Лабораторная 2. Определение открытой пористости, плотности и проницаемости горных пород
 Скачать 72.19 Kb.
|
|
Лабораторная работа ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ, ПЛОТНОСТИ И ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД Цельюработы является получение практических навыков определения открытой пористости Кпи плотности δгорных пород, основанного на взвешивании сухого образца в воздухе и того же образца, насыщенного рабочей жидкостью по ГОСТ 26450.1-85; расчет фазовой и относительной проницаемости нефти и модели воды. Общие сведения Горные породы состоят из минерального скелета, или твёрдой фазы, и порового пространства, обычно заполненного жидкой и газовой компонентами. Таким образом, пористость – это свойство породы содержать незаполненные твёрдой фазой объёмы внутри неё. Поры – это небольшие пространства, не занятые минеральным скелетом, замкнутые, либо сообщающиеся между собой и атмосферой. Связанные между собой поры принято называть открытыми, а несвязанные – закрытыми. В нефтепромысловой практике в основном используется открытая пористость, так как она способствует извлечению нефти из недр. Она определяется как отношение объёма открытых (сообщающихся) пор к объёму образца породы — коэффициент пористости (Кп). Он выражается в долях единицы или процентах. Коэффициент пористости характеризует ёмкостные свойства пород–коллекторов. Расчёт его производится по следующей формуле:  (1)где M1 - масса сухого образца горной породы, г; M2 - масса насыщенного жидкостью образца горной породы в насыщающей жидкости, г; M3 - масса насыщенного жидкостью образца горной породы в воздухе, г. Значение коэффициента пористости зависит от размера и формы минеральных зёрен горной породы, степени их отсортированности и уплотнения, а также от минерального состава цемента и типа цементации. Наибольшей пористостью среди терригенных пород в естественных условиях обладают несцементированные или слабосцементированные разности. По величине поровых каналов выделяются следующие группы: сверхкапиллярные, с диаметром пор 0,508-2 мм; капиллярные - 0,0002-0,508 мм; субкапиллярные - менее 0,0002 мм. Движение нефти и газа в сверхкапиллярных порах происходит свободно, капиллярных - при значительном участии капиллярных сил, субкапиллярных - движение жидкости практически невозможно. Породы с субкапиллярными порами относятся к непроницаемым, плотным: глины, глинистые сланцы, известняки. При определении коэффициента открытой пористости жидконасыщением вычисляют по результатам взвешивания образца объемную плотность (δп), г/см3, по формуле  , (2)где δж - плотность рабочей жидкости, г/см3 , и кажущуюся минералогическую плотность (δк.м.п.), г/см3, по формуле:  (3)Эти коэффициенты необходимы при подсчёте ёмкостей коллекторов: 1) открытой, образованной взаимосвязанными порами; 2) закрытой; 3) полезной, т. е. открытой за вычетом объёма связанной воды, и 4) содержащей извлекаемые запасы нефти и газа. Коэффициенты пористости обычно выражают в процентах и варьируют в чрезвычайно широких пределах. Самые высокие значения кoэффициента общей пористости характерны для первичных осадков: песчаных, глинистых, известковистых, диатомитовых, бокситовых и других илов на дне рек, озёр, морей и океанов. Знание плотности геологических образований совершенно необходимо при проведении гравиразведки, сейсморазведки, ядерных и других геофизических методов. Проницаемость горных пород Проницаемостью называется свойство пород пропускать жидкости, газы и их смеси при наличии градиента давления. Проницаемость — параметр, характеризующий способность пород пласта пропускать флюид. Абсолютная проницаемость – это проницаемость породы в случае фильтрации через неё однородной жидкости или газа, инертных по отношению к поверхности твёрдой фазы. Фазовая проницаемость – это способность пород, насыщенных смесью нефти, газа и воды или любой другой неоднородной жидкостью, пропускать отдельные её фазы. Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение фазовой проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной. Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации флюида в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:  , (4)где v - скорость линейной фильтрации; Q - объемный расход жидкости в единицу времени; μ - динамическая вязкость флюида; S - площадь фильтрации; P1 - давление на входе; P2 - давление на выходе; L - длина пористой среды. В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется величиной, которую называют коэффициентом проницаемости (Кпр):  . (5)В Международной системе единиц величины (СИ), входящие в формулу проницаемости, имеют размерности: [L] = м; [S] = м2; [Q] = м3/с; [P] = Н/м2; [μ] = Н*c/м2. Следовательно, [Кпр] = м2. Таким образом, в системе СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, площадью 1 м2 и длиной 1 м при фильтрации через которую жидкости вязкостью 1 Н*c/м2 перепад давления составляет 1 Н/м2, а расход равен 1 м3/с. Физический смысл коэффициента Кпр заключается в том, что проницаемость характеризует величину площади сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. По значениям коэффициента проницаемости породы подразделяют на проницаемые (гравий, пески, слабосцементированные песчано-глинистые осадки, кавернозные карбонатные), полупроницаемые (глинистые пески, мелкотрещиноватые меловидные известняки и доломиты) и практически непроницаемые (глины, аргиллиты, глинистые сланцы, мергели, плотносцементированные песчаники и алевролиты, плотные мел и известняк). Однако, ввиду того, что для данного образца пористой среды возможно большое число комбинаций насыщенности, лабораторные данные представляют в виде значений относительной фазовой проницаемости. Ее определяют как отношение фазовой проницательности для данной жидкости при известном значении ее насыщенности к фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности. Для оценки проницаемости на практике обычно пользуются единицей Дарси [Д], которая приблизительно в 1012 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2, т.е. 1 Д ≈1 мкм2. Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких мД до 2 - 3 Д и редко бывает выше. Измерение фазовой проницаемости горных пород В породах нефтяных и газовых месторождений одновременно присутствуют две или три фазы. При фильтрации проницаемость породы для одной какой-либо фазы меньше ее абсолютной проницаемости. Исследования показывают, что фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, физических и физико-химических свойств жидкостей и пористых сред. Если часть пор занята какой-либо фазой, то ясно, что проницаемость породы для другой фазы становится меньше. Величина фазовой проницаемости определяется главным образом степенью насыщенности пор разными фазами. В условиях реальных пластов возникают различные виды многофазных потоков - движение смеси нефти и воды, фильтрация газированной жидкости или трехфазный поток нефти, воды и газа одновременно. Каждый из этих потоков изучен экспериментально. Результаты исследований обычно изображают в виде графиков зависимости относительных проницаемостей от степени насыщенности порового пространства различными фазами (как основного фактора, определяющего значение относительной проницаемости). Эти зависимости широко используются в теории и практике разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Их анализ позволяет сделать важные выводы о закономерностях притока нефти, воды и газа в скважины. Они используются при определении дебитов скважин, прогнозировании поведения пласта и режима работы скважин по мере эксплуатации залежи, при проектировании процесса разработки месторождений и решении многих технологических задач эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Расчетная часть Задание для самостоятельной работы Используя данные и результаты определения коллекторских и петрофизических свойств пород скважин (табл.1) определить коэффициент открытой пористости (Кп) в процентах, объемную плотность (δп), г/см3 и кажущуюся минералогическую плотность (δк.м.п.), г/см3 по ГОСТ 26450.1-85 для своего варианта. Таблица 1.
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||