Влияние термодинамических условий

Давление. Жидкости и газы, заключенные в порах коллектора, находятся под определенным давлением, которое называют пластовым. Оно характеризует то давление, которое существует в пласте в равновесных условиях перед началом эксплуатации или после устано­вления ее режима. Пластовое давление повышается почти линейно с увеличением глубины залегания пласта.

В ряде случаев еще до вскрытия залежей их пластовое давление (в МПа) приблизительно можно подсчитать путем умножения глубины залегания на 0,01. Однако встречается много исключений из этого правила, особенно на глубинах более 2100 м, что связывают с пластической деформацией части горных пород.

Нефть и газ, образующие залежи, обычно находятся под высоким давлением, которое создается напором краевых или подошвенных вод, а также давлением вышележащих горных пород.

Давление, оказываемое весом породы (при средней плотности осадочных пород 2,3 г/см³), составляет примерно 23 кПа/м. Такое давление называют геостатическим. Оно передается породами, а внутри породы – слагающими их зернами (скелетом). Давление, возникающее как следствие деформации пород, называют геодинамическим давлением (тектоническим, геотектоническим, горным).

Горное давление - следствие суммарного воздействия на пласт геостатического и геодинамического давлений. Геостатическому давлению противодействует пластовое давление, которое образуется и передается жидкостью. Горное давление передается через составные элементы породы, воспринимающих нагрузку. Если объем поровой системы, заполненной жидкостями, изменяется под действием горного давления, то последнее передается на жидкости. Давление нефти и газа в зале­жах всегда меньше горного.

Гидростатический напор является причиной подъема воды в водоносном горизонте над его кровлей, когда последний вскрыт скважиной. Вода в стволе скважины поднимается до определенного уровня, пока столб воды не уравновесит пластовое давление. Скважина играет роль водяного манометра.

Поверхность равновесия воздушно-водяного зеркала при 0,1 МПа, изображенная графически для одного и того же водяного горизонта, называется пьезометрической, а наблюдательные скважины – пьезометрами. Если пьезометрическая поверхность выше кровли водоносного горизонта, пробуренная скважина окажется артезианской.

При горизонтальной пьезометрической поверхности движения воды в пласте не наблюдается, и преобладают гидростатические условия. Наличие наклонной поверхности указывает на существование гидродинамического градиента давления, обеспечивающего движение воды из области с большим напором в область с меньшим напором. Гидродинамический градиент выражается в метрах падения напора на 1 км. При отборе жидкости из скважины вокруг нее происходит падение пластового давления. Депрессионные воронки, образовавшиеся вокруг скважин, смыкаются друг с другом до момента. Падение пласто­вого давления при отборе нефти и газа распространяется по залежи с различной скоростью и на различные расстояния в зависимости от проницаемости пород-коллекторов и условий их залегания.

Статическое давление на забое действующей скважины обычно ниже начального пластового давления в залежи. Разность между начальным пластовым давлением и давлением в закрытой скважине соответствует степени па­дения пластового давления. При значительных углах наклона газового и нефтяного пласта начальное пластовое давление в различных его частях различно, причем в сводовой части залежи оно будет наименьшим, а на крыльях – наибольшим. Значительное превышение начального пластового давления над гидростатическим называют аномальным. Различия в величине давлений обусловлены рядом факторов – тектоническими процессами воздействия на уже сформировавшиеся залежи, тектоническим сжатием горных пород, уплотнением пород, резким изменением литологии пласта и коллекторских свойств и др.

Установление кривой падения давления в пласте в начале разработки залежи дает возможность судить об оценке запасов и продуктивных возможностях пласта. Если падение давления на единицу объема нефти или газа, извлеченных из недр, происходит быстро, то объем продуктивных пластов мал. При медленном падении давления можно предполагать больший объем залежи.

Давление газа в газовых залежах обусловливается в боль­шинстве случаев напором краевых вод. Если известна абсолютная отметка контакта газ-вода и напор контурных вод, то можно с большей степенью точности определить давление газовой залежи, применив для этого формулу:

Р_пл = Нρ / 10,

где Р_пл — давление в водоносном пласте; Н — высота подъема воды над контактом газ-вода; ρ — плотность воды в скважине.

Высота столба воды в скважине над контактом газ-вода, которая определяет напор воды, равна отметке статического уровня воды над уровнем моря минус отметка контакта газ-вода. Если статический уровень пластовых вод выше уровня моря, а контакт газ-вода ниже уровня моря, то абсолютные значения отметок складываются.

Различают два случая равновесного состояния газа, нефти и воды в пласте: пластовая вода не движется или находится в движении. В первом случае напор воды продуктивного пласта этой залежи одинаков, при этом газо-водяной контакт будет горизонтальным.

Упругие свойства горных пород. При передаче давлений на формирующиеся осадочные породы в результате геостатического давления могут произойти деформации, выражающиеся в изменении пористости и влажности породы. При больших геостатических давлениях может измениться и дисперсность составляющих породу зерен.

По своему характеру деформации разделяются на упругие и остаточные. Остаточные деформации характерны для дисперсных горных пород (глин) и связаны со значительным перемещением частиц и с разрушением отдельных структурных включений.

Пластическое уплотнение в песчаниках определяется по сжатым и деформированным мягким минералам, перераспределению и более плотной упаковке зерен, по обломанным граням зерен. Порода, деформированная пластически, не восстанавливается в исходном объеме. При упругом уплотнении при снятии нагрузки происходит частичное восстановление первоначального объема. Этот процесс возможен в сцементированных породах, в плотных песчаниках и др.

Приток нефти, газа и воды к скважинам осуществляется в результате гидростатического давления, так как упругое сжатие пород пласта как источника давления по сравнению со сжатием жидкостей ничтожно. Остаточные деформации в песках и слабо сцементированных песчаных породах обусловлены разрушением самих частиц при небольшом их перемещении относительно друг друга.

Исследование изменение дисперсности песков различного минералогического и гранулометрического со­става и изменение влажности при сжатии под давлением 20, 50, 100 и 300 МПа показало, что интенсивность дробления песчаных частиц зависит от минералогического и гранулометрического состава песков и их влажности. Чем больше в песках содержится физически прочных минералов, тем меньше происходит изменение их дисперсности под нагрузками. Чем крупнее песчаные частицы, тем больше степень их разрушения под одним и тем же давлением, что объясняется различным характером напряжений, испытываемых отдельными частицами. Это явление объясняется тем, что в крупнозернистых песках количество контактов между частицами на единицу объема значительно меньше, чем в мелкозернистых, поэтому в первом случае нагрузка передается на меньшую площадь, чем во втором.

Пески, содержащие зна­чительное количество кварца, наиболее интенсивно дробятся в сухом состоянии. Во влажном состоянии обломочным зерном легче перемещаться и принять состояние наиболее плотной упаковки, при которой разрушение частиц происходит менее интенсивно.

Пески, содержащие глауконит, кальцит, слюды, полевые шпаты и другие минералы, снижают свою прочность при увеличении влажности, что приводит к увеличению их дисперсности при воздействии давлений 20 МПа. Экспериментальные работы с уплотнением кварцевых песков под влиянием внешней нагрузки, показали, что при уплотнении 25 МПа наблюдается резкое возрастание суммы разрушенных зерен песка, причем измельчение зерен происходит главным образом у крупных фракций. При уплотнении 45 МПа содержание разрушенных зерен песка достигает 13%. Крупные фракции по сравнению с мелкими уплотняются в меньшей степени. Под влиянием нагрузки 10 МПа модель, со­ставленная из частиц диаметром больше 0,25 мм, уплотняется на 3%, при 20 МПа – на 4%, при 40 МПа – на 5% и при 60 МПа – на 6%. Модель песка, составленная из частиц диаметром меньше 0,1 мм, при нагрузке 10 МПа уплотняется по отношению к первоначальному рыхлому состоянию на 5%, при 20 МПа —на 7%, при 40 МПа – на 12% и при 60 МПа – на 15%.

Горные породы малой пористости с небольшим содержанием жидкой и газообразной фаз при напряжениях, не превышающих предела упругости, ведут себя как однородные упругие среды, полностью восстанавливающие свои размеры и форму после удаления деформирующих сил. Эти породы условно называют идеально упругими в отличие от дифференциально упругих пород, содержащих жидкую и газообразную фазы в объемах, заметно сказывающихся на их упругих свойствах. К дифференциально упругим относится большинство пород-коллекторов.

В условиях всестороннего сжатия кристаллы большинства минералов по-разному изменяют свои упругие, пластические и прочностные свойства, в зависимости от строения их кристаллической решетки.

Прочность. Знание физико-механических характеристик горных пород весьма необходимо при проведении различных мер воздействия на призабойную зону скважин и на процесс бурения пород.

Под механической прочностью горных пород понимают их способность сопротивляться внешним силам, которые стремятся разрушить не только существующие связи между зернами, но и сами зерна. Горные породы испытывают на механическую прочность по отношению к сжатию, растяжению, изгибу, скалыванию и удару. Прочность на сжатие характеризуется временным сопротивлением породы сжатию, иначе пределом прочности на сжатие.

Механическая прочность горных пород определяется минералогическим составом слагающих их зерен и цемента, характером связей между ними и степенью выветрелости отдельных минералов.

Величина временного сопротивления сжатию у магматических пород колеблется от 100 до 500 МПа, у метаморфических – от 80 до 300 МПа и у сцементированных осадочных – от 2 до 400 МПа. Наличие сланцеватости у метаморфических пород обусловливает их механическую анизотропность. Прочность магматических и метаморфических пород изменяется в зависимости от степени их выветрилости. Среди магматических пород большую стойкость против выветривания имеют эффузивные породы (андезит, базальт, диабаз, и др.), характеризующиеся мелко- или скрытокристаллическим строением.

Породы интрузивного происхождения (гранит, габбро, диорит, сиенит и др.), имеющие крупнокристаллическое строение, подвергаются более интенсивному выветриванию, которое возрастает с содержанием слюд и полевых шпатов.

Ослабление кристаллизационных связей у вышеприведенных типов пород способствует возникновению трещин. Став трещиноватыми, магматические и метаморфические породы приобретают свойства коллекторов. Большой глубины и протяженности достигают тектонические трещины, сопровождающиеся различными перемещениями пород и мелкой трещиноватостью, переходящей в раздробленность в зонах наибольшей сдавленности. Наибольшее развитие тектонических трещин наблюдается у пород с жесткими связями. Трещины возникают также и у осадочных пород.

Механическая прочность осадочных и сцементированных пород и устойчивость их против выветривания зависит от состава сцемен­тированного материала и от цемента. Механическая прочность известняков изменяется в зависимости от их структуры. Мелкозернистые плотные известняки имеют предел прочности от 10 до 200 МПа, оолитовые известняки – около 20 МПа, известняки-ракушечники — обычно менее 2 МПа. Механическая прочность мела колеблется от 10 до 17 МПа. Плотные доломиты имеют большую механическую прочность, превышающую 200 МПа. С увеличением пористости и содержания в доломите кальция механическая прочность его уменьшается.

Наибольшей механической прочностью обладают кварцито-песчаники и песчаники с кремнистым цементом (150-250 МПа), минимальная механическая прочность отмечается у песчаников и алевролитов с глинистым цементом (40-50 МПа).

При трехосном сжатии образцов пород (ангидрит, доломит, известняк, песчаник, глинистый сланец, алевролит, каменная соль) при давлениях и температурах, соответствующих глубинам до 9150 м, показали следующее.

1. Во всех случаях увеличение давления при постоянной температуре увеличивает предел текучести, а повышение температуры при постоянном давлении уменьшает его.

2. Увеличение давления при постоянной температуре повышает предел прочности. Нагревание при постоянном давлении может привести к увеличению пластичности пород, характеризующихся механическим напряжением.

3. Прочность пород (за исключением каменной соли) на любой глубине превышает прочность при атмосферных условиях.

4. Прочность известняка, глинистого сланца и алевролита при комнатной температуре превышает их прочность при 300°С приблизительно на 50%, а прочность каменной соли различается приблизительно в 7 раз. Нагревание до 300 °С незначительно влияет на прочность и пластичность ангидрита, доломита, песчаника, сланца.

Влияние внешнего давления

В связи с поисками залежей газа и нефти большое народнохозяйственное значение имеет освоение больших глубин (свыше 5000-7000 м). Известно, что обычно с глубиной погружения емкость и проницаемость пород с межзерновой пористостью уменьшается. Глинистые породы, играющие роль экранов между пластами, с определенных глубин обычно превращаются в хрупкие тела в силу потери воды и, как следствие, коллоидных свойств. Возрастает роль трещинных пород как возможных коллекторов газа.

Влияние внешнего давления сказывается также и на проницаемости горных пород, что важно учитывать в теории и практике разработки нефтяных и газовых залежей. Влияние эффективного давления на фильтрационные свойства в особенности ярко проявляется применительно к породам-коллекторам трещинного типа. Имеются многочисленные примеры, когда отбор жидкости или газа из пластов, сложенных трещинными коллекторами, влияет на изменение проницаемости. Наблюдается снижение проницаемости призабойной зоны в процессе фильтрации скважин за счет уменьшения просветности трещин. Экспериментальные исследования, связанные с изучением проницаемости пород при повышении и постепенном уменьшении эффективного давления, показывают, что после разгрузки проницаемость не достигает своей прежней величины, в особенности у пород со значительным содержанием глинистых частиц. Это свидетельствует о развитии остаточных деформаций в породах.

Изучение образцов карбонатных и глинистых горных пород, поднятыхиз глубины 4-5 тыс. мпоказало, что необходимо учитывать критическую точку, характеризующую порог статического уплотнения, за пределами которого наблюдается накопление необратимых изменений. Учет критического напряженного состояния позволяет более точно переносить результаты исследований в области средних давлений на поведение пород в области высоких давлений. Для этого проводят изучение упругого поведения породы и устанавливают зависимости относительного изменения пористости от давления, что позволяет привести данные, полученные на разгруженном керне, к условиям естественного залегания. Одновременно с этим проводится изучение влияния пре­вышения эффективного давления на характер деформации и физические свойства породы: выявление порога статического уплотнения или необратимых и обратимых изменений при его превышении. Подобные исследования имеют также важное значение в нефтегазопромысловой практике, когда для установления оптимального процесса эксплуатации требуется выбрать такой перепад давлений, который не смог бы привести к необратимым деформациям с ухудшением коллекторских характеристик.

Деформация скелета пористой среды под воздействием давления может происходить в результате следующих изменений в его структуре: 1) деформации зерен обломочного материала; 2) деформации и уплотнения материала, цементирующего отдельные зерна; 3) изменений во взаимном расположении или смещения отдельных зерен в общей структуре скелета; 4) сглаживания неровностей и скалывания выступов отдельных зерен и частиц.

Проницаемость пород в пластовых условиях ниже проницаемости этих пород в атмосферных условиях для хорошо проницаемых образцов на 12-40% и для слабопроницаемых, содержащих значительное количество глинистых частиц, на 40-80%. Возможное изменение коэффициента пористости сцементированных песчаников при изменении эффективных давлений от 0 до 140 МПа (глубина около 9000 м) находится в пределах от 0 до 10%. Однако пределы изменения пористости могут быть и большими в случае своеобразий в составе, текстуре и структурепород. Под воздействием всестороннего давления может происходить сужение и усложнение конфигурации поровых каналов, что уменьшает проницаемость коллектора.

На больших глубинах породы испытывают воздействие высоких давлений и температур, в результате чего они деформируются и изменяют физические свойства. Изменение пористости и проницаемости под действием давления определяется деформациями, изменяющими объем порового пространства. Величина деформации зависит от состава породы и ее текстурно-структурных свойств.

Три основные литологических группы осадочных пород: глинистые, песчаные и карбонатные.

Глинистые породы. Глинистые породы наиболее подверженных гравитационному уплотнению. Глины различного состава уплотняются по-разному. Наиболее хорошо уплотняются каолиновые глины, затем маршалит и в меньшей степени бентонит. Пористость глин изменяется с глубиной по логарифмическому закону и на глубине 2400 м достигает 75% теоретически возможного уплотнения.

При первичном уплотнении глин отделяется свободная вода. Глубины, на которых в основном заканчивается удаление из глин свободной воды, не превосходят 400-800 м.

Процесс вторичного уплотнения глин называется пластическим периодом осадки. На глубине 1500-2000 м в нефтематеринском осадке содержится лишь прочно связанная вода. Наибольшее количество связанной воды характерно для монтмориллонитовых глин (10-24%), наименьшее — для каолинитов каолинитовых глин (1-6%).

Глинистые породы-экраны монтмориллонитового состава обладают наиболее высокими флюидоупорными свойствами по сравнению с глинами другого минералогического со­става. Однако с глубиной по мере потери воды монтмориллонит переходит в гидрослюды. На глубине 10-15 км трещиноватость глинистых пород уменьшается и возрастает герметичность покрышек.

 

Песчаные породы. Роль трещиноватости песчаников с глубиной увеличивается. В песчаниках трещины не смы­каются при давлении до 500 МПа, соответствующем глубине до 20 км. Межзерновая фильтрация прекращается при всестороннем сжатии 400 МПа. При сжатии 200 МПа она уменьшается более чем на 60%. Из этого можно сделать вывод, что на глубине 10-15 км трещиноватость песчаников и алевролитов увеличивается.

Имеются примеры, указывающие на отсутствие зависимости изменения пористости песчаных пород с глубиной:

Эффективное давление на породы нефтяного (газового) пласта не остается постоянным в процессе разработки залежи. При падении пластового давления оно будет возрастать и может уменьшаться при искусственных методах восстановления пластового давления.

Породы продуктивного пласта, в особенности в призабойных зонах скважин, при отборах из них жидкости или газа испыты­вают постоянно возрастающие во времени нагрузки, которые могут исчезнуть при прекращении отбора и восстановлении пластового давления. Деформации, возникающие в результате сжимающих усилий вышележащих пород, могут носить упругий и необратимый характер и отрицательно влиять на коллекторские свойства пород. Изменение порового пространства пород пласта при снижении пластового давления связано с упругим расширением зерен породы и с возрастанием усилий, передающихся на скелет от веса вышележащих пород.

В отличие от пористости проницаемость песчаников изменяется с давлением в широком диапазоне. Породы с высокими значениями коэффициента максимальной сжимаемости пор (3,0•10^-5 МПа^-1 и выше) при эффективных давлениях, достигающих 140 МПа, снижают проницаемость более чем вдвое по сравнению с проницаемостью при атмосферных условиях. Однако карбонатные породы, обладающие значительной плотностью (2,45-2,65 г/см³), с преобладанием в них вторичной пористости, возникшей в основном в результате выщелачивания, могут весьма незначительно реагировать на изменение проницаемости при достаточно больших эффективных давлениях.

В опытах давление обжима изменялось от 0 до 35 МПа при постоянном давлении жидкости в образце. Для высоко проницаемых чистых песчаников первоначальная проницаемость не восстанавливалась примерно на 4%, а в глинистых образцах песчаников необратимое снижение проницаемости доходило до 60%.

Наименьшие упругие изменения коэффициента пористости наблюдаются у хорошо отсортированных песчаников и сильно уплотненных аргиллитов. Средняя величина уменьшения пористости этих пород при давлении около 150 МПа (глубина 6000-10000 м) составляет 6,2%; средняя величина уменьшения пористости при давлении около 10 МПа (глубина залегания пластов 300-500 м) равна 1,5%. Наиболее значительное уменьшение пористости отмечено у плохо отсортированных и плохо окатанных песчаников. Уменьшение пористости таких песчаников достигает 18,5% при давлениях 150 МПа. Средняя величина уменьшения пористости изученных плохо отсортированных песчаников при давлении около 150 МПа со­ставляет 13%; при давлениях около 10 МПа она равна 2,5% и при 32 МПа (глубина 1300-2000 м) – 7%.

Карбонатные породы. Карбонатные породы чаще всего обладают первичной и вторичной пористостью. На глубинах в карбонатных породах наиболее развит вторичный тип пористости, который и предопределяет их коллекторские свойства.

В карбонатных породах наблюдался широкий предел изменения пористости под действием давлений. Наибольшее уменьшение пористости (до 20%) при давлении около 100 МПа (глубина 4000-6000 м) зафиксировано у низкопористых тонко-и скрытокристаллических разностей известняка, наименьшее (около 2%) при том же давлении отмечено у более пористых доломитизированных известняков.

Наблюдается возрастание пористости с глубиной в карбонатных породах девона от 8,5 до 18% на глубинах свыше 6000 м. В породах кембрия-ордовика открытая пористость увеличиваетсяот 2-3% на глубинах 3000 м до 8,5% на глубинах 7000 м.

Коллекторские свойства карбонатных пород таким образом, улучшаются с глубиной, что связано с растворением части карбонатов в области высоких температур и агрессивных вод. На глубинах 10 км будут встречены коллекторы как трещинно-кавернозного, так и гранулярного типа.

Необратимое изменение проницаемости в зависимости от давления обжима наблюдается у известняков, доломитов, ангидрита, гипса и пород, со­держащих глинистый цемент. Изучалось изменение проницаемости образцов, разбитых трещинами, в зависимости от давления обжима, которое изменялось от 3 до 30 МПа. При увеличении давления обжима и при постоянном давлении в жидкости проницаемость образцов пород практически снижалась до нуля.

У известня­ков и мергелей смыкание трещин начинает проявляться при давлении 300 МПа и при 500 МПа достигает 20-30%.

 

11. ПОДЗЕМНОЕ ДВИЖЕНИЕ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

 

Основной закон фильтрации

Характер подземного движения жидкостей и газов определяется их свойствами, состоянием и скоростью, а также свойствами и состоянием горных пород, в пустотах которых перемещаются жидкости и газы. Если вмещающее пространство пород представляет собой поры, заключенные между зернами пород и связующим зерна материалом, то движение в них жидкостей и газов называется фильтрацией.

Помимо фильтрационного движения, жидкости и газы могут перемещаться под землей в горных породах по трещинам и кавернам, карстовым каналам и т. д.

Фильтрацию нефти и газа также можно считать частными случаями движения сжимаемой жидкости. Однако сложность структур реальных пористых сред делают изучение фильтрации на основе общей гидромеханики практически невозможным. Вместе с тем в подавляющем большинстве инженерных приложений и не требуется знать истинное поле скоростей веществ и поле давлений в поровом пространстве. На практике чаще всего нужно знать связь между общим количеством вещества, протекающего через единицу поверхности пористой среды в единицу времени (расходом вещества), и градиентом давления в пористой среде. Эта связь впервые была получена французским инженером Анри Дарси в 1856 г.

Закон фильтрации Дарси для описания движения однородной жидкости или газа в изотропной среде:

ν = - k / μ grad p,

где k - коэффициент проницаемости пористой среды, μ – вязкость жидкости или газа.

Проницаемость выражается в дарси (Д), 1 Д = 10⁸ см².

Самой простой моделью пористой среды является модель, состоящая из набора параллельных цилиндрических трубок одинакового диаметра d. Эта модель называется идеальным грунтом.

Другой моделью пористой среды является модель составленная из твердых шаров одинакового диаметра. Эта модель называется фиктивным грунтом. Пористость такой среды зависит от укладки шаров.

Рассмотрим элемент фиктивного грунта, состоящий из восьми шаров образующих ромбоэдр. При самой тесной упаковке (рис.11.1, а) α = 60° имеем т = 0,3. При наиболее неплотной укладке, но при условии касания шаров друг друга α = 90° получаем т = 0,476.

 

Рис. 11.1. Укладки шаров

 

Зная параметры идеального грунта, эквивалентного фиктивному, находятся характеристики фильтрации в фиктивном грунте.

Реальные пористые среды существенно отличаются от фиктивного грунта. Многие способы перехода от реальных пористых сред к фиктивному грунту сводятся к нахождению среднего (эффективного) диаметра реальной пористой среды.

Следует отметить, что для некоторых определенных типов пород можно найти зависимости между пористостью и проницаемостью. Однако, несмотря на многочисленные попытки, общую связь пористости и проницаемости для широкого класса реальных пород найти не удается. Закон Дарси перестает быть справедливым при быстрых движениях жидкостей или газов в пористой среде. Критерием нарушения ламинарного течения является достижение определенного критического значения числа Рейнольдса

В отличие от нарушения ламинарного течения, в трубах нарушение закона Дарси происходит плавно, при отсутствии характерного для переходного режима (с ламинарного на турбулентный) резкого увеличения гидравлического сопротивления. Плавный характер изменения гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса позволил найти простые выражения законов фильтрации, справедливые во всей области скоростей движения жидкостей и газов в пористой среде.

При описании многофазной фильтрации проницаемость принимается зависящей от насыщенности пористой среды соответствующей фазой. В случае фильтрации в анизотропных средах считается, что проницаемость различна в различных направлениях в среде.

Особый случай фильтрации имеет место, когда жидкость, насыщающая пористую среду, обладает неньютоновскими свойствами. Тогда фильтрация по закону Дарси либо может начинаться лишь при определенном значении градиента давления.