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

из керна. Определение истинных величин а„и w„ с учетом минерализации погребенной воды производится по формулам [105, 142]:

а„ = а-

100-с)

Pc(lOO-c)

(339)

„ = -опа(1+)-В, (340)

где топ и а - коэффициенты открытой емкости пустот матрицы и водопасыщенпостп, полученные при анализе керна без учета сухого остатка солей; р, рр и - плотности соответственно воды (без солей), раствора (минерализованной воды в керне) и солей, растворенных в минерализованной воде; с - концентрация солей в 100 г минерализованной воды в керне, % весовые.

Основная масса солей, растворенных в погребенной воде, представлена в основном хлористым натрием. Поэтому концентрацию солей с определяют чаще в пересчете па NaCl. В соответствии с этим принимается Рс = 2,16 г/см*. Величину рр в этом случае находят по значению с для NaCl в таблицах, которые приводятся в любом справочнике по химии. Если известны концентрации различных солей в 100 г минерализованной воды, содержащейся в керне, поправку в значения водонасыщенности и влажности следует вводить последовательно для каждой соли отдельно, пользуясь формулами (339) и (340).

Рассмотренные поправки па минерализацию, разумеется, необходимо вводить в том случае, когда они превышают точность определения коэффициентов водонасыщенности и влажности.

Средневзвешенная величина коэффициента водонасыщенности пласта ас по каждой скважине подсчитывается по формуле

ac = ib-- (341)

где a,-, гп; и hi - соответственно коэффициенты водонасыщенности и емкости пустот слоев пласта и мощность этих слоев.

Средневзвешенная величина коэффициента водопасыщенпостп нефтеносной части пласта в целом оценивается по формуле

2 ffiFinic .«с I асп=;-. (342)

2 fflFirrici i-l

где Hi, Fi, nici и ai - соответственно мощность, площадь и средневзвешенные коэффициенты емкости пустот и водонасыщенности части пласта, относящейся к данной скважине.

Средневзвешенная величина коэффициента влажности пласта по каждой скважине определяется из выражения

wc-, (343)

г>=1

а для пласта в целом из выражения

IlLFiWci

с,п = =Ь-- • (344)

где Wi и u-c i - влажность соответственно слоев и части пласта, относяш;ейся к данной скважхше.

♦ Кроме метода перегонки, суш;ествует способ определения остаточной водонефтенасыщенности, основанный на поглош;ении воды, выходящей нз образца при его нагревании, и на последующем отгоне из него нефти путем повышения температуры до 500° С. Для этого образец массой 5 г в фарфоровой лодочке помещают в нагревательную стеклянную трубку, к концам которой присоединены две трубки с хлористым кальцием для просушки воздуха и поглощения выходящей из образца воды. Затем пропускают через трубку слабый ток воздуха, нагретый до 120° С. По разности масс хлоркальциевой трубки на выходном участке до и после пропускания через систему прибора горячего воздуха находят количество воды в исследуемом образце.

Затем температуру проходящего через трубку воздуха повышают до 450-500° С. Отгон нефти из образца при этой температуре ведется около 2 ч. По окончании операции лодочку с образцом взвешивают и находят разность между полученной и начальной ее массой (потерю массы образца). Нефтенасыщенность образца определяется как разность между потерей массы образца и массой отогнанной воды.

По данным М. А. Геймана, погрешность определения остаточной водонефтенасыщенности зтим способом может достигать 6-8%. В некоторых случаях, она, по-видимому, может быть выше вследствие удаления из керна кристаллизационной воды при 500° С и частичного распада MgCOs.

Примерно на таком же прхшципе основан ретортный способ определения остаточной водонефтенасыщенности кернов. Реторта с образцом нагревается в течение 40 мин до 175-210° С, а затем еще за 20 Miffl до 600° С. Вода и легкие фракции нефти, отгоняемые из образца, конденсируются и собираются в градуированный приемник. В потерю массы образца вводят поправки на коксообразование и на удаление из него кристаллизац1юнной воды и углекислого газа.

Погрешность определения остаточной водонефтенасыщенности этим способом, как показывают исследования [147], может быть весьма значительной.

Ввиду ограниченного применения растворов на нефтяной основе, для определения содержания погребенной воды в коллекторах нефти и газа в лабораторной практике часто пользуются двумя косвенными методами: методом центрифугирования и капиллярным методом. При этом предполагается, что капиллярный метод с применением приборов, аналогичных прибору, изображенному на рис. 10, моделирует условия формирования нефтяных и газовых залежей. Постулируя это представление, сторонники капиллярного метода рассматривают его в качестве эталона для сравнения с иными косвенными методами, в частности с методом центрифугирования. Так, при использовании метода центрифугирования, который привлекает быстротой определений, подбирают режим таким образом, чтобы результаты определения остаточной воды в керне совпадали с результатами определения ее на капиллярной установке. Оба эти метода были разработаны А. Ф. Лебедевым и применены им при изучении движения почвенных и грунтовых вод. Для определения остаточной водонасыщенности образец керна сначала экстрагируют и сушат до постоянной массы. Затем насыщают его водой, которую вытесняют капиллярным методом или с помощью центрифуги. Опытами Д. А. Антонова на центрифуге при частоте вращения 4400- 31 500 об/мин, что соответствовало ускорению (340 -f- 17 700) g, было установлено, что остаточная водонасыщенность керна остается постоянной, начиная с момента, когда ускорение достигает (6000 8000) g. При этом наибольшая потеря массы образца происходит в течение первых 6 мин.

Из изложенного нетрудно заметить, что капиллярный метод и метод центрифугирования характеризуют в основном предельное содержание остаточной воды в керне. Это содержание ее можно рассматривать лишь как частный случай. В действительности содержание погребенной воды в коллекторе может быть больше или меньше ее количества в керне, установленного расскатриваемыми методами. Исходя из этого, с применением указанных методов можно согласиться при одном обязательном условии - если результаты определения погребенной воды в керне лабораторным способом совпадают с результатами определения содержания ее прямым методом по керну, отобранному при применении безводного раствора на нефтяной основе.

В числе косвенных методов в США используется так называемый хлоридный метод [118, 202], основанный на представлении, что минерализация погребенной воды в данной нефтяной или газовой залежи постоянна. Исходя из зтого, зная минерализацию керна, т. е. содержание в нем хлоридов, можно установить истинную его водонасыщенность. На самом же деле содержание хлоридов в погребенной воде нефтяных и газовых залежей колеблется в очень широких пределах [140]. Поэтому судить о водонасыщенности нефтегазоносных коллекторов по содержанию в них хлористых солей