Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 [ 14 ] 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94

ствительности это так и есть, если адсорбционная пленка жидкости на поверхности частиц исчезающе мала и не влияет на расход газа в пористой среде. На этом положении основано излагаемое ниже определение эффективной пористости пород.

Для определения эффективной пористости берут хорошо проэкстрагированный и высушенный до постоянной массы образец породы цилиндрической или кубической формы с известными полной пористостью и проницаемостью. Выбранный образец породы взве шивают с точностью до 0,01 г, тщательно насыщают керосином в вакуумной установке (см. рис. 9), и снова взвешивают. Вначале вакуумирование образца и керосина ведется раздельно; затем керосин перепускают в колбу Бунзена с испытываемым образцом, продолжая вакуумирование до полного прекращения выделения пузырьков. Согласно исследованиям Д. В. Куто-вой [163] вакуумирование образцов пород с пористостью менее 5% должно продолжаться не менее 16 ч.

Большое значение имеет также продолжительность насыщения образца после прекращения вакуумирования под атмосферным илп дополнительным избыточным давлением, к которому следует прибегать для ускорения и полноты насыщения образца керосином. Подобная тщательность насыщения необходима также и при определении динамической и открытой пористости. Применение керосина в качестве насыщающей жидкости обусловлено тем, что он не вызывает разбухание глин, хорошо проникает в породу и имеет

низкое поверхностное натяжение по сравнению с водой. Керосин вытесняется из образца породы воздухом на капиллярной установке с малопроницаемой мембраной, один из вариантов которой показан на рис. 10. Для этого образец устанавливается на мембране так, чтобы вытеснение керосина шло параллельно напластованию. В зависимости от плотности пород давление вытеснения керосина воздухом доводят до 1,5-2 кгс/см. Вытеснение ведут до постоянной массы образца и пока его газопроницаемость не станет равной или близкой к газопроницаемости его до насыщения керосином. По полученным данным подсчитывают объем вытесненного керосина Fk, равный эффективному объему пор в образце:

(36)

Рис. 10. Установка для изучения распределения пор по размерам методом полупроницаемых мембран:

1- образец породы; 2 - камера прибора; 3 - мембрана; 4 - дифференциальный манометр; 5 - градуированная бюретка; 6 - пружина

где Pi - масса образца после насыщения керосином; Р масса образца после вытеснения керосина; рк - плотность керосина.

Объем образца обычно заранее известен или его определяют одним из описанных выше способов. Эффективная пористость определяется как отношение Fk к объему образца. Пока это единственный точный способ определения эффективной пористости пород прямым путем, если адсорбированной пленкой можно пренебречь.

Использование этого способа, например, при исследовании керна продуктивных песчаников девонских отложений Туймазинского нефтяного месторождения показало, что эффективная пористость их составляет в среднем = 0,214 (полная пористость ~ = 0,230), т. е. примерно 95% полной пористости. Пределы колебания ее составили 0,119-0,253 при границах полной пористости 0,188-0,260, т. е. 62-97% полной пористости.

Определение эффективной пористости иногда производят по шлифам породы. Этот способ основан на том, что отношение суммарной площади пор, заполненных окрашенным бакелитовым лаком, в плоском сечении образца ко всей площади сечения принимается равным коэффициенту эффективной пористости. Определение ее по шлифам [3] проводят следующим образом. Образец породы под вакуумом насыщают окрашенным бакелитовым лаком. После просушки образца и затвердения в нем лака из него изготавливают тонкий шлиф перпендикулярно направлению потока жидкости. Под микроскопом выделяется участок шлифа, который при помощи специального устройства зарисовывается на бумаге. Затем на зарисованном участке измеряют планиметром площадь сечения окрашенных пор, отношение которой к площади всего участка принимают за эффективную пористость.

В принципе этот способ, как п рассмотренные выше, основан на насыщении образца жидкостью. Но этим способом в действительности определяется открытая пористость, а не эффективная, так как при насыщении образца породы бакелитовым лаком происходит заполнение им непроточной части поровых каналов. Исследования автора [127] в этой области показали, что величина пористости, найденная по шлифам, отклоняется от пористости насыщения образцов песчаников, из которых готовились шлифы, в среднем на ±3%, а отдельные отклонения достигают ±32%. Полученные расхождения не так уж велики, если учесть, что открытая пористость насыщением определялась на образцах объемом 20-22 см, объем которых в 700-800 раз больше объема шлифа. Хотя из каждого образца в рассматриваемом случае изготавливалось четыре шлифа, указанное расхождение при такой разнице объемов образца и шлифа свидетельствует о высокой однородности использованного песчаника. Таким образом, метод шлифов для определения эффективной пористости совершенно не применим. Что же касается использования его для определеиия открытой пористости, то он слишком трудоемок и менее точен, чем способ насыщения. Поэтому им можно пользоваться только в исследованиях, где одноврелшнно изучается и форма пустотного пространства пород.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ ПОРИСТОСТИ ПОРОД

Применительно к коллекторам нефти и газа иод динамическим объемом нор следует понимать эквивалентный ему объем вещества, вытесняющего нефть и газ из пласта. Прн вытеснении нефти из пласта такими веществами могут быть вода и газ, а при вытеснении газа - вода. Но объем вещества, вошедший в пористую среду, можно считать эквивалентным динамическому объему пор только в том случае, когда достигнуто предельное вытеснение из нее нефти и газа. При этом в пористой среде будет находиться двух- или трехфазная система, так как до начала вытеснения в коллекторе находились нефть - вода и газ - вода. Следовательно, если нефть вытеснялась водой, то в конце вытеснения в пористой среде должны находиться вода и нефть. При этом вошедший в породу объем воды Vg равен конечному объему ее в породе Fk минус начальный ее объем F„. В соответствии с этим коэффициент динамической пористости ттгд определяется из выражения

"д = - (37)

где Fq - объем образца.

Отношения Fk и Fh к объему пор породы представляют собой коэффициенты водонасыщенности - конечный «к и начальный а, и выражение (37) можно представить в следующем виде:

(ак -«н) V„

(38)

или, выражая VjVo через открытую пористость т,

"д = "о(«к -а„). (39)

Отсюда следует, что для определения динамической пористости породы при вытеснении нефти водой необходимо знать открытую пористость, а также начальный и конечный коэффициенты водонасыщенности.

Объем воды, вошедший в пористую среду, можно выразить также через остаточную нефтенасыщенность Р(,„ и начальную водонасыщенность «н» и тогда выражение (39) примет вид:

7?гд = 7?го(1-а„-рон). (0)

В отличие от (39) выражение (40) применимо и в случае вытеснения нефти газом. Но при этом для газа и воды может быть различным, так как по условию оно зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств нефти, газа и воды.

При вытеснении из газоносной породы газа водой для определения ттгд, по аналогии с (40), может быть использовано следующее выражение:

7?гд = 7?го(1-ан -Рог), (-41)

Где Рог - остаточная газонасыщенность породы.