Связь проницаемости горных пород с коэффициентом фильтрации

На значительных глубинах, где расположены нефтегазовые месторождения, подземные воды имеют повышенную минерализацию вплоть до рассолов, а фильтрация жидкости происходит в неоднородных по составу и свойствам фильтрационных потоках. Основными величинами, характеризующими фильтрующуюся жидкость, служат плотность и вязкость. Скорость фильтрации обратно пропорциональна вязкости, а последняя прямо пропорциональна минерализации подземных вод. Это значительно снижает скорость движения потоков на больших глубинах; значительные отклонения дает и повышенная плотность вод. Если для пресных вод пьезометрические высоты равны p_гидр.(ρ = 1), то в минерализованных водах необходимо учитывать плотность воды. При значительных глубинах поправка на гидростатическое давление становится значительной. Например, если ρ _воды = 1,1 г/см³, то при глубине скважины h = 2000 м, поправка ∆ h = 200 м, или 20 атм.. Поскольку уравнение Дарси не учитывает эти две величины, в нефтегазовой гидрогеологии пользуются вместо коэффициента фильтрации К коэффициентом проницаемости (К_п), т.к. К становится некорректным.

Переход от К_п к К имеет вид:

К = К_п ρ/μ

где ρ – плотность подземных вод.

μ – вязкость подземных вод.