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

тивного пласта с применением в качестве промывочной жидкости безводного раствора, приготовленного на нефтяной основе, содержание н минерализация ее в керне остаются практически такими же, как п в пласте.

В процессе экстракции и отгона воды из керна в нем после сушки остается сухой остаток солей, содержавшихся в воде. В связи с этим результаты определения пористости могут оказаться заниженными, что при последующем использовании этих данных для подсчета или уточнения запасов нефти и газа в залежах может привести к существенным погрешностям, особенно при высокой минерализации пластовой воды. Поэтому в ряде случаев возникает необходимость вводить в найденную величину пористости поправку на минерализацию воды.

Согласно исследованиям автора с сотрудниками [142] указанную поправку можно учитывать исходя из следующих соображений. Прежде всего имеется в виду, что основная масса солей в воде нефтяных и газовых залежей представлена хлоридами. Объем погребенной воды в керне Fb, а также концентрацию солей С в 100 г ее определяют лабораторным путем.

Имея эти данные, количество солей (в г) в отогнанном объеме Fb воды можно найти из выражения

с = 1ов7з, (45)

где 7в - плотность отогнанной воды, равная 1 г/см*.

Масса солевого раствора (минерализованной воды) Рр, содержащегося в порах образца керна, будет равна

Pv = bYo + = FbYb + -zrc вв = +100) (6>

а объем ее

" Yp yp Vm-c)

где 7p - плотность минерализованной воды в керне. Объем сухого остатка в керне находим из выражения

V =-= £Z2Y, (48>

Yc YcdOO-O

где 7с - плотность солей, растворенных в минерализованной воде.

Если соли представлены в основном NaCl, то 7с = 2,16 г/см*. Величина в этом случае находится по значению С для NaCl в таблицах, которые обычно приводятся в любом справочнике по химии.

Исходя из (48), найдем истинный объем пор F„n исследуемого образца керна с учетом сухого остатка солей

FHn = Fn + Fe = F„

Yc(lOO-C) J

(49) 5S

где Уп - объем пор, определяемый описанными выше методами без учета содержания в образце керна сухого остатка солей. Поделив левую и правую части уравнения (49) на объем образца, получим истинный коэффициент пористости керна т„а с учетом минерализации воды

+ШШст] (50)

где - пористость образца, определяемая без учета сухого остатка солей в керне; а - коэффициент водонасьщенности керна, определяемый как отношение У/У.

О степени влияния сухого остатка солей в керне на результаты определения пористости можно судить по следуюш;им двум примерам. Образцы керна, относяш;иеся к девонским отложениям Туймазинского нефтяного месторождения, имели: первый - т„ = 0,179, а = 0,198 11 С = 24,2%, истинная пористость его оказалась равной от„п = 0,184; второй - т„= 0,050, а = 0,935 и С = 24,5%, истинная пористость его та ~ 0,057. При малой минерализации пластовой воды необходимость в учете ее при определен1ш пористостп отпадает.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛНОЙ КАВЕРНОЗНОСТИ ПОРОД

Способы определения полной кавернозностп пород предопределяются формулами (22), (23) и (27).

Если порода относится к чисто кавернозному типу, то согласно формуле (22) для определения коэффициента кавернозности необходимо установить плотность породы и минерального веш;ества. Определение плотности минерального веш;ества в данном случае ничем не отличается от аналогичных определений при анализе пористых пород. Несколько иначе обстоит дело с определением объема образца кавернозной породы, знать который необходимо для установления ее плотности. Вследствие того, что парафин проникает в каверны, а керосин вытекает из них, для определения объема образца кавернозной породы можно использовать способ, основанный на измерении его геометрических размеров, если возможно изготовление образца правильной геометрической формы, или способ Ф. И. Котя-хова и Ю. С. Мельниковой [139]. В этом способе для облицовки поверхности образца вместо парафина применяют непромокаемую пленку типа хлорвиниловой изоляционной ленты или перед пара-финизацией накладывают на него кальку. Во избежание погрешностей, обусловленных неаккуратной облицовкой, необходимо, чтобы образец имел более или менее правильную геометрическую форму. В остальном все измерения и расчеты ведутся, как изложено выше для порисытх пород. По найденным плотностям образца и минерального веш;ества подсчитывают коэффициент кавернозности по формуле (22).

Для определения кавернозности пород иногда рекомендуют пользоваться фотографиями керна. По фотоснимку определяют суммар-

ную площадь каверн планиметром, отношение которой к площади снимка ошибочно принимают за коэффициент кавернозности породы. Это отношение было бы равнозначно отношению объема каверн к объему образца, если бы каверны имели сквозное канальное строение подобно поровым каналам. Поскольку же строение каверн иное, этот способ может быть использован лишь в случае статистически большого числа фотосрезов в пределах одного куска керна. Трудоемкость оценки кавернозности при этом резко увеличивается, и осложняется определением многих искомых параметров на одном и том же образце.

Более сложны исследования кавернозно-пористых пород, так как необходимо определять суммарную и раздельную емкости пор и каверн. Для этого согласно формулам (22), (23) и (27) необходимо определить плотность кавернозно-пористого образца породы, минерального вещества и той части образца, которая имеет пористое строение. Учитывая это обстоятельство, все определения удобнее начинать с суммарной величины коэффициентов кавернозности и пористости, описываемой формулой (27). В этом случае, как и для чисто кавернозных пород, необходимо определить плотность породы и минерального вещества описанным выше способом. Для раздельной оценки этих величин, согласно формуле (23), требуется еще определить плотность пористой части породы. С этой целью от исследуемого образца породы откалывают кусочек пористого участка массой не более 10 г и без каверн. В случае необходимости его экстрагируют и сушат. Затем взвешивают, насыщают керосином в вакуумной установке, снова взвешивают сначала в воздухе, потом в керосине, и подсчитывают плотность породы Рп по формуле

Рп = !. (51)

где Рс - масса сухого образца; Pi - масса образца после насыщения керосином; Pg - масса насыщенного образца в керосине; Ркр- плотность керосина.

Определив таким путем и общую плотность кавернозно-пористого образца Рк, по формуле (23) подсчитывают коэффициент кавернозности т. Зная Отк и сумму -j- т-п, по формуле (27) находят коэффициент пористости т„. Суммарное и раздельное определение кавернозности и пористости пород дает возможность судить о долевом участии пор и каверн в емкости коллектора, о характере распределения погребенной воды в нем, а следовательно, об абсолютных и извлекаемых запасах нефти.

Такое суммирование кавернозности и пористости теряет смысл, если пористость оценивается по пористой части образца, а кавернозность - по кавернозной. Прн таком анализе суммарная величина коэффициентов пористости и кавернозности не соответствует действительной ее величине. Кроме того, в этом случае исключается возможность использования этих данных, так как подобное деление кавернозно-пористого пласта в промышленных условиях неосуществимо.