Определение коэффициента открытой пористости методом жидкостенасыщения

ТЕМА: «Комплексные исследования керна»

Кафедра БС, РЭНГМ

Архангельск 2014

ВВЕДЕНИЕ

Керн — образец горной породы, извлеченный из скважины посредством специально предназначенного для этого вида бурения. Часто представляет собой цилиндрическую колонку (столбик) горной породы достаточно прочной, чтобы сохранять монолитность.

В большинстве случаев отбор керна производится при бурении породы полой стальной трубой, которая называется колонковой, а само бурение с отбором керна - колонковым. Внутри колонковой трубы находится керноприёмник (пробоотборник). Керноприемник состоит в основном из головки, керноприёмной трубы и кернорвателя. Керноприёмники разнообразны, так как приходится отбирать керн различных пород в различных условиях. Разбуривание породы при отборе керна происходит по кольцу и керноприемник как бы наползает на образующийся внутри кольца столбик породы. Образцы керна забираются в трубу в относительно неповреждённом состоянии. Разрушенная порода (шлам), не попавшая в керноприемник, выносится на поверхность промывочной жидкостью или сжатым воздухом (газом), нагнетаемым в скважину буровым насосом или компрессором.

Керн заклинивают, отрывают от забоя и поднимают на поверхность. После изъятия керна из трубы, он расскладывается в керновые ящики в строгой последовательности нахождения его в геологическом разрезе скважины. Весь поднятый керн детально описывается и передается на хранение в кернохранилище. В дальнейшем керн исследуется и анализируется (химический, спектральный, петрографический и другие анализы) в лаборатории с помощью различных методов и на различном оборудовании, в зависимости от того, какие данные должны быть получены. Обычно при анализе используется небольшая часть керна. По истечение определенного времени согласно руководящим документам часть керна, не имеющая существенного значения, сокращается (ликвидируется).

В последние годы керн при бурении для лучшей сохранности отбирается (попадает) в пластиковые или алюминиевые трубы (контейнеры). После извлечения из бурового инструмента эти трубы (контейнеры), заполненные керном, для удобства режутся на отрезки, обычно метровой длины. Для детальных исследований эти отрезки в свою очередь разрезаются вместе с керном пополам вдоль оси, как представлено на фотографии.

Выход керна определяют в процентах к пробуренному метражу. 100%-ный выход керна позволяет с полной достоверностью изучать горные породы, пересечённые буровой скважиной, и определять запасы полезного ископаемого.

Физика пласта — наука, изучающая физические свойства пород нефтяных и газовых коллекторов; свойства пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей; методы их анализа, а также физические основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов. В последние годы ни одно месторождение не начинают разрабатывать без детального изучения физических свойств пород пласта, пластовых жидкостей и газов — без этого нельзя осуществить научно обоснованную разработку месторождений нефти и газа. Эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных залежей связана с фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в пористой среде к забоям скважин. От свойств пористых сред, пластовых жидкостей и газов зависят закономерности фильтрации нефти, газа и воды, дебиты скважин, продуктивность коллектора.

По мере эксплуатации залежей условия залегания нефти, воды и газа в пласте изменяются. Это сопровождается значительными изменениями свойств пород, пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Поэтому эти свойства рассматриваются в динамике — в зависимости от изменения пластового давления, температуры и других условий в залежах. Важное место в курсе отводится физике и физико-химии вытеснения нефти и газа из пористых сред вытесняющими агентами. Эти материалы служат теоретической основой современных методов увеличения нефте- и газоотдачи пластов. В новом издании книги значительно расширены разделы, посвященные физике газов, газоконденсатных смесей и газовых коллекторов. Техника лабораторного анализа и аппаратура, используемая для определения свойств пород, пластовых жидкостей и газов, описаны схематично и лишь в объеме, какой, по мнению автора, необходим для пояснения основных положений теории анализа. Подробно техника лабораторных работ излагается в специальных практикумах.

 

 

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Коллектором называют горную породу, способную содержать в себе и отдавать как полезное ископаемое нефть, газ и воду при современных технологиях их извлечения на поверхность. Данное определение предполагает, что при определенных геолого-физических условиях порода может быть коллектором как вместилище флюидов, но не коллектором с точки зрения фильтрационных свойств в рамках современных технологий добычи их.

Породы-коллекторы разнообразны как по минералогическому составу, так и по геометрии пустотного пространства, а также по происхождению - генезису. Наиболее часто они представлены гранулярными (обломочными) типами: песчаниками, песками, алевролитами, реже представлены карбонатными разностями (известняками, доломитами, мергелями). Если для первой группы колекторов пустотное пространство представлено в основном порами (реже трещинами и кавернами), то вторая группа характеризуется порово-кавернозно-трещиноватой структурой емкости коллектора.

Трещиноватость может быть развита как в гранулярных коллекторах, так и з хемогенных и даже в породах магматического происхождения. В этих случаях собственно порода-матрица может быть низкопроницаемой, как бы вложенной в блоки, ограниченные трещинами. Нередко зоны развития трещиноватости характеризуются промышленными притоками нефти или газа (например, кора выветривания фундамента на Трехозерном нефтяном месторождении или трещиноватые граниты Игримского газового месторождения Западной Сибири).

Наличие коллектора в разрезе осадочной толщи не является достаточным условием формирования и сохранения залежи углеводородов в пределах нефтегазоносного региона. Для этого необходимо наличие надежной покрышки непроницаемых пород (глин, солей, плотных карбонатных пород и т.д.). Сочетание этих двух определяющих факторов обусловлено условиями формирования толщ (фаций) в пределах нефтегазовых регионов или его частей. Непрерывные колебательные процессы приводили к трансгрессиям (наступлениям моря на сушу) или регрессиям (отступлениям береговой линии), поэтому возникали различные палеогеографические условия, обусловившие неоднородное строение осадочных пород (их слоистость, линзовидность, прерывистость и т.д.). Отсюда в разрезах продуктивных толщ выделяют шельфовые, авандельтовые, дельтовые и др. отложения. В сочетании с тектоническими факторами эти особенности обусловили различный характер ловушек-резервуаров углеводородов.

 

 

Пористость горной породы – это наличие в ней незаполненных твердым веществом пор. Емкостные свойства пород–коллекторов обусловлены наличием в них пустотного пространства, способного заполняться нефтью, газом или водой. Пустоты бывают трех видов: поры, каверны и трещины. Соответственно и коллекторы образуют три основных типа: поровый, каверновый и трещинный, а также различные сочетания этих типов. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

1. Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

2. Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0,15) или в процентах (Кп=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем УВ, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС). Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

 

По величине поровых каналов пористость условно подразделяется на три группы:

1. сверхкапиллярные – диаметр 2 – 0,5 мм;

2. капиллярные – диаметр 0,5 – 0,0002 мм;

3. субкапиллярные – диаметр менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам движения нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил. Субкапиллярные каналы, независимо от величины пористости практически непроницаемы (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

 

 

Открытая пористость коллекторов на практике изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %, в большинстве случаев она изменяется от 6 – 8 до 25 %. Пограничные значения пористости между коллектором и неколлектором лежат в пределах 4 – 6 %.

Проницаемость – это свойство породы пропускать жидкость или газ при перепаде давления. При разработке нефтяных и газовых месторождений встречаются различные виды фильтрационных потоков: движение нефти или газа, или совместное движение двух, трехфазного потока одновременно. Поэтому для характеристики проницаемости пород нефтесодержащих пластов введены понятия абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

1. Проницаемость абсолютная (физическая) характеризует проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при выполнении следующих условиях:

а. отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью, фаза химически инертна по отношению к породе;

б. полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.

Абсолютная проницаемость характеризует фильтрационную способность горной породы для инертного в физико-химическом отношении флюида. Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.

2. Проницаемость фазовая (эффективная) – это проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы (жидкости или газа) или других фаз (газ–нефть, нефть–вода, вода–газ, газ–нефть–вода) независимо от того, находятся они в статическом состоянии (например, капиллярно связанная вода) или принимают участие в совместной фильтрации. Величина её зависит не только от физических свойств пород, но и от степени насыщенности порового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств. При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше коэффициента абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.

 

3. Относительная проницаемость определяется отношением величины фазовой проницаемости к величине абсолютной для той же породы.

Относительные проницаемости (k', % или в долях) породы для нефти и воды (газа аналогично) оцениваются как:

k'Н = (kН / k) ·100 %; k'В = (kВ / k) · 100 %, (1.39)

где kН и kВ – фазовые проницаемости для воды и нефти;

k – абсолютная проницаемость породы.

Фазовая (эффективная), относительная проницаемости, насыщенность горных пород определяются экспериментально. Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.

 

РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

Первичная обработка керна

После доставки керна в лабораторию осуществляется его приемка, выкладка, очистка, реконструкция, маркировка, распиловка, привязка, фотографирование, при необходимости отбор керна стандартного размера. После отбора керна производится замер его геометрических размеров, а также иницализация образцов. Замер геометрических размеров производится при помощи высокоточных штанген-циркулей. Маркировка керна производится путем нанесения красной и черной линии продольной маркировки, а также основных линий метровых отметок и промежуточных линий (через каждые 25 см). Линии и отметки наносятся несмываемым маркером либо тушью.

 

Результаты (протокол измерений):

Таблица 1 – Протокол измерений геометрических размеров образцов:

№ п/п	Глубина отбора керна, м	Лабораторный номер образца	Длина, см	Диаметр, см
	2329,65	F-3	2.618	2.996
	2329,65	F-3	2.643	3.001
	2329,65	F-3	2.653	3.006
Среднее значение	2.638	3.001

 

Выводы: геометрические размеры первого образца составили 2.638см. в длину и 3.001см. в ширину.

Определение коэффициента открытой пористости методом жидкостенасыщения

Экстрагированный и высушенный образец взвешивают в воздухе с точностью до 0,01 г. Образец помещается для насыщения в стаканчик с моделью пластовой воды и, затем, в колбу вакуумной установки до полного прекращения выделения пузырьков воздуха. Насыщенный образец вынимают из вакуумной установки, кладут на стекло и несколько раз перекатывают для осушения. Насыщенный образец взвешивают на воздухе и в модели пластовой воды на весах, предназначенных для гидростатического взвешивания. Результаты всех измерений заносят в таблицу. Все измеренные величины при занесении в таблицу должны быть приведены к единой системе единиц СИ.

Результаты (протокол измерений):

Таблица 3 – Протокол измерений коэффициента открытой пористости образцов:

№ п/п	Глубина отбора керна, м	Лабораторный номер образца	Длина, см	Диаметр, см	Масса сухого образца в воздухе, г	Масса насыщенного образца в воде, г	Масса насыщенного образца в воздухе, г	Коэффициент открытой пористости, %
	2329,65	F-3	2,638	3,001	38,906	28,645	42,486	33,09

 

Коэффициент открытой пористости:

Выводы: Открытая пористость образца составила 33,09 %.

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: