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

Таким образом, формулы (39) и (40) являются основой, на которой должны строиться определения в случаях вытеснения нефти водой и газом и вытеснения газа водой.

В соответствии с этим для определения коэффициента динамической пористости может быть использовано несколько способов. В случае вытеснения нефти газом могут быть использованы керны, отобранные на безводном растворе, если они сохранили начальную водонасыщенность. Из указанных кернов вырезают по напластованию образцы цилиндрической или кубической формы. Затем до возможного предела вытесняют из них нефть воздухом или азотом на капиллярной установке с полупроницаемой мембраной. По окончании вытеснения образец взвешивают, отгоняют из него воду в аппарате Дина и Старка или в аппарате ЛП-4, экстрагируют и сушат до постоянной массы при 105-107° С. После этого определяют открытую пористость образца тпо, находят и по полученным данным подсчитывают Тод, используя формулу (40).

Для определения коэффициента динамической пористости при вытеснении нефти водой могут быть использованы образцы керна, отобранного при промывке скважин водой или обычным глинистым раствором. Приготовленный в этом случае образец любой формы взвешивают, отгоняют из него воду в одном из упомянутых выше аппаратов сушат до постоянной массы и определяют открытую пористость. Величина должна быть известна по результатам анализа керна, отобранного на безводном растворе. В найденную величину р

он вносят поправку на разгазирование, после чего подсчитывают по формуле (40). Величина при вытеснении нефти водой может быть установлена также электрометрическими методами.

В лабораторных условиях определять те, при вытеснении газа водой можно лишь путем моделирования процесса накопления газа в пористой среде и последующего его вытеснения водой. Для этого, например, может быть взят образец исследуемой породы правильной геометрической формы с известными массой и пористостью. Образец тщательно насыщают водой в вакуумной установке, взвешивают, а затем вытесняют из него воду воздухом или азотом на капиллярной установке с гидрофильными малопроницаемыми мембранами до постоянной массы. Оставшаяся в образце вода после вытеснения имитирует погребенную воду. После этого газ из образца вытесняют водой при соблюдении основных критериев моделирования. В частности, процесс вытеснения ведется с пористыми насадками на концах исследуемого образца. По полученным данным подсчитываются

где Fb - объем «погребенной» воды; f„ - объем пор; -Pi - масса образца после вытеснения из него воды газом; Р. - масса сухого образца; рв - плотность воды; - объем образца; Шо - коэффи-

циент открытой пористости; - масса образца после насыщения его водой; Рз - масса образца после вытеснения газа водой. Найдя таким путем а„ и Рог. подсчитывают по формуле (41).

Применительно к вытеснению нефти газом или водой подобный метод определения тЯд имеет большие погрешности. Поэтому к нему следует прибегать только npti особой необходимости и тщательной постановке эксперимента.

В качестве примера в табл. 6 приводятся исходные данные и результаты определения динамической пористости по материалам исследований керна девонских отложений Башкирской АССР [192, 194, 195].

Таблица 6

Результаты определения динамической пористости кернов девонских отложений Башкирской ССР

В одной из работ [192] использовался керн, отобранный на обычном глинистом растворе. Для него определяли проницаемость, остаточную нефтенасыщенность и пористость насыщения, оказавшуюся в данном случае одновременно полной и открытой. В других исследованиях [194, 195] была использована корреляционная связь между содержанием погребенной воды ад и пористостью т, построенная по результатам анализа керна, отобранного на известково-бптум-ном растворе. На основании этих данных (см. табл. 6) подсчитывали динамическую пористость по формуле (40).

Из табл. 6 видно, что в рассматриваемом случае динамическая пористость составляет от 50 до 69% (в среднем 62%) от полной пористости. При этом с увеличением содержания погребенной воды в породе динамическая пористость уменьшается.

Как было показано выше, эффективная пористость для тех же пород в среднем составляет 95% от полной пористости. Из этих данных видно, что даже при совпадении открытой пористости с полной между эффективной и динамической пористостью наблюдается существенное различие, которое достигает 33% по отношению к полной пористости. Это различие как раз и подтверждает изложенное выше положение о том, что тя > /ге >> >> гпц, и что нельзя отождествлять открытую пористость с эффективной пористостью Шэ, как справедливо указывал А. Д. Столяров [232]. Нельзя также отождествлять эффективную пористость с динамической, как это сделано в работе М. С. Багова и В. И. Цой [12], которые согласно изложенной выше методике определяли эффективную пористость, а принимали ее за динамическую. Дело в том, что при насыщении капиллярных систем жидкостью и последующем вытеснении жидкости на капиллярной установке оставшаяся в системе часть ее находится главным образом в непроточных порах и каналах. Что же касается количества жидкости, находящейся на поверхности частиц в виде адсорбционных слоев, то оно в данном случае весьма мало и существа дела не меняет.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ

Для определения открытой пористости методом насыщения берут хорошо проэкстрагированный и высушенный до постоянной массы образец керна и насыщают его керосином в вакуумной установке, показанной на рис. 9. После насыщения образец осушают фильтровальной бумагой, взвешивают сначала в воздухе, а затем в керосин© и по результатам взвешивания подсчитывают коэффициент открытой пористости по формуле

где Рс - масса сухого образца породы; Pi - масса образца, насыщенного керосином в воздухе; - масса насыщенного образца в керосине.

Как уже отмечалось, открытая пористость пород часто совпадает с полной пористостью, но это не всегда справедливо для карбонатных пород. Исследования карбонатных пород воронежских отложений Речицкого нефтяного месторождения показали [93], что полная пористость их в среднем составляет 4,8%, изменяясь от4 до 7%, а открытая пористость - в среднем 3,1%, изменяясь от 2,2 до 5,4%. Открытая пористость по отношению к полной равна 64,5%. Надо заметить, что это отношение сохранилось и после дожима керосина в образцы при давлении до 50 кгс/см.

ПОПРАВКА В ЗНАЧЕНИЕ ПОРИСТОСТИ НА МИНЕРАЛИЗАЦИЮ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

В любом нефтяном и газовом коллекторе находится некоторое количество минерализованной воды. Если указанная вода находится в капиллярно-связанном состоянии, то при отборе керна из продук-