - более компактная ромбическая укладка

- сортировки зёрен, чем лучше отсортирован материал, тем выше пористость;

- однородности и окатанности зёрен - порода, содержащая более однородные и окатанные зерна, имеет более высокую пористость;

- степени и типа цементации (рис. 3.2, 3.3);

- степени трещиноватости горных пород;

- характера и размера пустот.

Характер цементации (см. рис. 3.2, 3.3) может существенно изменять пористость породы. Типы цементации порового пространства будут в большей степени предопределять размеры поровых каналов. А радиус зерен в меньшей степени оказывает влияние на величину пористости и, как правило, не определяет величины пористости.

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, величины коэффициентов общей и эффективной пористости примерно равны.

Для пород, содержащих большое количество цемента, между коэффициентами эффективной и общей пористости наблюдается существенное различие.

Рис. 3.2. Разновидности цемента горных пород



Рис. 3.3. Различные типы цемента в гранулярном коллекторе

а. - соприкасающийся тип цементации; б. - плёночный тип цементации; в. - базальный тип цементации

Компактность расположения частиц породы, а, следовательно, общая и открытая пористость зависят от факторов:

- давления (Рг), которое испытывают на себе породы;

- от плотности пород, количества цемента и типа цементации;

- глубины залегания и, как правило, пористость пород падает с увеличением глубины залегания, в связи с их уплотнением (Рупл.) под действием веса вышележащих пород (рис. 3.4.), с увеличением глубины уплотняющее давление растёт, а вместе с этим уменьшается пористость породы (Рупл.^ > mv).

Рис. 3.4. Влияние естественного уплотнения пород на их пористость: 1. - песчаники; 2. - глины

В общем случае, для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение:

mп ? mo ? mэф. (3.4)

Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться от нескольких процентов до 52 % (табл. 3.1). Для хороших коллекторов коэффициент пористости лежит в пределах 15-25 %.

Таблица 3.1. Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород

Горная порода	Пористость, %
Глинистые сланцы	0,54-1,4
Глины	6,0-50,0
Пески	6,0-52
Песчаники	3,5-29,0
Известняки	до 33
Доломиты	до 39
Известняки и доломиты, как покрышки	0,65-2,5

Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

-субкапиллярные - размер пор < 0,0002 мм, практически непроницаемые глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит );

- капиллярные (каналы и трещины) - размер пор от 0,0002 до 0,5 мм;

- сверхкапиллярные (каналы и трещины) - размер пор > 0,5 мм.

Не все виды пор заполняются флюидами: водой, нефтью, газом, часть пор бывает изолирована, в основном, это внутренние поры.

В субкапиллярных порах пластовые флюиды удерживаются капиллярными силами, силами притяжения стенок каналов. Вследствие малого расстояния между стенками каналов жидкость в них находится в сфере действия межмолекулярных сил материала породы. Для перемещения жидкости по субкапиллярным порам требуется чрезмерно высокий перепад давления, отсутствующий в пластовых условиях. Практически никакого движения пластовых флюидов по субкапиллярным порам не происходит. Породы, содержащие только субкапиллярные поры, практически непроницаемы для жидкостей и газов и выполняют функции покрышек.

По капиллярным порам (каналам) и трещинам движение нефти, воды, газа происходит при значительном участии капиллярных сил, как между частицами флюидов, так и между последними и стенками пор. Для перемещения пластовых флюидов по капиллярным порам требуются усилия, значительно превышающие силу тяжести.

По сверхкапиллярным порам (каналам) и трещинам движение флюидов происходит свободно под действием сил тяжести.

Следовательно, при технологически допустимых перепадах давления не во всех пустотах возможна фильтрация жидкостей и газов. Отсюда пользуются еще двумя понятиями:

1) статической полезной емкостью коллектора (Пст);

2) динамической полезной емкостью коллектора (Пдин). Первая определяется открытой.пористостью, вторая - условиями фильтрации (в конечном итоге - промывкой).

(3.5)

где: SBK и SBH - соответственно конечная и начальная водонасы-щенности коллектора;

m0 - коэффициент открытой пористости.

3.2. Проницаемость горных пород.

Проницаемость - это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления.

Абсолютно непроницаемых тел в природе нет. Все горные породы обладают пористостью, а, следовательно, и проницаемостью. При сверхвысоких давлениях все горные породы проницаемы, включая и породы с низкой субкапиллярной пористостью.

Однако при сравнительно небольших перепадах давления в нефтяных пластах многие породы в результате незначительных размеров пор оказываются практически непроницаемыми для жидкостей и газов (глины, сланцы, некоторые соли и др.). Считается, что флюиды движутся к скважинам в основном по порам, с диаметром более 1 мкм.

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а так же глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым породам относятся: глины, с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники, с обильной глинистой цементацией, соли (особенно сульфаты за счет способности поглощать воду и увеличивать свой объём), некоторые эвапориты, плотные доломиты и известняки.

Фильтрация идет, в основном, через крупные поры. Хорошими коллекторами нефти являются те породы, поры которых представлены в основном каналами и трещинами.

3.2.1 Линейная фильтрация нефти и газа в пористой среде

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Darcy H. - французский учёный, в 1856 году изучая течение воды через песчаный фильтр (рис. 1.15), установил линейную зависимость между объёмным расходом жидкости (скоростью фильтрации) от градиента давления.

Рис. 3.5 Схема экспериментальной установки Дарси для изучения течения воды через песок

Согласно эксперименту Дарси, скорость фильтрации чистой воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

, (3.6)

где Q - объёмный расход воды;

v - линейная скорость воды;

F - площадь сечения, F = ?d2/4;

L - длина фильтра;

k - коэффициент пропорциональности.

Вода - однородная система. Нефть, пластовая вода, газ в пластовых условиях - многокомпонентные, неидеальные системы. С точки зрения химии компоненты таких систем взаимодействуют между собой. Поэтому уравнение, описывающее фильтрацию нефти (пластовой воды, газа) содержит параметр вязкость, учитывающий неидеальность системы (взаимодействие компонентов внутри нефтяной системы):

, (3.7)

где: - вязкость нефти.

В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называется коэффициентом проницаемости (kпр.): k > kпр..

Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из уравнения (3.7):

, (3.8)

В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2, в системе СГС в см2, в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) в Д (дарси), т.е. для разных систем единиц измерения величина его характеризует площадь (табл. 3.2).

Таблица 3.2. Размерность параметров уравнения Дарси

Параметры уравнения	Размерность
	СИ	СГС	НПГ
Объёмный дебит, Q	м3/с	см3/с	см3/с
Площадь поперечного сечения фильтра, F	м2	см2	см2
Длина фильтра, L	м	см	см
Перепад давления, ?P	Па	дн/см2	атм
Вязкость жидкости, µ	Па·с (мПа·с)	дн·с/см2	спз (сантипуаз)
Коэффициент проницаемости, kпр.	м2 (мкм2)	см2	Д (дарси)

Физический смысл размерности коэффициента проницаемости - это величина площади сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация.

Проницаемостью в 1 м2 называется проницаемость пористой среды при фильтрации через образец площадью 1 м2 и длиной 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па·с составляет 1 м3/сек.

Пористая среда имеет проницаемость 1 дарси (Д), если при однофазной фильтрации жидкости вязкостью в 1 сантипуаз (спз) при ламинарном режиме фильтрации через сечение образца площадью 1 см2, перепаде давления 1 атм, расход жидкости на 1 см длины породы составляет 1 см3/сек.

Выражение вязкости в спз имеет и физический смысл. Вязкость воды при 20о С равна 1,005 спз, т. е. ? 1спз и величину kпр.= 1,02 см2/108 назвали Дарси.

1 Д = 1,02·10-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 = 1,02 мкм2 ? 1 мкм2. (3.9)

Приведённые выше уравнения 3.6-3.8 справедливы при условии движения плохо сжимаемой (несжимаемой) жидкости при линейно-направленном потоке.

В случае фильтрации газа это условие не выполняется. При уменьшении давления по длине образца объёмный расход газа непостоянный. Поэтому при расчете проницаемости по газу следует учитывать средний расход газа в условиях образца, приведенный к среднему давлению и средней температуре образца, используя закон Бойля-Мариотта. Если расширение газа при линейном прохождении его через образец происходит изотермически, следует учитывать средний объёмный расход (Vср):

При Т = const, P·V = const (3.10)

Vcр· Pср = Vо · Pо = V1· P1 = V2 · P2, (3.11)

Pср = (P1 + P2)/2, (3.12)

Vcр = Vо · Pо / Pср = 2 · Vо· Pо / (P1 + P2). (3.13)

Средний объёмный расход газа будет равен изменению линейной скорости фильтрации объёма газа (Vср) за время (продолжительность) прохождения газа (t) через породу:

, (3.14)

Уравнение для количественной оценки коэффициента проницаемости горных пород при линейной фильтрации газа запишется с учетом выражений 3.7 и 3.14:

, (3.15)

Уравнения 3.6, 3.15 применимы при описании линейного, плоскопараллельного потока фильтрации жидкости и газа через породу.

При использовании решений из подземной гидромеханики для плоскорадиальной фильтрации (случай притока к скважине) имеем: при фильтрации жидкости

(3.16)

При фильтрации газа:

(3.17)

В выражениях 3.16-3.17 параметры характеризуют:

ж, г- вязкость жидкости и газа;

Qж- расход жидкости;

rн =Rк и rв=rc - наружный (радиус контура питания) и внутренний (радиус стока-скважины) радиусы кольца;

Qг - расход газа при атмосферном давлениях в образце;

Рн=Pк, Рв=Рс - давления у наружной (давление на контуре питания) и внутренней (давление на контуре стока) поверхностей кольцевого образца;

h - высоту цилиндра.

3.2.2 Классификация проницаемых пород

По величине коэффициента проницаемости (мкм2) для нефтяных месторождений выделяют 5 классов коллекторов:

1. очень хорошо проницаемые (kпр > 1);

2. хорошо проницаемые (kпр ? 0,1-1);

3. средне проницаемые (kпр ? 0,01-0,1);

4. слабопроницаемые (kпр ? 0,001-0,01);

5. плохопроницаемые (kпр < 0,001).

Классификация коллекторов газовых месторождений по величине коэффициента проницаемости включает 1-4 классы.

По характеру проницаемости (классификация Теодоровича Г.И.) различают следующие виды коллекторов: равномерно проницаемые; неравномерно проницаемые; трещиноватые.

В реальных условиях редко встречаются пласты, однородные по проницаемости на всём протяжении. Нефтяной пласт неоднороден и состоит, как правило, из продуктивных пропластков разной проницаемости. Коллекторы нефти и газа меняются по минералогическому составу, физическим свойствам по вертикали и горизонтали. Линзы песчаников, пропластки песка иногда без каких-либо закономерностей переходят в глинистые породы. Поэтому коэффициент средней проницаемости пласта () оценивается с учётом проницаемости пропластков и направления фильтрации.

3.2.3 Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости

Рассмотрим случай линейно-горизонтальной фильтрации жидкости в пласте, состоящем из нескольких изолированных слоев или пропластков пористой среды (рис. 3.6), разделенных между собой бесконечно тонкими непроницаемыми перегородками, различной мощности и проницаемости.



Рис. 3.6. Линейная фильтрация в пласте, состоящем из нескольких изолированных пропластков различной мощности и проницаемости

Средняя величина коэффициента проницаемости пласта будет оцениваться с учетом мощности продуктивных пропластков, через которые идет фильтрация флюидов:

, (3.18)

где: - средняя проницаемость пласта; ki - проницаемость i-го пропластка; hi - мощность (высота) i-го пропластка.

Рассмотрим пример. Рассчитать величину среднего коэффициента проницаемости пласта, состоящего из нескольких изолированных пропластков для условий:

Дано: № уч-ка hi, м ki, мД

1 6 100

2 4,5 200

3 3 300

4 1,5 400

Найти средний коэффициент проницаемости () пласта?

Решение. = (100 · 6 + 200 · 4,5 + 300 · 3 + 400 · 1,5)/(6 + 4,5 + 3 + 1,5) = 200 (мД).

При горизонтально-линейной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько параллельно последовательно расположенных изолированных зон пористой среды различной проницаемости (рис. 3.7), средняя величина коэффициента проницаемости такого пласта рассчитывается с учетом протяженности (длины) фильтрации флюидов по уравнению:

, (3.19)

где - средняя проницаемость пласта; ki - проницаемость i-го пропластка; Li - длина i-го пропластка; Lобщ = ?Li - общая длина пласта.

Рис. 3.7. Линейная фильтрация через пласт, имеющий несколько последовательно расположенных зон различной проницаемости

Рассмотрим пример. Рассчитать средний коэффициент проницаемости пласта для горизонтально-линейной фильтрации жидкости, имеющего несколько параллельно последовательно расположенных изолированных зон различной проницаемости с учетом условий:

Дано: № уч-ка Li, м ki, мД

1 75 25

2 75 50

3 150 100

4 300 200

Найти средний коэффициент проницаемости () пласта?

Решение. = (75 + 75 + 150 + 300) / (75 /25 + 75 / 50 +150/100 + 300 /200) = 600 / 7,5 = 80 (мД).

При радиальной фильтрации жидкости через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости (рис. 3.8), средняя величина коэффициента проницаемости пласта оценивается с учетом радиуса контура радиальной фильтрации флюидов через продуктивные пропластки по выражению:

, (3.20)

где - средняя проницаемость пласта; ki - проницаемость зон; ri - радиус i-той зоны; rc - радиус скважины; rk - радиус контура питания.

Рис. 3.8 Радиальная фильтрация через пласт, имеющий несколько концентрически расположенных зон различной проницаемости

Рассмотрим пример. Рассчитать средний коэффициент проницаемости пласта для случая радиальной фильтрации жидкости с учетом условий:

Дано: № уч-ка ri,м ki, мД

1 75 25

2 150 50

3 300 100

4 600 200

rc = 0,15 м, rk = 600 м.

Найти средний коэффициент проницаемости () пласта?

Решение. = lg (600 / 0,15)/{[lg (75 / 0,15)]/25 + [lg (150 / 75)] /50 + [lg (300 / 150)] / 100 + [lg (600 / 300)] / 200} = 30,4 (мД).

3.2.4. Зависимость проницаемости от пористости

Теоретически доказано, что для хорошо отсортированного, окатанного, однородного материала (например, кварцевый мономиктовый песок, представленный на 90 % одним минералом) проницаемость не зависит от пористости.

Для реальных коллекторов в общем случае более пористые породы являются и более проницаемыми.

Зависимость проницаемости от размера пор для фильтрации через капиллярные поры идеальной пористой среды можно оценить из соотношений законов Пуазейля и Дарси.

Уравнение Пуазейля описывает объёмную скорость течения жидкости через пористую среду, которая представляется в виде системы прямых трубок одинакового сечения длиной (L), равной длине пористой среды:

, (3.21)

где: r - радиус порового канала;

L - длина порового канала;

n - число пор, приходящихся на единицу площади фильтрации;

F - площадь фильтрации;

- вязкость жидкости;

Р - перепад давления.

Коэффициент пористости среды, через которую проходит фильтрация, можно представить следующим образом:

. (3.22)

С учетом 3.22 уравнение 3.21 можно переписать следующим образом:

(3.23)

и сравнить его с уравнением Дарси ().

Приравняв правые части уравнений, после сокращения подобных членов получим выражение для взаимосвязи проницаемости, пористости и радиуса порового канала:

. (3.24)

Выражение 3.24 используется при проведении прогнозных и модельных расчетах коэффициента проницаемости для образцов кернового материала с известной пористостью. Измерения показали, что радиусы пор, по которым в основном происходит движение жидкостей, находится в пределах от 5 до 30 мкм.

Из уравнения 3.24 следует, что радиус (размер) порового канала можно оценить:

. (3.25)

Если выразить проницаемость в мкм2, то радиус поровых каналов (в мкм) будет рассчитываться по выражению:

. (3.26)

Уравнения 3.24-3.26 характеризуют взаимосвязь между пористостью, проницаемостью и радиусом порового канала и справедливы только для идеальной пористой среды, например, для кварцевого песка.

Для реальных коллекторов оценка радиуса порового канала производится с учётом структурных особенностей порового пространства пород. Обобщенным выражением для этих целей является эмпирическое уравнение Ф.И. Котяхова:

, (3.27)

где: r - радиус пор;

- структурный коэффициент, учитывающий извилистость порового пространства.

Значение оценивают для модельных сред путём измерения электрического сопротивления пород. Для керамических, пористых сред при изменении пористости от 0,39 до 0,28, по экспериментальным данным, ? изменяется от 1,7 до 2,6. Структурный коэффициент для зернистых пород можно приблизительно оценить по эмпирической формуле:

. (3.28)

Для оценки взаимосвязи коэффициента проницаемости от радиуса порового канала при фильтрации жидкости только через каналы, капилляры (поры круглого сечения) используются соотношения уравнений Пуазейля и Дарси:

и . (3.29)

Причем, пористая среда представляет собой систему трубок. Общая площадь пор, через которые идет фильтрация флюидов, оценивается как:

F = р·r2. Величину р можно представить как > р = F/r2. Подставив эту величину в уравнение Пуазейля (1.29, левое выражение) и сократив одинаковые параметры в выражениях (1.29, левом и правом) получим корреляционную взаимосвязь между коэффициентом проницаемости породы от радиуса порового канала:

. (3.30)

Если r измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д] (1Д ? 1,02·10-8 см2 или =1,01327), то вводится соответствующий коэффициент пересчета 9,869·10-9. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации жидкости через капилляр оценивается эмпирическим выражением:

kпр = r2/(8·9,869·10-9) = 12,5 · 106 ·r2. (3.31)

Оценка взаимосвязи коэффициента проницаемости от высоты поровой трещины при фильтрации жидкости только через трещиноватые поры оценивается из соотношений уравнений Букингема и Дарси.

Потеря давления при течении жидкости через щель очень малой высоты оцениваются уравнением Букингема:

, (3.32)

где: h - высота трещины;

v - линейная скорость фильтрации жидкости.

Выразив из уравнения Дарси величину перепада давления (?P = v·м·L/kпр.), приравняв правые части с 1.36 и сократив одинаковые параметры получим выражение:

. (3.33)

С учетом того, что h измеряется в [см], а коэффициент проницаемости в [Д], вводится соответствующий коэффициент пересчета = 9,869·10-9. Тогда, коэффициент проницаемости при фильтрации жидкости через трещину оценивается:

kпр = h2/(12 · 9,869·10 -9) = 84,4 · 105·h2. (3.34)

Уравнения 1.35 и 1.38 используется для теоретической оценки коэффициентов проницаемости для конкретного вида пор.

Рассмотрим пример. Через кубик породы размером 10·10·10 см, с проницаемостью 10 мД фильтруется жидкость при линейной режиме вязкостью 1 спз, при градиенте давления (?Р/?L), равном 0,25 атм/м (0,0025 атм/см). Определить дебит?

Решение. Рассмотренный случай - субкапиллярной фильтрации, то есть фильтрация равномерная и проходит через всю площадь образца, имеющего субкапиллярную пористость. Дебит (Q1)составит:

= 100 · 0,01 · (0,0025 /1) = 0,0025 см3/сек.

Если в этом кубике будет один канал диаметром 0,2 мм той же длины, что и кубик, то при том же градиенте давления дебит фильтрующейся жидкости через этот канал будет:

= 12,5 · 106· (0,02 /2)2 · р · (0,02 /2)2 · 0,00025 = 0, 001 см3 /сек

Следовательно, при наличии в кубике одного канала и субкапиллярной пористости, т. е. при наличии неравномерной фильтрации суммарный дебит (Q3) фильтрующейся жидкости составит:

Q3 = Q2 + Q1 = 0,001 + 0,0025 = 0,0035 (см3/сек).

Суммарный дебит (Q3) имеет величину на 40 % больше чем при субкапиллярной фильтрации (Q1).

Если в кубике вместо канала имеется трещина высотой 0,2 мм и шириной 10 см, ее влияние на общий дебит жидкости, фильтрующийся через породу, будет существенным:

= (84,4 ·105 · (0,02)2 · 0,02 · 10 · 0,0025) / 1 = 1,688 см3/сек.

А суммарный дебит (Q5) с учетом субкапиллярной фильтрации (Q1) составит:

Q5 = Q4 + Q1 = 1,688 + 0,0025 = 1,6905 (см3/с).

По сравнению с первым случаем дебит увеличится в 675 раз.

Пример свидетельствует о большом влиянии наличия каналов и особенно трещин в породе на объём фильтрующейся жидкости.

На практике проницаемость породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу.

3.2.5. Виды проницаемости

При разработке нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа, или совместное движение двух, трехфазного потока одновременно. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Проницаемость абсолютная (физическая) характеризует проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

1. отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;

2. полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную способность горной породы для инертного в физико-химическом отношении флюида.

Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

Проницаемость фазовая (эффективная) - это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или других фаз (газ-нефть, нефть-вода, вода-газ, газ-нефть-вода) независимо от того, находятся они в статическом состоянии (например, капиллярно связанная вода) или принимают участие в совместной фильтрации. Величина её зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств. При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше коэффициента абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

Относительная проницаемость определяется отношением величины фазовой проницаемости к величине абсолютной для той же породы.

Относительные проницаемости (k', % или в долях) породы для нефти и воды (газа аналогично) оцениваются как:

k'Н = (kН / k) ·100 %; k'В = (kВ / k) · 100 %, (3.35)

где: kН и kВ - фазовые проницаемости для нефти и воды;

k - абсолютная проницаемость породы.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

3.2.6 Методы определения проницаемости

Известны три группы методов в определении проницаемости коллекторов:

1) лабораторные (по кернам);

2) гидродинамические (по результатам исследования скважин на приток);

3) геофизические (опосредствованные через лабораторные данные). Следует иметь в виду, что проницаемость горных пород зависит от

многих факторов - горного давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и т.д. Например, газопроницаемость коллектора при давлениях низких (близких к атмосферному) существенно выше проницаемости пород даже для неполярных углеводородных жидкостей, которые практически не взаимодействуют с породой. Иногда проницаемость некоторых пород для газа при атмосферных условиях превышала их проницаемость при давлении 10 МПа в два раза.

Но с увеличением температуры среды газопроницаемость породы уменьшается: по данным Н.С. Гудок, рост температуры с 20 до 90° С может сопровождаться уменьшением проницаемости на 20 - 30 %.

Влияние на проницаемость пород давления, температуры, степени взаимодействия флюидов с породой и необходимость измерения проницаемости пород по газу и различным жидкостям привели к необходимости сконструировать приборы, позволяющие моделировать различные условия фильтрации с воспроизведением пластовых давлений и температур. Для определения абсолютной (эталонной) проницаемости при низких давлениях (до 0,5 МПа) служит установка ГК-5, входящая в комплекс лабораторного оборудования АКМ. Рабочим флюидом в ней служит сжатый воздух (или азот).

Определение фазовых проницаемостей по различным флюидам при разных насыщенностях в пластовых условиях производится на установке УИПК.

Для обеих установок разработаны технические условия ведения работ (см. лабораторный практикум).

Определение проницаемости по результатам гидродинамических исследований скважин основывается на законах фильтрации в первую и вторую фазы. Решение обратных гидродинамических задач позволило разработать технологию исследования скважин на неустановившихся и установившихся режимах фильтрации и получить формулы, связывающие параметры пластов, флюидов и технологические показатели работы скважин. Известны две группы методов:

1) исследование скважин на основе интерпретации результатов наблюдения неустановившихся процессов (метод кривой восстановления за ния в нагнетательных скважинах);

2) метод исследования на установившихся режимах.

В первом случае используется формула обработки бланка глубинного манометра, в простейшем случае формула обработки КВД без учета притока жидкости в ствол скважины после закрытия ее на устье:

(3.36)

где: Q - дебит скважины до остановки;

h - эффективная работающая толщина пласта;

- пьезопроводность пласта;

гс - радиус скважины (с учетом ее гидродинамического несовершенства);

t - время после остановки. Преобразованный график забойного давления в системе координат Рзаб(t) - ln t (линаризация кривой) позволяет по угловому коэффициенту i и отрезку А на оси Р рассчитать параметры: гидропроводности

(3.37)

и относительной пьезопроводности

(3.38)

Подставив в (3.37) вязкость и эффективную толщину пласта, можно определить проницаемость пласта.

Во втором случае (при построении индикаторной диаграммы по 3-4 режимам работы скважины) используют формулу Дюпюи в условиях соблюдения справедливости линейного закона фильтрации Дарси:

(3.39)

где: Рлл - пластовое давление на период исследования скважины; Р3аб - забойные давления соответствующих режимов работы скважины;

RK - радиус контура питания (обычно в группе интерферирующих скважин берется половина расстояний между ними; в случае одиночно работающей скважины в бесконечном пласте (на разведочных площадях) его величина гидродинамически обоснована для конкретных условий);

гс - радиус гидродинамически несовершенной скважины (с учетом несовершенства ее по степени вскрытия и по характеру вскрытия пласта); методика данных исследований излагается в специальных курсах. Следует иметь в виду, что проницаемость по формуле Дюпюи характеризует узкую призабойную зону пласта (кольцо толщиной в несколько см). Метод КВД обладает большей «глубинностью» исследования, что зависит от длительности записи КВД (до нескольких метров и даже десятков метров).

3.3 Насыщенность коллекторов

Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и поровых фаз.

Насыщенность - один из важных параметров продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью и характеризует водонасыщенность (Sв), газонасыщенность (Sг), нефтенасыщенность (Sн).

Предполагается, что продуктивные пласты сначала были насыщены водой. Водой были заполнены капилляры, каналы, трещины. При миграции и аккумуляции углеводороды, вследствие меньшей плотности, стремятся к верхней части ловушки, выдавливая вниз воду. Вода легче всего уходит из трещин и каналов. Из капиллярных пор и микротрещин вода плохо уходит в силу капиллярных явлений. Она может удерживаться молекулярно-поверхностными и капиллярными силами. Таким образом, в пласте находится остаточная (погребенная) вода. Количество остаточной воды (Sв.ост.) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа (см. ниже). Её величина зависит и от содержания цемента в коллекторах, и в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд и других.

Обычно, для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность изменяется в диапазоне от 6 до 35 %. Соответственно, нефтенасыщенность (SН), равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от "созревания" пласта, считается хорошим показателем.

Однако, эта закономерность наблюдается далеко не для всех регионов. Например, в Западной Сибири встречается много, так называемых, недонасыщенных нефтью пластов. В залежах иногда наблюдаются переходные зоны (ПЗ), в которых содержится рыхлосвязанная вода. Толщины ПЗ могут достигать десятков метров. При создании депрессий на забоях добывающих скважин вода из этих зон попадает в фильтрационные потоки и увеличивает обводнённость продукции, что осложняет выработку запасов нефти. Такие явления характерны для месторождений: Суторминского, Советско-Соснинского, Талинского, Средневасюганского и др.

В пределах нефтяных залежей, большая начальная нефтенасыщенность отмечается в купольной части структур, к зоне водонефтяного контакта (ВНК) ее величина, как правило, может значительно снижаться. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы водой, нефтью и газом.

Водонасыщенность (SВ) характеризует отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогичны определение для нефте- (SН) и газонасыщенности (SГ):

, (3.40)

где: VВ, VН, VГ - соответственно объёмы воды, нефти и газа в поровом объёме (Vпор) породы.

От объёма остаточной воды зависит величина статической полезной ёмкости коллектора. Статическая полезная ёмкость коллектора (Пст) характеризует объём пор и пустот, которые могут быть заняты нефтью или газом. Эта величина оценивается как разность открытой пористости и объёма остаточной воды:

Пст = Vсоб. пор - Vв. ост.. (3.41)

В зависимости от перепада давления, существующих в пористой среде, свойств жидкостей, поверхности пород та или иная часть жидкости (неподвижные пленки у поверхности породы, капиллярно удерживаемая жидкость) не движется в порах. Её величина влияет на динамическую полезную ёмкость коллектора. Динамическая полезная ёмкость коллектора (Пдин) характеризует относительный объём пор и пустот, через которые может происходить фильтрация нефти или газа в условиях, существующих в пласте.

Для месторождений параметр насыщенности нормирован и равен единице (S = 1) или 100 %. То есть, для нефтяных месторождений справедливо следующее соотношение:

SН + SВ = 1. (3.42)

Для газонефтяных месторождений соответственно:

SВ + SН + SГ = 1, Sг = 1 - (SB + SH). (3.43)

На практике насыщенность породы определяют в лабораторных условиях по керновому материалу в аппаратах Закса или по данным геофизических исследований в открытых стволах скважин.

3.4. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов

В условиях реальных пластов при разработке месторождений возникают различные виды многофазных потоков:

1. движение нефти и воды в нефтяных залежах;

2. движение газированной нефти - трехфазного потока нефти, воды и газа одновременно.

Характеры этих потоков изучены экспериментально. Результаты исследований обычно изображаются в виде графиков (диаграмм фазовых относительных проницаемостей) зависимости относительной проницаемости от степени насыщенности порового пространства различными фазами.

Движение смеси нефти и воды проиллюстрируем на примере фильтрации нефти и воды через песок (рис. 3.9).

Рис. 3.9. Зависимость относительных проницаемостей песка для нефти (1) и воды (2) от насыщенности водой порового пространства

Если в несцементированном песке содержится 20 % воды, относительная проницаемость для нее все еще остается равной нулю. Вода будет себя вести как неподвижная фаза, за счет проявления капиллярных и молекулярно-поверхностных сил.

Вода удерживается в субкапиллярных и тупиковых (открытых, но не сообщающихся) порах, в местных контактах зерен, в виде неподвижных полимолекулярных пленок и микрокапель на поверхности породы и др.

При возрастании водонасыщенности выше порогового значения, вода начинает участвовать в фильтрации. Как видно из приведенных зависимостей (рис. 3.9), при возрастании водонасыщенности до 30 %, относительная проницаемость для нефти снижается в два раза. Если водонасыщенность песка достигнет 80 % (рис. 3.9) относительная проницаемость для нефти равна нулю. Остаточная нефть будет прочно удерживаться породой за счет капиллярных и молекулярно-поверхностных сил. Для других пород: песчаников, известняков, доломитов, процент остаточной нефтенасыщенности (как неподвижной остаточной фазы) еще выше.

Из выше сказанного следует, что при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений необходимо применять меры для предохранения нефтяных пластов и забоев скважин от преждевременного обводнения.

Кроме того, при проникновении в породу фильтрата бурового раствора возрастает водонасыщенность в призабойной зоне пласта (ПЗП), что значительно уменьшает относительную проницаемость пород для нефти и, как следствие, уменьшается дебит скважины, усложняется и удлиняется процесс освоения скважины. Водные фильтраты промывочных жидкостей имеют, как правило, гидрофильную природу, хорошо смачивают и прочно удерживаются породами пласта. Удаление их из ПЗП затруднено даже при повышенных депрессиях (разность между пластовым и забойным давлением).

Движение смеси жидкости и газа на примере их фильтрации через песок, песчаник, пористые известняки и доломиты проиллюстрировано на рисунках 3.10-3.11.



Рис. 3.10. Зависимость относительной проницаемости песка (а) и песчаника (б) для газа и жидкости от водонасыщенности

Анализ приведенных зависимостей отражает закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов. При содержании в поровом пространстве до 30 % жидкости для песков, известняков, доломитов, а в песчаниках до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы (k'Ж) равна нулю.

Относительная проницаемость для газа (k'Г) для песков, известняков и доломитов ~ 60 %, песчаников ~ 30 %. Жидкость с увеличением ее содержания в пористой среде приблизительно от 30 до 60 % не влияет на фильтрацию газа. То есть, при обводнённости до 60 % из пласта можно добывать чистый газ.

Рис. 3.11 Зависимость относительной проницаемости пористых известняков и доломитов для газа и жидкости от водонасыщенности

При газонасыщенности песка и песчаника до 10-15 %, известняка до 25-30 %, газ остается неподвижной фазой. Относительная проницаемость для него (k'Г) равна нулю. Однако наличие свободного газа, выделившегося из нефти в пласте, отрицательно влияют на условия ее фильтрации.

При небольших количествах свободного газа, находящегося в поровом пространстве, сильно снижается проницаемость среды для нефти.

Относительные проницаемости для жидкой фазы при газонасыщенности пород до 10-15 %, снижается для известняков и доломитов до 22 %, для песков до 70 %, для песчаников до 60 %.

Движение смеси нефти, воды и газа проиллюстрировано на рис. 3.12, где представлены результаты экспериментального исследования газо-водо-нефтяного потока при одновременном содержании в пористой среде нефти, воды и газа в виде треугольной диаграммы.

Опытами установлено, что в зависимости от объёмного насыщения порового пространства различными компонентами возможно одно-, двух- и трёхфазное движение.

Вершины треугольника соответствуют стопроцентному насыщению породы одной из фаз; стороны, противолежащие вершинам, - нулевому насыщению породы этой фазой. Кривые, проведённые на диаграмме, ограничивают возможные области одно-, двух-, и трёхфазного потока.

Рис. 3.12. Области распространения одно- , двух- и трёхфазного потоков, в которых содержится: 1 - 5 % воды; 2 - 5 % нефти; 3 - 5 % газа

При водонасыщенности до 25 % нефте-, газонасыщенность пород максимальная (45-75 %), а относительная фазовая проницаемость для воды равна нулю. При увеличении водонасыщенности до 40 %, фазовая проницаемость для нефти и газа уменьшается в 2-2,5 раза. При увеличении водонасыщенности до 80 % фильтрация флюидов в пласте стремится к нулю.

При газонасыщенности меньше 10 % и нефтенасыщенности меньше 23 % в потоке будет практически одна вода. При газонасыщенности меньше 10 % движение газа не будет происходить. При содержании в породе газа свыше 33-35 % фильтроваться будет один газ.

При нефтенасыщенности меньше 23 % движение нефти не будет происходить. При содержании воды от 20 до 30 % и газа от 10 до 18 % фильтроваться может только одна нефть.

Области, отвечающие двухфазным потокам (газ-вода, газ-нефть, вода-нефть) - промежуточные (заштрихованные), примыкают к сторонам треугольника.

Область существования трехфазного потока (совместного движения в потоке всех трех фаз) выделена двойной штриховкой. Для несцементированных песков она находится в пределах насыщенности: нефтью от 23 до 50 %, водой от 33 до 64 %, газом от 14 до 30 %.

3.5 Механические свойства горных пород

Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность - наиболее важные механические свойства горных пород, влияющие на ряд процессов, происходящих в пласте в период разработки и эксплуатации месторождений.

Упругость - свойство горных пород сопротивляться изменению их объёма и формы под действием приложенных сил. Абсолютно упругое тело восстанавливает первоначальную форму мгновенно после снятия напряжения. Если тело не восстанавливает первоначальную форму или восстанавливает её в течение длительного времени, то оно называется пластичным.

Упругие свойства горных пород совместно с упругостью пластовых жидкостей влияют на режим перераспределения давления в пласте. Давление в пласте, благодаря упругим свойствам пород и жидкостей перераспределяется не мгновенно, а постепенно, после изменения режима работы скважины. Упругие свойства пород и жидкостей создают запас упругой энергии в пласте, которая освобождается при уменьшении давления и служит одним из источников движения нефти по пласту к забоям скважин.

Горные породы в недрах земли находятся в напряженном состоянии,

вызванным собственным весом пород (Рг - геостатическое давление). Пластовое давление жидкости разрушает минеральный скелет пород, которые испытывают давление, равное разности между горным и пластовым давлениями (Рупл.= Рг. - Рпл.). При извлечении нефти на поверхность пластовое давление (Рпл.) падает, а давление на минеральный скелет пород (Рупл.) увеличивается. При снижении пластового давления, объём жидкости будет увеличиваться, а объём порового пространства будет уменьшаться. Установлено, что с падением пластового давления объём порового пространства пласта уменьшается вследствие упругого расширения зерен породы и возрастания сжимающих условий, передающихся на скелет от массы вышележащих пород (рис. 3.13).

Рис 3.13 Схема давления на минеральный скелет пород

При этом зерна породы испытывают дополнительную деформацию. Пористость коллектора уменьшается также вследствие перераспределения зерен и более плотной упаковки их. Изменения пластового давления являются причиной деформации пород формирующих пласт. Изменяется структура самой пористой среды.

Поэтому, общепринятым считается мнение, что горные породы при условиях залегания в месторождениях имеют меньшие значения ФЕС по сравнению с параметрами, определенными на поверхности. По результатам исследований пористость песчаников уменьшается на 20 % при давлениях около 15 МПа, пористость плотных аргиллитов уменьшается на 6 % при том же давлении.

Упругие свойства горных пород описываются законом Гука, то есть относительная деформация пород пропорциональна изменению пластового давления:

(3.44)

где: вс - коэффициент объёмной упругости пористой породы;

вп - коэффициент сжимаемости пор;

Vо - начальный объём образца породы;

Vп - изменение объёма пор;

?P - изменение пластового давления;

m - коэффициент пористости.

Для характеристики упругих деформаций используются коэффициенты сжимаемости (объёмной упругости) породы, пласта, пор, твердой фазы и пористой среды.

Коэффициент объёмной упругости пористой породы (вс) будет влиять на коэффициент сжимаемости пор (вn) и на пористость пород:

вn = вс/mо, (3.45)

где: mo- пористость при начальном напряжении (Рупл. min).

Изменение пористости пород (m) функционально зависит от объёмной упругости пористой среды (вс) и наименьшего напряжения (Рупл. min):

m = mо? [1 - вп? (Рупл. - Рупл. min)] = mo - вс? (Рупл. - Рупл. min)], (3.46)

Величина коэффициента объёмной упругости пористой среды (вс) очень маленькая. Для нефтеносных пород она изменяется в диапазоне 0,3-2,0 ?10-10 м2/н (0,3-2,0 ?10-4 МПа-1).

В нефтепромысловой практике часто используется коэффициент упругоёмкости пласта (в*):

в* = m · вж + вс, (3.47)

где: вж - коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, Па-1.

Прочность на сжатие и разрыв горной породы оценивается через модуль объёмного сжатия, представляющее собой сопротивление, которое оказывает данное тело всестороннему сжатию. Мелкозернистые породы, как правило, обладают более высокой прочностью, чем породы того же минералогического состава, но сложенные кристаллами больших размеров. Весьма прочны породы волокнистого строения. Большое влияние на прочность пород оказывает состав цемента. Однако высокая прочность зерен еще не означает, что порода будет оказывать большое сопротивление различным видам деформаций. Песчаники с глинистым цементом относятся к группе пород с низкой прочностью на сжатие. Примесь глины в известняках также понижает их прочность. Песчаники, цементирующим веществом которых служит кремнезем или известковый цемент, обладают повышенной прочностью.

Осадочным породам обычно присуща анизотропия (зависимость свойства от направления его измерения) в механических свойствах. Например, прочность, измеренная вдоль напластования породы, большей частью превышает прочность, измеренную в направлении, перпендикулярном напластованию.

Данные о прочности пород на сжатие и разрыв необходимы при изучении процессов разрыва пластов, при искусственном воздействии на породы призабойной зоны скважин..

Пластичность - изменение формы породы при воздействии на них различных нагрузок, без появления видимых трещин. Последние характеризуют хрупкость породы. Часто пластичность горных пород проявляется под действием длительной нагрузки, вызывающей изменение структуры породы. Механизм пластических деформаций может быть различен, как результат межзерновых и трансляционных движений (смещение атомов внутри отдельных кристаллов вдоль плоскостей, известных под названием плоскостей скольжения) или явлений перекристаллизации.

Пластические свойства при высоких давлениях особенно ярко проявляются у глин, пород, содержащих в значительных количествах глинистые минералы, солей.

При значительном снижении пластового давления происходят необратимые пластические деформации.

Установлено, что с течением времени нарушенное поле естественных напряжений вокруг нефтяных скважин в значительной мере восстанавливается, и давление на обсадные трубы нефтяных скважин после окончания бурения возрастает, что объясняется проявлением ползучести и пластичности некоторых горных пород.

3.6 Тепловые свойства горных пород

Тепловые свойства горных пород характеризуются, в основном, удельной теплоёмкостью, коэффициентом температуропроводности и коэффициентом теплопроводности. Эти параметры необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт и решении термодинамических вопросов, связанных с прогнозированием температуры флюидов на устье добывающих скважин, оценкой фильтрационных параметров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов.

Свойство горных пород поглощать тепловую энергию при теплообмене характеризуется удельной теплоёмкостью пород.

Удельная (массовая) теплоёмкость характеризуется количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1оС:

, (3.48)

где: M - масса породы;

dT - прирост температуры от количества теплоты dQ, переданной породе.

Удельная теплоёмкость пород зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур. Сообщение породе количества теплоты (dQ), вызывает количественное повышение температуры (dT):

dQ = с · М · dT. (3.49)

Теплоёмкость пород зависит от условий его нагревания - при постоянном объёме и при постоянном давлении. При нагревании породы при постоянном объёме всё тепло расходуется на увеличение внутренней энергии тела. При нагревании породы при постоянном давлении часть тепла расходуется на увеличение внутренней энергии тела, а часть идет на расширение породы.

Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Теплоёмкость пород зависит от минералогического состава пород и не зависит от строения и структуры минералов. Чем больше пористость, влажность, и температура горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды.

Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость в пород нефтесодержащих толщ изменяется в пределах 0,4-2 кДж/ (кг·К).

Коэффициент теплопроводности (удельного теплового сопротивления) характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в породе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице: