Главная страница
Навигация по странице:

  • Задача 9.

  • Результаты эксперимента

  • Исходные данные для задачи10.

    		•

    Материалы п р фп. Материалы П Р ФП. Методические указания к практическим работам для студентов направления 21. 03. 01


    Скачать 1.05 Mb.
    НазваниеМетодические указания к практическим работам для студентов направления 21. 03. 01
    АнкорМатериалы п р фп
    Дата04.04.2023
    Размер1.05 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаМатериалы П Р ФП.docx
    ТипМетодические указания
    #1036217
    страница6 из 7
    1   2   3   4   5   6   7

    РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТИ И ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖАХ



    При образовании нефтяных залежей в водном бассейне откладывались пески, которые затем цементировались минеральными веществами, осаждавшимися из водных растворов. Поры, образовавшиеся в процессе осаждения и последующей цементации пород, были заполнены водой. Появление в порах нефти должно было одновременно сопровождаться освобождением пор от содержащейся в них воды. Однако полного замещения воды нефтью не произошло вследствие различных капиллярных явлений. Часть поровых каналов (субкапилляры) от воды совсем не освобождалась, а та часть, которая заполнялась нефтью, содержала в себе остаточную воду в застойных областях и в пленочном состоянии в виде водного покрова на песчинках. Часть этой воды оставалась также в виде капелек в порах малого размера, окруженных порами большого размера. Вытеснение воды нефтью происходило только из тех пор, в которых давление вытеснения превышало капиллярное давление водонефтяных менисков. В итоге коллекторы нефтяных залежей оказались заполненными водой и нефтью одновременно. Оставшаяся в пласте вода получила название связанной или остаточной (Sв.ост). Таким образом, нефть в пластах содержится только в тех порах, в которых происходило движение жидкостей в период формирования залежи.

    Количество остаточной воды (Sв.ост) связано с генетическими особенностями формирования залежей нефти и газа. Ее величина зависит от содержания цемента в коллекторах, в частности, от содержания в них глинистых минералов: каолинита, монтмориллонита, гидрослюд.

    Насыщенность – один из важных параметров продуктивных пластов, характеризует запасы нефти (газа и воды) в пласте, количественно оценивается величиной коэффициента S:

    • водонасыщенностью – Sв;

    • газонасыщенностью – Sг;

    • нефтенасыщенностью – Sн.

    Обычно для сформированных нефтяных месторождений остаточная водонасыщенность (Sв.ост) изменяется в диапазоне от 6 до 35%. Соответственно, нефтенасыщенность (Sн) равная 65 % и выше (до 90 %), в зависимости от «созревания» пласта считается хорошим показателем залежи.

    Количество углеводородов, содержащихся в продуктивном пласте, зависит от насыщенности порового пространства породы нефтью, газом и водой. Остаточная водонасыщенность, обусловленная капиллярными силами, не влияет на основную фильтрацию нефти и газа.

    Коэффициентом водонасыщенности (Sв) породы называется отношение объема открытых пор в образце породы, занятых водой (Vв), к общему объему пор горной породы (Vпор). Коэффициент водонасыщенности (Sв) рассчитывается по формуле:

    (26)

    Коэффициентом нефтенасыщенности (Sн) породы называется отношение объема открытых пор в образце породы, занятых нефтью (Vн), к суммарному объему пустотного пространства (Vпор). Коэффициент нефтенасыщенности (Sн) рассчитывается по формуле:

    (27)

    Коэффициентом газонасыщенности (Sг) породы называется отношение объема открытых пор в образце породы, занятых газом (Vг), к суммарному объему пустотного пространства (Vпор). Коэффициент газонасыщенности (Sг) рассчитывается по формуле:

    (28)

    Параметр насыщенности нормирован и равен единице (S=1) или 100 %, т. е. для образцов пород, в случае фильтрации систем нефти, газа и воды, справедливо следующее соотношение:

    (29)

    Объемы содержащейся в образцах породы воды и нефти определяются в лабораторных условиях при помощи аппаратов Закса, ДинаСтарка. Используя эти данные, вычисляют коэффициенты нефте-, водо и газонасыщенности по следующим формулам:

    Коэффициент нефтенасыщенности (Sн):
    (30)

    Коэффициент водонасыщенности (Sв):
    (31)

    Коэффициент газонасыщенности (Sг):

    (32),

    где Vн, Vв – соответственно объемы содержащейся в образце нефти и воды, м3; ρп – плотность породы, кг/м3; m – коэффициент открытой пористости, доли ед.; G – масса жидкости, содержащейся в образце, кг; bн, bв – объемные коэффициенты нефти и воды соответственно, доли ед
    Задача 9. Определить коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

    Таблица 6

    Исходные данные для задачи 9

    №
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    7
    8
    9
    10

    Vн, мл
    4,13
    3,98
    3,71
    3,47
    3,88
    4,78
    4,16
    4,22
    3,67
    3,13

    Vв,мл
    3,46
    2,56
    2,71
    2,91
    3,28
    4,33
    3,35
    2,89
    2,35
    2,66

    G, г
    95
    96
    87
    93
    90
    99
    99
    97
    95
    93

    продолжение таблицы 6

    №
    1
    2
    3
    4
    5
    6
    7
    8
    9
    10

    ρп, г/см3
    2,4
    2,6
    2,7
    2,8
    2,2
    2,4
    2,6
    2,8
    3
    2,9

    m
    0,26
    0,22
    0,25
    0,23
    0,21
    0,28
    0,24
    0,27
    0,2
    0,29

    bн
    1,3
    1,23
    1,27
    1,25
    1,33
    1,29
    1,25
    1,21
    1,23
    1,25

    bв
    1,07
    1,05
    1,06
    1,03
    1,18
    1,09
    1,11
    1,05
    1,07
    1,05

    №
    11
    12
    13
    14
    15
    16
    17
    18
    19
    20

    Vн, мл
    3,03
    3,88
    3,92
    3,77
    3,68
    3,56
    3,03
    3,!7
    3,71
    4,11

    Vв,мл
    2,41
    2,08
    3,31
    3,28
    3,17
    3,03
    2,09
    2,14
    3,16
    3,07

    G, г
    91
    89
    96
    88
    90
    92
    94
    96
    98
    93

    ρп, г/см3
    2,7
    2,5
    2,3
    2,1
    2,2
    2,5
    2,4
    2,5
    2,3
    2,5

    m
    0,19
    0,33
    0,32
    0,3
    0,18
    0,24
    0,25
    0,24
    0,26
    0,27

    bн
    1,27
    1,29
    1,23
    1,26
    1,29
    1,31
    1,29
    1,28
    1,27
    1,3

    bв
    1,05
    1,11
    1,09
    1,12
    1,19
    1,06
    1,04
    1,08
    1,07
    1,05



    Установление зависимости между остаточной водонасыщенностью и капиллярным давлением представляет значительный интерес для характеристики коллекторских свойств породы. Она позволяет косвенным путем приближенно оценить содержание остаточной (связанной) воды в нефтеносной породе, а также выяснить размеры пор (точнее радиусы менисков) и их объемное участие (в общем объеме пор), что расширяет и дополняет знание о поровой структуре породы

    Используя метод полупроницаемых мембран, можно определить объем вытесненной воды из образца породы при различных значениях капиллярного давления. По результатам эксперимента необходимо заполнить таблицу 7.
    Таблица 7

    Результаты эксперимента

    N
    Капилярное давление, Рк, мм.рт.ст.
    Показания бюретки, V, см3
    Объем вытесненной из образца воды
    Объем оставшейся в образце воды
    Размеры радиусов пор, мкм

    см3
    % от объема пор
    см3
    % от объема пор

    1
    10
    4
     
     
     
     
     

    2
    20
    4
     
     
     
     
     

    3
    30
    3,98
     
     
     
     
     

    4
    40
    3,93
     
     
     
     
     

    5
    50
    3,88
     
     
     
     
     

    6
    60
    3,75
     
     
     
     
     

    7
    70
    3,65
     
     
     
     
     

    8
    80
    3,35
     
     
     
     
     

    9
    100
    3,08
     
     
     
     
     

    10
    120
    3
     
     
     
     
     

    11
    140
    2,96
     
     
     
     
     

    12
    160
    2,89
     
     
     
     
     

    13
    180
    2,85
     
     
     
     
     

    14
    200
    2,83
     
     
     
     
     

    15
    230
    2,8
     
     
     
     
     

    16
    260
    2,78
     
     
     
     
     

    17
    290
    2,75
     
     
     
     
     

    18
    330
    2,73
     
     
     
     
     

    19
    360
    2,71
     
     
     
     
     

    20
    390
    2,71
     
     
     
     
     


    Заполнение 4 графы таблицы: количество воды, вытесняемой из образца, получается вычитанием последующего значения из предыдущего (3 графа).

    Заполнение 5 графы таблицы: принимая первоначальное количество воды Vо, поглощенной порами образца, равным объему открытых пор (расчет через открытую пористость), за 100% подсчитываем процентное содержание воды, соответствующее каждому значению 4 графы.

    Заполнение 6 графы таблицы: количество оставшейся в образце воды получается последовательным вычитанием из первоначального количества поглощенной воды, каждого значения 4 графы.

    Заполнение 7 графы таблицы: выводится процентное содержание для каждого значения шестой графы.

    Заполнение 8 графы таблицы: радиусы менисков, условно отождествленные с радиусами пор, определяются по формуле Лапласа:

    (33),

    где σ – поверхностное натяжение воды на границе с воздухом, 72,06 10-3 Н/м ; θ– краевой угол избирательного смачивания, град (θ= 0 град); Рк – капиллярное давление, Па.

    Далее для построения графика зависимости остаточной водонасыщенности от капиллярного давления (рис.13) необходимо использовать значения второй графы таблицы , откладывая их на оси ординат, и значения седьмой графы, откладывая их на оси абсцисс.



    Рис.13 График зависимости остаточной водонасыщенности от капиллярного давления

    Минимальная остаточная водонасыщенность (Sост), от общего объема, характеризует содержание связанной (реликтовой) воды в данном образце.

    Задача 10. Обработать данные, полученные в результате метода полупроницаемых мембран. Оценить минимальную остаточную водонасыщенность и построить кривую распределения пор по их размерам для исследуемого образца. Характеристика исследуемого образца: длина образца L=5 см; диаметр образца d=3 см. Открытую пористость образца взять из условий задачи 9. Исходные данные по давлениям и объему жидкости в бюретке приведены в таблице 8.


    Таблица 8

    Исходные данные для задачи10.

    №
    Капилярное давление, Рк, мм.рт.ст.
    Показания бюретки, V, см3

    1
    10
    4,00

    2
    20
    4,00

    3
    30
    3,98

    4
    40
    3,93

    5
    50
    3,88

    6
    60
    3,75

    7
    70
    3,65

    8
    80
    3,35

    9
    100
    3,08

    10
    120
    3,00

    11
    140
    2,96

    12
    160
    2,89

    13
    180
    2,85

    14
    200
    2,83

    15
    230
    2,80

    16
    260
    2,78

    17
    290
    2,75

    18
    330
    2,73

    19
    360
    2,71

    20
    390
    2,71

    В результате расчетов необходимо заполнить таблицу


    1   2   3   4   5   6   7

    написать администратору сайта