Физика пласта - сборник лабораторных работ. Лабораторная работа Определение коэффициента общей (полной) пористости
 Скачать 1.79 Mb.
|
|
Сборник лабораторных работ по курсу «Физика пласта» Сборник лабораторных работ по курсу «Физика пласта». Часть 1. М.2009 В работе приведены краткие теоретические основы по тематике проводимых лабораторных работ по курсу «Физика пласта», дано описание установок и порядок проведения исследований по определению основных характеристик горных пород. Приведены требования к обработке полученных экспериментальных данных. Даны указания по безопасному проведению работ. СОДЕРЖАНИЕ Лабораторная работа 1. Определение коэффициента общей (полной) пористости………………………………………………………………….5 Лабораторная работа 2. Определение коэффициента открытой пористости………………………………………………………………….14 Лабораторная работа 3. Определение коэффициента абсолютной проницаемости горных пород…………………………………………….17 Лабораторная работа 4. Определение коэффициента карбонатности горных пород………………………………………………………………………..26 Лабораторная работа 5. Экстрагирование образцов породы…………30 Лабораторная работа 6. Определение удельного содержания воды в керне на приборе Дина – Старка и обводненности нефти…………………………34 Лабораторная работа 7. Определение коэффициентов водо- и нефтенасыщенности образцов породы на приборе Закса………………..37 Лабораторная работа 8. Определение коэффициента остаточной водонасыщенности образцов породы методом центрифугирования…….42 Литература……………………………………………………………………48 Приложение…………………………………………………………………..49 Порядок проведения лабораторных работ
Лабораторная работа 1 Определение коэффициента общей (полной) пористости Пористость является важнейшим свойством, отличающим нефтяные и газовые пласты от “обычных” сплошных сред. Под пористостью какого-либо материала понимается наличие в нем между твердыми частицами, образующими этот материал, пустот – пор (трещин, каверн). Коэффициентом общей (физической) пористости (m) называется отношение объема всех присутствующих в объекте (пласте) пор (трещин, каверн) (Vпор) к изучаемому объему пласта (V)  . (1. 1)Измеряется коэффициент общей пористости в процентах от объема пласта или в долях единицы. Природные поры можно разделить на открытые (сообщающиеся друг с другом) и закрытые (изолированные друг от друга). Полезную емкость формируют лишь сообщающиеся между собой открытые поры. Тип связанности пор является определяющим фактором при формировании технологической полезной емкости пласта. Под полезной емкостью пласта понимается объем порового пространства, который может содержать и отдавать углеводороды при данной технологии разработки. Имеется достаточное количество примеров, когда при традиционных технологиях воздействия на пласт он оказывается непродуктивным, однако применение специальных технологий позволяет получать промышленные притоки нефти и газа и таких пластов. Связность пор зависит от структуры порового пространства, от типа флюидов, заполняющих поровый объем, и от воздействия на пласт физическими полями. Соответственно связность пор имеет смысл разделить на чисто геометрическую, характеризующую максимально возможную связность только по поровой структуре, и физическую, которая учитывает влияние эффектов взаимодействия фаз в системе скелет-флюиды и физических полей на связность пор. Важно также выделить технологическую связность пор, так как некоторые технологии могут уменьшать физическую связность (например, из-за падения пластового давления при первичной добыче), а некоторые могут ее увеличивать (гидроразрыв, кислотные обработки и др.). По форме пустоты делятся на поры, каверны и трещины. Характер пустотного пространства контролирует тип и величину пористости пласта (см. рис.1.1). По происхождению поры делятся на первичные, сформированные на стадии образования осадочной породы (стадии седиментации и диагенеза), и вторичные, сформированные уже после образования породы (стадия литогенеза). Первичными являются поры между зернами (гранулами) осадочных пород, щели литогенетических трещин (усыхания осадков и остывания для магматических пород) и трещин напластования; каверны, образующиеся при доломитизации известняковых осадков в морской воде, и каверны в эффузивных породах, вызванные выделением газов. Первичная пористость контролируется фациальными условиями осадконакопления. В осадочных породах преобладающими являются первичные межзерновые (межгранулярные) поры. Вторичными являются поры, возникающие в результате процессов таких преобразований пород, как выщелачивание, дробление, возникновение трещин и др. Главнейшими вторичными пустотами являются тектонические трещины, карстовые каверны и поры, образовавшиеся в результате выветривания, разгрузки и других физико-геологических процессов.
Рис.1.1. Различные структуры поровых пространств Обломочные породы: а – высокопористые с хорошо окатанными и отсортированными зернами; б – очень высокопористые с хорошо окатанными и отсортированными зернами; в – низкопористые с плохо окатанными и отсортированными зернами; г – пониженной пористости с хорошо окатанными отсортированными, но сцементированными зернами; д – с порами растворения; е - с трещинной пористостью (по О.Е.Мейнцеру) Первичные поры осадочных пород называют межзерновыми или межгранулярными. Первичные поры представлены межгранулярными или межформенными пустотами. Они имеют неправильные угловатые очертания, определяемые формой и окатанностью зерен. Такие поры характерны для терригенных пород - пески, песчаники, глины (см. рис.1.5.1а,б,в,г), а также для хемогенных разностей карбонатных пластов. Межформенные поры представляют из себя полые участки между форменными образованиями (органическими остатками, их обломками, обломками пород, оолитами, сгустками, комками и т.д.). Вторичные поры характерны для карбонатных - известняки, доломиты, а также для некоторых метаморфических и магматических пород (см. рис.1.1г,д,е ).  Рис.1.2. Типы связанности пор: а) проточные поры; б) тупиковые; в) изолированные Тип связности пор зависит от условий формирования породы. Открытая пористость характерна для несцементированных и слабо сцементированных, отсортированных терригенных и карбонатных пород. В процессе литогенеза для сцементированных разностей осадочных пород взаимосвязь между отдельными порами часто ухудшается вследствие перекрытия части пор цементом и их механического уплотнения (рис.1.2). В карбонатных пластах поры растворения (каверны) часто оказываются несвязанными друг с другом из-за закупорки связывающих их путей фильтрации вторичными минеральными выделениями (кальцит, гипс и др.). Вторичная пористость нередко имеет определяющее значение в формировании полезной емкости пластовой системы. Это обусловлено тем, что большинство залежей нефти и газа при своем формировании претерпели многократные изменения текстурных и структурных характеристик, изменение структуры и морфологии порового пространства, а также минерального состава слагающих их пород. Первичная пористость пород-коллекторов чаще всего характерна для залежей древнего геологического возраста, составляющих небольшую часть известных месторождений углеводородов. Вторичная пористость способствует формированию сложного типа порового пространства. На базе первичных пор возникают вторичные – трещины и пустоты выщелачивания. Трещинная пористость, несмотря на малые объемы трещин, играет большую роль, увеличивая связность между отдельными порами и участками пор. Вторичная пористость усложняет первичную структуру порового пространства. Вторичная пористость при незначительной трещинности является благоприятным фактором для интенсификации добычи с использованием гидравлических разрывов пласта и кислотной обработки. Закрытая пористость характерна для магматических пород с пузырчатыми и ячеистыми порами (например, пемза). Общая пористость нефтяных и газовых пластов формируется межгранулярными порами, трещинами и кавернами. По физической сущности коэффициент пористости является скалярным свойством, характеризующим концентрацию пор в единице объема пласта. Коэффициент пористости обладает свойством аддитивности. Соответственно общую пористость можно представить в виде  , (1.2)где Vгран, Vтр, Vкав - объемы гранулярных (межзерновых) пор, трещин и каверн, mгран, mтр, mкав - коэффициенты гранулярной, трещинной и кавернозной пористости. В соотношении (1.2) V - это единичный объем пласта, в котором определяются объемы пор различного типа. Размеры единичного объема пласта должны быть настолько велики, чтобы включать в себя достаточно большое количество пор, трещин или каверн. Если это условие не соблюдается, то определение объемной концентрации пор различного типа будет неравноправным и из-за нарушения аддитивности соотношение (1.2) уже Для промысловой практики выделение преобладающего типа пористости имеет большое значение, так как технологии разработки пластов с различными типами пористости различны. В большинстве случаев при разработке месторождений нефти и газа приходится иметь дело со сложным типом пористости (гранулярно-трещинным, трещинно-каверновым и более сложным). Величины mгран, mтр и mкав используют для идентификации пластов по преобладающему типу пористости: - чисто гранулярные коллекторы - m близки к mгран; - трещинные коллекторы m mтр; - трещинно-кавернозные m (m тр + m кав); - трещинно-гранулярные m (m тр + mгр). Типичным для промысловой практики является «двойная» пористость, предполагающая наличие двух емкостных поровых сред. Одна из них - пористость межзерновой среды блоков (блочная или матричная пористость), вторая трещинная пористость – емкость самих трещин. Пористость большинства коллекторов составляет от 5 до 30 %, но, как правило, находится в пределах 10-20 % (см.табл.1.1). Карбонатные залежи обычно имеют меньшую пористость, чем терригенные, однако последние могут иметь большую проницаемость. Таблица 1.1 Характерный диапазон и значения пористости пород-коллекторов
Порядок проведения работы
 Рис.1.3. Порозиметр.1 – проградуированная шкала ; 2 - стеклянный стаканчик. Таблица 1.2.
Обработка полученных результатов
 .
 %.Лабораторная работа 2 Определение коэффициента открытой пористости Для количественной оценки относительной доли сообщающихся между собой пор используется коэффициент открытой пористости:  , где  и V - объемы открытых (сообщающихся) пор пласта.В соответствии с общепринятым стандартом коэффициент открытой пористости определяется на экстрагированных образцах, высушенных при температуре 1050С. Для заглинизированных пластов сушку проводят при температуре 700С. Открытая пористость определяется методом насыщения образца жидкостью (по И.А.Преображенскому) по разности масс сухого и насыщенного жидкостью образца, его внешнего объема (по разности масс насыщенного жидкостью образца в воздухе и в насыщающей жидкости) и вычислении пористости путем деления первого объема на второй. Стандарт определения открытой пористости методом насыщения предполагает, что объем открытых пор не зависит от особенностей взаимодействия конкретной пары скелет – флюид. То есть предполагается, что по разным флюидам открытая пористость – величина неизменная. Однако специально проведенными экспериментами отмечены количественные отличия коэффициента открытой пористости при насыщении образцов различными флюидами (нефть, вода, технологические жидкости и др.) Значения коэффициента открытой пористости используются в современных гидродинамических симуляторах разработки месторождений и при подсчете запасов. Соответственно использование унифицированных значений коэффициента открытой пористости безотносительно к конкретной паре флюид – скелет пласта может приводить к существенным погрешностям при моделировании. При подсчете запасов эти эффекты не играют никакой роли, так как в расчетах используют природный эффективный поровый объем, содержащий углеводороды. В общем случае mо m, так как в подавляющем большинстве пластов имеются и не сообщающиеся между собой (закрытые) поры. Кроме закрытых в пластах могут присутствовать и условно сообщающиеся - тупиковые поры. Порядок проведения работы
Таблица 2.1.
Обработка полученных результатов Вычисляем коэффициент открытой пористости:  100%. |
.