Определение коэффициента открытой пористости методом жидкости насыщения

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ МЕТОДОМ ЖИДКОСТИ НАСЫЩЕНИЯ

Пористость – это наличие в горной породе пор, трещин, каверн.

По происхождению пустоты разделяются на первичные и вторичные.

Коэффициентом полной пористости называется отношение суммарного объема пор в образце породы к объему образца. Измеряется коэффициент пористости в долях или в процентах объема породы. Коэффициентом открытой пористости принято называть отношение объема открытых, сообщающихся пор к объему образца. Коэффициентом эффективной пористости принято называть отношение объема пор, занятых нефтью или газом к объему открытых пор.

Коэффициент динамической пористости характеризует относительный объем пор и пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях, существующих в пласте.

Структура порового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор.

По величине поровые каналы нефтяных пластов условно разделяются на три группы:

1. сверхкапиллярные - более 0,5 мм;

2. капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм (0,2 мкм);

3. субкапиллярные - менее 0,0002 мм (0,2 мкм).

Методы измерения пористости горных пород.

Из формул для определения полной пористости следует, что для определения коэффициента пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Существует много методов определения плотности образца и зерен и соответственно имеется множество способов оценки коэффициента пористости горных пород.

1. Метод жидкости насыщения (Преображенского).

2. Газометрический метод.

3. Петрографический метод.

План проведения исследований:

1 Оборудование, инструменты, реактивы.

1.1 Установка для насыщения образцов жидкостью под вакуумом, конструкция которой предусматривает возможность раздельного вакуумирования образцов и рабочей жидкости (керосин, пластовая вода). В состав установки входят: вакуум-насос, вакуум эксикатор, вакуумметр, регулирующая арматура.

1.2 Весы лабораторные

1.3 Ареометр

1.4 Рабочая жидкость

2 Подготовка образцов

2.1 Образцы изготавливают из куска керна с помощью алмазного инструмента путём выбуривания, торцевания, шлифовки.

2.2 Образцы экстрагируют от нефти и битумов в аппаратах Сокслет.

2.3 Образцы высушивают в сушильном шкафу при температуре (105 2)°С. Высушенные образцы хранят в эксикаторах над прокаленным хлористым кальцием.

3 Проведение исследования

3.1 Определяют массу абсолютно сухого образца с погрешностью 0,01 грамма.

3.2 Проводят насыщение образцов рабочей жидкостью.

Режимы вакуумирования: раздельное вакуумирование – 2 часа; капиллярная пропитка – 10 минут; насыщение под слоем рабочей жидкости – 2 часа; до насыщения при атмосферном давлении – 1 сутки.

3.3 Определяют массу насыщенного образца на воздухе

3.4 Определяют гидростатическую массу образца

4 Обработка результатов

4.1 Коэффициент открытой пористости определяют по формуле:

= · 100%

где:

– масса насыщенного образца на воздухе в граммах;

– масса сухого образца в граммах;

– гидростатическая масса образца в граммах.

4.2 Объёмная плотность определяется по формуле:

ρ =

Результаты исследований заносятся в таблицу:

Таблица 1 – Результаты исследований

№ образца	масса абс. сухого образца mс, г	масса нас. образца на воздухе mн, г	масса нас. образца в раб. жидкости mг, г	плотность жидкости гр/	Коэффициент пористости Кп, %	объёмная плотность ρ г/
	52,16	54,97	33,83	1,061	13,29	2,618
	48,48	53,08	30,93	1,080	20,77	2,364
	49,12	51,27	30,63	1,042	10,42	2,480

5 Подобрать образец, пористость которого составляет 15%

Масса абс. сухого образца mс, г	Масса нас. образца на воздухе mн, г	Масса нас. образца в раб. жидкости mг, г	Плотность жидкости гр/	Коэффициент пористости Кп, %
51,76	54,91	33,96	1,061

6 Меры безопасности

6.1 Растворитель, используемый при проведении экстракции, является легковоспламеняющейся жидкостью. Все работы проводятся в вытяжном шкафу с работающей вентиляцией с использованием средств защиты.

6.2 Во время проведения экстракции постоянно контролировать температуру холодильника.

6.3 Перед началом вакуумирования проверить целостность всех стеклянных частей установки.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНОЙ ГАЗОПРОНИЦАЕМОСТИ МЕТОДОМ СТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ

Проницаемость – фильтрационный параметр горных пород, характеризующий её способность пропускать через себя газы и жидкости при изменении давления.

Проницаемость бывает абсолютной, фазовой и относительной.

Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды, которая определяется при наличии в ней какой-либо одной фазы химически инертной по отношению к породе. Это свойство породы и она не зависит от свойств фильтрующей жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов породы. Она используется для характеристики физических свойств пород.

На практике жидкости часто взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы забивают поры), поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется газ (воздух, азот и другие).

Фазовая проницаемость – проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движения в порах многофазных систем. Её значение зависит не только от физических свойств породы, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостью или газом и от их физико-химических свойств.

Относительная проницаемость – отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной проницаемости.

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорционально градиенту давления и обратно пропорционально динамической вязкости. Способность породы пропускать жидкости или газы характеризуется коэффициентом проницаемости.

Относительное содержание в пористой среде различного размера определяют следующими методами:

1. методом вдавливания ртути в образец

2. методом полупроницаемых мембран

3. центробежным методом

План проведения исследований:

1. Оборудование, инструменты, реактивы.

1.1 Установка для определения коэффициента абсолютной газопроницаемости методом стационарной фильтрации, в состав которой входят: газовые баллоны, кернодержатель, редуктор давления, манометры, ареометр.

1.2 Штангенциркуль

1.3 Барометр

1.4 Термометр

2. Подготовка образцов.

2.1 Образцы изготавливают правильной геометрической формы из куска керна с помощью алмазного инструмента путем выбуривания, торцевания и шлифовки.

2.2 Образцы экстрагируют от нефти и битумов в аппаратах Сокслета.

2.3 Образцы высушивают в сушильном шкафу при температуре С. Высушенные образцы хранят в эксикаторах над прокаленным хлористым кальцием.

3. Проведение исследования.

3.1 Определяют геометрические размеры образца штангенциркулем как среднее из 3 - 5 определений в каждом направлении.

3.2 Образец помещают по резиновому манжету в кернодержатель и создают давление кернообжима 1 - 2 МПа.

3.3 Создают рабочий перепад давлений и измеряют давление на входе и выходе из образца. Расход газа находят по калибровочной таблице в зависимости от величины давления на выходе из образца.

3.4 Выполняют измерения еще 2 раза при различных перепадах давления. Сбрасывают давление в системе и извлекают образец из кернодержателя.

3.5 Измеряют температуру опыта. Вязкость газа при условиях фильтрации находят по таблице в зависимости от температуры.

3.6 Барометром измеряют атмосферное давление.

3.7 Все результаты измерений заносят в рабочий журнал в виде таблицы.

4. Обработка результатов.

Коэффициент проницаемости для каждого перепада давлений вычисляют по формуле:

, где

760 - коэффициент перевода мм рт. ст. в атмосферы;

Q - расход газа, см³/с;

- коэффициент динамической вязкости для газа, мПа*с;

L - длина образца, см;

p_a - барометрическое давление, мм рт.ст.;

F - площадь поперечного сечения образца, см²;

p₁ - давление на входе, мм рт. ст.;

p₂ - давление на выходе, мм рт. ст.

F = ;

p_a = 0,0075 p_б , где

р_б - давление по барометру, Па.

Коэффициент проницаемости образца находят как среднее арифметическое из 3-х определении:

5. Меры безопасности.

5.1 К работе с газовыми баллонами допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие инструктаж и проверку знаний.

5.2 Запрещается оставлять установку под давлением без присмотра.

5.4 Запрещается работать на неповеренных манометрах

5.5 Газ из баллона расходовать через редуктор, камера снижения давления которого отрегулирована на максимальное допустимое давление в системе.

Кпр, мД	0,514	0,037
Кпрi, мД	0,561	0,516	0,464	0,041	0,037	0,034
Q, см^3/с	0,670	0,900	1,125	0,670	0,900	1,125
р1+р2+2ра, мм рт.ст	1103,66	1317,1	1539,37	3894,58	4717,42	5540,27
р1-р2, мм рт.ст	942,08	1152,58	1371,91		4552,9	5372,81
р2, мм рт. ст	2,94	4,41	5,88	2,94	4,41	5,88
Р1, мм рт. ст	945,02	1156,99	1377,79	3735,94	4557,31	5378,69
Коэф. перевода в мм рт.ст	44,16	44,16
Р1 по манометр	21,4	26,2	31,2	84,6	103,2	121,8
№ мано метра
µ, мПа·с	0,01788	0,01788
2·рб, мм рт.ст	155,7	155,7
рб, Па
Т, °С
Fобр , см^2	6,93	6,88
Dобр, см	2,97	2,96
L обр, см	2,85	2,90
Лаб. № обр.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТИПА КОЛЛЕКТОРА

Коллекторы – горные породы, обладающие способностью вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления.

Исходя из основных коллекторских свойств, коллектора можно разделить на следующие основные виды:

1. Коллекторы кавернозного типа. Сложены пещанно-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. Подобным строение порового пространства характеризуются также некоторые пласты карбонатных пород. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинных микротрещин.

Фильтрация жидкости и газа в них осуществляется по микротрещинам, содержащих мелкие каверны.

2. Коллекторы трещинового типа. Чисто в трещиноватых коллекторах (обычно сложенных преимущественно карбоновыми отложениями, сланцами) поровое пространство слагается системой трещин, при этом участки коллектора, залегающие между трещинами, представляют собой плотные малопроницаемые массивы, поровое пространство которых практически не участвует в процессах фильтрации.

Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого типа приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам.

Фильтрация нефти и газа происходит только по системе микротрещин с раскрытостью выше 5 – 10 мкм. Такие виды коллекторов мало распространены.

3. Коллекторы смешанные. Представляют собой сочетания и переходы по площади и разрезу трещиноватого или кавернозного к поровым. Широко распространены. В зависимости от наличия в них пустот различного типа подразделяются на подклассы: трещиновато-пористые, трещиновато-каверновые, трещиновато-каверно-поровые и другие.

Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых горных пород имеет свои особенности: их качества как коллектора характеризуются густотой и раскрытостью трещин, которая определяет трещиновую пористость и проницаемость.

Проведение исследования

Таблица 1 – Результаты исследований образцов керна стандартного размера

№ п/п	№ д-я	Проницаемость, 10^-3 мкм^2	Плотность, г/см^3	Пористость, %, атм.
		<0,01	2,69	0,69
		<0,01	2,69	0,90
		<0,01	2,68	1,33
		0,21	2,64	2,63
		0,01	2,61	3,40
		0,01	2,64	2,41
		0,02	2,67	2,08
		<0,01	2,68	1,03
		<0,01	2,68	0,94
		<0,01	2,67	1,33
		<0,01	2,66	2,02
		<0,01	2,66	1,55
		<0,01	2,69	1,03
		<0,01	2,69	0,99
		<0,01	2,68	1,29
		0,09	2,70	0,69
		0,09	2,69	0,86
		<0,01	2,69	0,56
		0,01	2,67	2,28
		0,59	2,44	9,90
		0,23	2,45	9,53
		1,03	2,41	11,00
		0,20	2,66	2,12
		4,91	2,38	12,21
		0,01	2,69	1,13
		0,04	2,69	1,34
		<0,01	2,69	1,03
		0,04	2,58	5,20
		0,01	2,66	3,32
		<0,01	2,70	2,37
		0,26	2,62	5,09
		1,77	2,44	9,78
		0,93	2,57	5,23
		<0,01	2,70	0,90
		<0,01	2,69	1,16
		<0,01	2,71	0,95
		0,01	2,70	1,12
		<0,01	2,70	0,90
		0,01	2,69	0,95
		0,01	2,69	0,81
		0,06	2,69	0,98
		<0,01	2,69	1,06
		<0,01	2,62	1,85
		0,02	2,67	1,66
		0,02	2,70	0,89
		0,01	2,69	0,64
		0,02	2,69	1,15
		<0,01	2,62	3,78
		<0,01	2,65	2,29
		0,01	2,66	1,80

1.Построим графики зависимости плотности от проницаемости и проницаемости от пористости.

Дата добавления: 2015-08-29