Физика нефтяного пласта (стр. 2 из 8)
1.1 Определение пористости
Пористость - это емкостной параметр горных пород. Коэффициент полной пористости есть отношение объёма взаимосвязанных и изолированных пустотных каналов к общему объёму образца.
Полная пористость сцементированных пород, содержащих открытые и изолированные пустотные каналы, рассчитывается по результатам измерения минералогической, и объёмной плотностей породы, для чего используют два смежных образца из одного куска керна.
Расчет коэффициента полной пористости производится по формуле:
mп = (1 – Yо / Yм ) 100,
где: mп- полная пористость породы;
Yо - объёмная плотность породы;
Yм- минералогическая плотность породы.
Расчет полной пористости годной породы проводится обычно с точностью до 0,1 %.
1.2 Определение минералогической плотности горных пород
Минералогическая плотность породы определяется путём измерения массы и объёма породообразующих минералов.
Образец породы весом 3-5 грамм измельчают в ступке до разъединения на отдельные составляющие его зерна. Вымытый пикнометр высушивают при температуре +105оС и взвешивают (Мп). Точность, с которой производят определение массы во время опыта, составляет 0,001 г.
Подготовленную породу засыпают в сухой пикнометр и взвешивают (М1). Пикнометр с измельченной породой заливают дистиллированной водой и удаляют воздух из воды вакуумированием или кипячением на песчаной (водяной) бане до прекращения выделения пузырьков. Для пород, содержащих водорастворимые соли и набухаемые в воде глины, а также карбонаты, в качестве рабочей жидкости используется очищенный керосин, а удаление воздуха производится путем вакуумирования.
Общую массу пикнометра с измельчённой породой и рабочей жидкости с известной плотностью (Yж) взвешивают (М2).
Расчёт минералогической плотности породы производят по формуле:
Yм = (М1 – Мп) / [(М3 – Мп) – (М2 – М1)]Yж
где: Yм- минералогическая плотность, г/см 3;
Мп- масса сухого пикнометра, г;
М1- масса пикнометра с измельченной породой, г;
М2- масса пикнометра с измельченной породой и рабочей жидкостью, г;
М3- масса пикнометра с рабочей жидкостью, г;
Yж- плотность рабочей жидкости, г/см3.
Расчёт минералогической плотности горной породы производится с точностью до 0,001 г/см3.
1.3 Определение объемной плотности пород
К образцу, содержащему открытые и изолированные пустотные каналы объемом 4-5 см 3, прикрепляют тонкую проволоку, на которой его подвешивают к крюку коромысла аналитических весов и определяют массу (М4). Точность, с которой производится определение массы во время, опыта составляет 0,001 г. Определяют массу проволоки (М7). Образец покрывают тонким слоем парафина. Для этого берутся руками за проволоку и погружают образец на 1-2 секунды в расплавленный парафин,
Рис.2. Взвешиваниеобразцов
температура, которого на 5-100С выше температуры плавления парафина. По окончанию парафинизации поверхность образца осматривают для выявления трещин и пузырьков в парафиновой оболочке. Обнаруженные дефекты устраняют прикосновением горячей проволоки.
После остывания парафина образец вместе с проволочкой взвешивают (М5). Запарафинированный образец взвешивают в дистиллированной воде (М6), как показано на рисунке 2. Для этого над чашкой весов устанавливают мостик со стаканчиком воды, в которую погружают образец, подвешиваемый на проволоке к крюку коромысла весов, следя, чтобы образец не касался стенок сосуда. При этом необходимо следить, чтобы на поверхности парафина не было приставших пузырьков воздуха.
Объёмную плотность образца горной породы рассчитывают по формуле:
Yо= (М4 – М7) Yв Yп / [(М5 – М6) Yп – (М5 –М4) Yв], (2.3)
где Yо - объёмная плотность, г/см3;
М4 - масса сухого образца с проволокой, г;
М5 - масса образца с, парафиновой пленкой, г;
М6 - масса образца с парафиновой пленкой в воде, г;
М7 - масса проволоки, г;
Yв -плотность воды, г/см3;
Yп - плотность парафина, г/см 3.
Расчёт объёмной плотности горной породы производится с точностью до 0,001 г/см 3.
1.4 Методы определения нефте - и водонасыщенности коллекторов
При определении нефте- и водонасыщенности прямым методом объектом испытания могут быть образцы пород, отобранные при бурении из необводненного продуктивного горизонта (интервала горизонта) при использовании в качестве промывочной жидкости растворов на нефтяной основе (РНО) или растворов, нефильтрующихся в пористую среду. Образцы должны быть надёжно законсервированы непосредственно на буровой и доставлены в лабораторию с соблюдением предосторожностей.
Аппарат Закса (рис. 3.) состоит из колбы (4), стеклянной ловушки (2), калиброванной но 10 см3, стеклянного холодильника и стеклянного цилиндра (3) с дном из пористого стекла (фильтра). Колба, ловушка и холодильник тщательно прищлифовываются друг к другу для устранения утечки паров растворителя через места соединения. В процессе работы цилиндр с керном помещают в горловину колбы на специальные выступы. В верхней части цилиндра имеются два отверстия, в которых закрепляют проволочную дужку для удобства извлечения цилиндра из колбы.
Порядок работы
Разгерметизированный образец керна и очистив его от раствора и шлама, из серединной части керна откалывают кусок произвольной формы и помещают его в бокс, чтобы избежать испарения жидкости с поверхности образца. Если после определения нефте- и водонасыщенности планируется использовать именно этот же кусок керна для других видов исследования, то тогда готовится специальный образец. Для этого из керна с помощью алмазной коронки и с использованием машинного масла высверливается образец цилиндрической формы. Путём взвешивания образца в бюксе, а затем отдельно бюкса определяют массу o6paзца с точностью до 0,001 г. Помешают образец в цилиндр. Наливают в колбу (до половины) толуол и, установив цилиндр с образцом в горловину, собирают прибор.
Подключают холодильник к воде, (вода поступает снизу вверх) и включают электропечь. Подогрев колбы регулируют таким образом, чтобы образец породы всё время был погружен в растворитель и вместе с тем растворитель не переливался через край цилиндра.
Рис. 3. Аппарат Закса
Подключают холодильник к воде, (вода поступает снизу вверх) и включают электропечь. Подогрев колбы регулируют таким образом, чтобы образец породы всё время был погружен в растворитель и вместе с тем растворитель не переливался через край цилиндра.
Вода, находящаяся в поровом пространстве образца, в процессе перегонки скапливается в ловушке и анализ считается законченным, когда дальнейшее увеличение объёма воды не наблюдается. Растворитель, находящийся над уровнем воды в ловушке, становится совершенно прозрачным.
Капли воды в случае их конденсации в трубке холодильника поступают в ловушку, а затем измеряется объем выделившейся из образца воды.
В отдельных случаях (при слабопроницаемых породах с осмолившейся нефтью) по окончании дистилляции воды рекомендуется, удалив толуол из колбы, произвести дополнительную экстракцию четырёххлористым углеродом.
После окончания экстрагирования печь выключают, растворителю из цилиндра дают стечь. Цилиндр с образцом извлекают и высушивают в термостате до постоянной массы. Объём нефти в образце определяют из выражения:
Vн = (M1 – M2 - Vв Yв) / Yн.
Коэффициент нефтенасыщенности в долях единицы будет равен:
Кн = Vн Yо / Mп M2.
Коэффициент водонасыщенности в долях единицы будет равен:
Кв = Vв Yо / Mп M2.
В формулах используются следующие обозначения:
Vн - объём нефти в образце, см3;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц;
Кв - коэффициент водонасыщенности, доли единицы;
Vв - объем воды, выделившегося из образца, см 3;
М1 - масса образца насыщенного нефтью, водой, г;
М2 - масса экстрагированного и высушенного образца, г;
Yн - плотность нефти, г/см3;
Yв – плотность воды, г/см3;
Yо – кажущая плотность породы, г/см3;
Мп - полная пористость, доли единицы.
Расчёт коэффициентов производится с точностью до 0,001.
2. Определение структурных, гранулометрических свойств, смачиваемости, поверхностной проводимости
Структурные свойства горных пород, в которых нефть и газ могут содержаться в промышленных количествах, представляют исключительный интерес для подсчета запасов, проектирования разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. В данном разделе приводится методика проведения исследований по определению основных структурных характеристик коллекторов.
Под гранулометрическим составом горных пород подразумевается количественное содержание в породах частиц различной величины.
Гранулометрический состава нефтесодержаших пород в основном представлен частицами размером от 0,5 до 0,05 мм в диаметре. В зависимости от размера зерен, породы разделяются на три основные группы: псаммиты, алевриты и пелиты.
Первая группа – псаммиты состоят преимущественно из частиц размером 1 - 0,1 мм. Вторая – алевриты, включает частицы размером 0,1 - 0,01 мм и третья – пелиты, в которую входят частицы размером от 0,01 до 0,001 мм.
Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методик. Наиболее распространенными являются ситовый и седиментационный методы, применяемые для слабо и средне сцементированных горных пород и метод исследования в шлифах под микроскопом, применяемый для средне и крепко сцементированных пород.