Остаточная вода лабораторные способы ее определения

Методы определения содержания остаточной воды

Прямой метод (на приборе Закса). Проблема в отборе керна с сохранением нефтеводонасыщенности (бурение на нефтяной основе, отбор проб глубинными пробоотборниками).

А) Полупроницаемой мембраны Образец насыщают водой, а затем вытесняют ее газом или нефтью под давлением через полупроницаемую мембрану в течение нескольких суток, доводя до постоянного значения. Для низкопроницаемых пород необходимы сравнительно высокие давления 10-15 кг/см 3 и выше.

В) Метод центрифугирования. 3800-4200 об/мин. в течение 30 мин. (3 атм). Для карбонатных пород 4600 об/мин. Объем отжатой воды замеряется либо определяется взвешиванием образца.

α – остаточная водонасыщенность;

С₃ – масса образца после центрифугирования;

С₁ – масса сухого образца;

V_n – объем пор в образце;

γ_в – плотность воды.

С) Метод нагнетания ртути для измерения капиллярных давлений (порозиметрия).

D) Метод испарения (Е. Миссер, 1950). Образец высушивают при 105 ◦ С, взвешивают, насыщают водой и снова взвешивают, затем помещают в ток воздуха. В течение 1-1,5 ч периодически замеряют потерю веса, добиваясь стабилизации.

Е) Хлоридный метод.

F) Метод электропроводности.

G) Метод капиллярного впитывания.

Н) Геофизические методы.

Вопросы для самоконтроля

3.1 Перечислите виды воды в породах.

3.2 Охарактеризуйте методы определения остаточной воды.

Пористость карбонатных пород, ее особенности

Студент должен разобраться с отличиями пористости карбонатных и гранулярных пород и методами изучения свойств карбонатных коллекторов.

Современная модель трещинного коллектора

К трещинным коллекторам приурочено около половины мировых запасов нефти. В образовании карбонатных формаций наблюдается определенная цикличность, как правило (по Н.М. Страхову), возникают они на средних этапах геотектонических циклов.

При изучении карбонатных пород трудностей до сих пор гораздо больше, чем при изучении терригенных. Выделение коллекторов, определение их свойств геофизическими методами, подсчет запасов сопряжены со значительными ошибками.

Чрезвычайно разнообразны карбонатные породы по структурно-текстурным признакам. Различают три генетических типа карбонатных пород: хемогеннные, органогенные и обломочные.

Хемогенные: кристаллического строения, скрытозернистые (пелитоморфные), оолитовые, псевдооолитовые, пизолитовые; последние три структуры внешне сходны по структуре с обломочными известняками.

Органигенные делят на зоо- и фитогенные; по характеру составных частей на биоморфные и органогенно-обломочные (детритовые).

Отмечаются все виды пустот: первичные (седиментационные и диагенетические) и вторичные. Часто встречаются внутриформенные и первично-реликтовые. Первичная пористость в карбонатных породах сохраняется плохо.

Пустоты	Характер пустот
Первичные	Внутри- и межраковинные, межзерновые, межоолитовые; диагенетические трещины
Вторичные:
катагенетические	Поры в кристаллических породах, пустоты растворения (каверны, полости стилолитовых швов и др.), трещины катагенетические (при перекристаллизации, метасоматозе)
тектонические	Трещины
гипергенетические	Карстовые полости и пещеры

Вторичные пустоты возникают при выщелачивании, перекристаллизации, доломитизации и раздоломичивании, стилолитизации, образовании трещин.

При выщелачивании образуются пустоты различной формы. Растворение может происходить в несколько этапов. Вдоль трещиноватых зон растворение может происходить на больших глубинах (в Приуралье – до 1000 м).

Особый характер имеют карстовые процессы вблизи ВНК залежей. Углекислый газ появляется здесь при биогенном разложении нефти.

Пористость матрицы

Структура пустот в карбонатных породах определяется зачастую их генетической принадлежностью. Например, внутрираковинные и межраковинные пустоты – «ситчатые» на рифах, «зубчатые» детритовые и т.д.

В хемогенных породах пустотное пространство представлено тремя группами:

1. В оолитовых породах – межоолитовые, трещины между и внутри концентров, отрицательно-оолитовые пустоты.

2. В кристаллических породах – каверны и межзерновые пустоты.

3. Пелитоморфные известняки – обычна повышенная трещиноватость, в том числе трещины сокращения (например, при старении коллоидов), типичны для них и стилолиты.

Обломочные породы сходны с нормалными терригенными, но склонны к вторичным изменениям (растворение, перекристаллизация, доломитизация и др.).

Разновидности трещин

Трещины делят на первичные и вторичные. Первые – диагенетические (при уплотнении, перекристаллизации), вторые – катагенетические, гипергенные, тектонические. Литогенетические чаще встречаются в тонкозернистых породах, часты трещины наслоения, которые внутри пласта не имеют определенной ориентации, часто не выходят за пределы пласта.

Тектонические трещины более прямолинейны, с более гладкими стенками. Образуют системы вплоть до планетарных.

По размерам трещины делятся на микро (менее 0,1 мм) и макро (более 0,1 мм) трещины.

Частота зависит от состава и толщины слоя. Чем больше толщина слоя, тем меньше его трещиноватость.

Изучение трещиноватых пластов (Stearns and Friedman, 1972) показало, что трещинные коллекторы наиболее вероятны в хрупких породах с низкой пористостью, залегающих в областях, где проявлялись благоприятные с точки зрения растрескивания тектонические подвижки. Макро- и микротрещины, образовавшиеся в породе, могут быть связаны при этом с деформацией пород при дизъюнктивных нарушениях, а также с глубокой эрозией перекрывающих пород, которая вызывает неодинаковые напряжения по ослабленным плоскостям.

Источник

Остаточная вода горных пород.

Суммарное содержание в породе капиллярно-удержанной и физически связанной воды определяют как остаточную воду, характеризуя содержание ее в объеме пор породы к о э ф фи ц и е н т о м: остаточного водонасыщения: где Kов=V в.о/ V n-соответственно объемы остаточной воды и пор.Для определения k..o в практике петрофизических лабораторий применяют несколько способов, которые можно разделить на две

группы. R первой относится единственный способ, получивший на­звание прямого метода, или метода Закса, в котором: определяют ко­личество воды, содержащейся в образце породы, извлеченном: привскрытии продуктивного коллектора скважиной с не фильтрующейся промывочной жидкостью-раствором: на нефтяной основе (РНО).При реализации прямого метода необходимым условием: является охранение в образце до эксперимента всех флюидов, заполняющихпоры образца в пластовых условиях.Способы второй группы различаются условиями моделированияостаточной воды в образце. Общим для них является подготовка образца к эксперименту путем: экстрагирования из образца углеводородов и солей, растворенных в пластовой воде, заполнявших порыобразца в естественном: залегании. Способы второй группы иногда

Методы определения остаточной воды (прямой, косвенные).

Определение kв.о пря м: ы м м: е т о д о м: включает следующие этапы: 1) изучаемые продуктивные отложения вскрываются 62 скважиной с РНО при сплошном отборе и выносе образцов керна в заданном интервале разреза; 2) образцы после выноса на поверхность немедленно консервируются, в дальнейшем соблюдаются условия для сохранения в образце пластовых флюидов; 3) каждый образец, подлежащий исследованию, расконсервируют и экстрагируют спиртобензольной смесью в аппарате Закса, снабженном специальной ловушкой для воды, извлекаемой из образца при экстракции; 4) определяют объем V в.о воды, выделенной из образца, а затем, зная объем образца и коэффициент пористости kn, вычисляют V п и по формуле рассчитывают kв.о= Kов=V в.о/ V п

Прямой метод позволяет установить значение kв.о.пр характеризующее продуктивный коллектор в условиях естественного залегания. Это значение адекватно рассмотренному выше параметру kв.о при следующих условиях: а) коллектор полностью гидрофильный; б) вся остаточная вода коллектора в пластовых условиях представлена капиллярно-удержанной и физически связанной водой.

Косвенные методы определенияkв.о различаются способом удаления воды из образца. В лабораторной практике применяют следующие косвенные методы моделирования и определения остаточной воды: капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении температуры и с сохранением ее постоянной (изотермическая сушка), влагоемких сред, метод ЯМР. Наиболее широко применяют методы капиллярного вытеснения и центрифугирования.

Значения: kв.о, полученные при вытеснении воды воздухом, целесообразно использовать при изучении газоносных коллекторов. Для определения kв.о нефтеносных коллекторов воду из образца вытесняют керосином или, что более правильно, моделью пластовой нефти изучаемого геологического объекта.

kво=1-

где m 1, m 2, m 3 — соответсвенно массы образцов сухого, насыщенного водой и после завершения опыта; — плотности воды и нефти.

Плотность породы.

Плотность породы — отношение массы породы (г) к ее объему (см 3 ). Плотность разных пород σ меняется от 1,2 до 3,3 г/см 3 в зависимости от плотности минерального скелета δ, которая колеблется в пределах 2,1 — 3,5 г/см 3 , а также от пустотности (пористости и трещиноватости), т.е. отношения объема пор к объему твердой фазы породы, и флюидонасыщенности (водо-, нефте- и газонасыщенности, или степени заполнения пор флюидом). Плотность зависит от плотности твердой, жидкой и газообразной фаз, структурно-текстурных признаков породы, а также от пористости: dп=dтвVтв/V+dвVв/V+dнVн/V+dгVг/V=(1-Кп)dтв+Кп(Квdв+Кнdн+Кгdг)

Плотность твердой фазы dтв – средневзвешенная величина плотности составляющих ее минералов: dтв=ådмVм/Vтв.

Минералы классифицируются на плотные (dтв>4*10^3кг/м^3)-фостерит, средней плотности (2,5-4*10^3)-альбит, и малой плотности (

Дата добавления: 2018-04-15 ; просмотров: 515 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник

МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ОСТАТОЧНОЙ (СВЯЗАННОЙ) ВОДЫ В ПЛАСТАХ

Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового ма­териала, выбуренного с применением растворов, приготовленных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортирования его в лаборато­рию существенных изменений количества остаточной воды не происходит. Во избежание испарения воды образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. Содержание остаточной воды определяется путем экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка или в приборах С.Л. Закса (ЛП-4).

Взвешенный образец породы помещают в колбу прибора Дина и Старка (рис. V.2) или в воронку Шотта прибора С. Л. Закса (рис. V.3). При кипении растворителя вода испаря­ется из образца, вместе с растворителем охлаждается в холо­дильнике и стекает в ловушку. Так как вода тяжелее углево­дородных растворителей, она накапливается в нижней части ловушки, избыток же растворителя стекает обратно в колбу. При этом в приборе С. Л. Закса чистый растворитель вначале попа­дает в цилиндр с керном, растворяет нефть и стекает через по­ристую перегородку в колбу. В качестве растворителя обычно используют толуол, закипающий выше точки кипения воды (110 °С). Водо-, нефте- и газонасыщенность породы определяют по массе образца до и после экстрагирования и по объему воды, выделившейся из керна [4].

Рис. V.2. Прибор Дина и Старка для определения содержания воды 1— холодильник; 2 – калиброванная ловушка; 3 — колба

Рис. V.3. Прибор ЛП-4 (С. Л. Закса) для определения нефте-, водо- и газонасыщенности пород 1- холодильник; 2- ловушка; 3 — воронка Шотта; 4 — колба с растворителем

Так как в большинстве случаев пласт вскрывается обыч­ными водными глинистыми растворами, предложены косвенные методы оценки количества остаточной воды. Один из них — хлоридный метод, основанный на предполагаемом относительном постоянстве солености связанной воды в пределах коллек­тора, которая обусловлена главным образом содержанием хло­ридов. Во время анализа образцы керна измельчают и обраба­тывают при температуре кипения дистиллированной водой. Содержание связанной воды в навеске керна находят по количе­ству ионов хлора, содержащихся в фильтрате. Для этого по­следний титруют азотнокислым серебром в присутствии инди­каторов. Если известна соленость остаточной воды, по содер­жанию ионов хлора в образце удается приблизительно опре­делить количество остаточной воды.

Поскольку хлоридным методом можно определить содержа­ние лишь одного иона, то содержание других ионов устанавлива­ется методом электропроводности — по солености воды, полученной после экстрагирования измельченного керна, путем измерения ее электропроводности. Но при этом не устра­няются причины, уменьшающие точность определений количества остаточной воды хлоридным методом. Например, загрязнение керна фильтратом разбавленного бурового раствора, который ча­стично может вытеснять остаточную воду из образца. Для опреде­ления количества фильтрата бурового раствора, проникающего в керн, в глинистый раствор добавляют различные индикаторы: аце­тон, мышьяк, пропанол, декстрозу и т. д. Однако с помощью инди­каторов можно определить степень загрязнения керна, но нельзя оценить количество вымываемой остаточной воды фильтратом бурового раствора.

В лабораториях физики пласта для приближенной оценки объ­ема остаточной воды широко применяется метод полупроницаемых мембран (перегородок). Для этого исполь­зуется прибор, схема которого приведена на рис. 1.9. Методика проведения опыта аналогична методике работы при построении порометричеcкой кривой по данным, полученным в процессе вы­теснения воды из керна воздухом через полупроницаемую пере­городку (см. гл. I). При этом также строится кривая зависимо­сти капиллярное давление — водонасыщенность. Средние части таких кривых (рис. V.4) характеризуют степень однородности пор: чем положе этот участок кривой, тем более однороден керн по составу пор. Верхние отрезки кривых представляют собой вертикальные или почти вертикальные линии, так как остав­шаяся вода прочно удерживается молекулярными и капилляр­ными силами и не вытесняется из керна с увеличением давления. Расстояние их от оси ординат (в единицах водонасыщенности) и принимается за содержание остаточной воды в породе. При этом предполагают, что в процессе формирования залежи из породы нефтью и газом вытесняется только та вода, которую удалось извлечь из керна в процессе опыта.

Рис. V.4. Кривые зависимости ка­пиллярное давление — водонасыщенность

В естественных условиях проницаемость пород в залежи из­меняется в широких пределах. Для определения средней остаточ­ной водонасыщенности пород по разрезу пласта или по отдель­ному его участку кривые зависимости остаточная водонасыщенность — капиллярные давления, приведенные на рис. V.4, строят по большому числу кернов (иногда изучаются сотни образцов). По этим данным находят зависимость водонасыщенности кернов различной проницаемости от капиллярного давления. На рис. V.5 приведены такие зависимости для давлений 0,5—0,33—0,17—0,068—0,03 МПа, построенные на основе рис. V.4. По таким зависимостям далее получают осредненную кривую капиллярное давление — остаточная водонасыщенность для пласта. Для этого вначале устанавливают среднюю проницаемость пород. В рас­сматриваемом примере она равна 0,150 мкм 2 .

Рис. V.5. Изменение водонасыщенно­сти образцов в зависимости от про­ницаемости пород при различных значениях капиллярного давления

Проведя горизонтальную линию от найденного среднего зна­чения проницаемости (см. пунктирную линию на рис. V.5), по точкам ее пересечения с линиями различных давлений строят осредненную зависимость капиллярное давление — водонасы­щенность (рис. V.6), которая позволяет оценить среднюю оста­точную водонасыщенность пород исследуемого пласта. Из рис. V.6 — следует, что средняя остаточная водонасыщенность ис­следованных пород составляет 26 %. Считается, что описанный метод определения остаточной водонасы­щенности пригоден только для пород, со­держащих значительное количество погре­бенной воды (более 8—10% от объема пор), так как причины небольшого содер­жания остаточной воды или полного отсут­ствия ее в породах некоторых залежей пока недостаточно ясны. Иногда это можно объ­яснить растворением и частичным ее испа­рением в процессе формирования -залежи в последующие геоло­гические эпохи. Следовательно, условия формирования залежей в коллекторах, содержащих небольшое количество воды, в опи­санном методе определения остаточной водонасыщенности не моделируются даже приближенно. Метод полупроницаемых пе­регородок трудоемок. Для определения остаточной водонасы­щенности малопроницаемых пород требуются особо прочные мелкопористые перегородки, так как вытеснение воды воздухом или нефтью необходимо осуществлять под высоким давлением. При нагнетании в поры ртути эти затруднения устраняются (см. гл. I).

Рис. V.6. Осредненная кривая капиллярное давле­ние – водонасыщенность для образцов со средней проницаемостью 0,15 мкм 2

Быстро и просто остаточная водонасыщенность определяется методом центрифугирования. Образец, насыщенный водой, помещается в центрифугу и подвергается действию цент­робежных сил, под влиянием которых вода выбрасывается в градуированную ловушку. Вытеснению воды из породы пре­пятствуют капиллярные силы. Вначале с увеличением частоты вращения ротора центрифуги жидкость вытесняется из крупных пор, когда перепад давления Dр на торцах образца превысит ка­пиллярное давление в менисках. При дальнейшем увеличе­нии частоты вращения ротора жидкость вытесняется и из пор меньшего размера. С некото­рого момента повышение час­тоты вращения ротора центри­фуги перестает влиять на ко­личество остающихся в порах воды. Измеряя количество вы­делившейся жидкости как функцию частоты вращения ротора, можно построить за­висимость капиллярное давле­ние— водонасыщенность.

Рис. V.7, К построению зависимости капиллярное давление — водонасы­щенность

Расчетная формула получается, исходя из следующего. Опыт на центрифуге проводится, как и в случае полупроницаемых пе­регородок, путем вытеснения одной фазы другой (воды нефтью или газом). Вычислим вначале давление р, действующее на торец закрытого единичного капилляра, заполненного жидкостью с плотностью р, под действием центробежных сил при его вра­щении в центрифуге (рис. V.7). Очевидно, что это давление (V.1)

где F — центробежная сила; r — радиус капилляра; R— рассто­яние середины капилляра от центра вращения; m — масса жид­кости в капилляре; w — угловая скорость вращения ротора; r — плотность жидкости; х₁ и x₂ —расстояния от центра вращения до торцов капилляра.

Если выходной торец капилляра открыть, то часть жидкости из него вытечет под влиянием центробежных сил. Истечение будет происходить до тех пор, пока центробежные силы, умень­шающиеся вследствие сокращения массы остающейся жидкости, не уравновесятся капиллярными, которые возникают под влия­нием возникшего мениска на границе раздела фаз (см. рис. V.7).

Капиллярное давление, уравновещиваемое мениском, в за­висимости от положения x мениска (V.2)

где s — поверхностное натяжение жидкости на границе с вытес­няющей фазой;q — угол смачивания.

При данной частоте вращения n центрифуги жидкость из ка­пилляра будет вытесняться в том случае, если радиус капилляра (V.3)

В случае пористой среды при данной частоте вращения n установится профиль водонасыщенности S_B(x) вдоль образца, схе­матически изображенный на рис. V.7, б. Если в каком-либо сече­нии образца х определить водонасыщенность S_B(x) (например, по электросопротивлению породы), то давление, развиваемое в капиллярах центробежными силами в плоскости этого сечения при угловой скорости, например, w₁ составит

При этом жидкость вытиснится из всех пор образца, радиус которых больше радиуса r₁ определяемого из соотношения (V 4)

Следовательно, доля a пор, радиус которых r>r₁ в сечении х составит

При практическом использовании метода центрифугирования для изучения распределения в кернах пор по размерам и оп­ределения остаточной водонасыщенности обычно регистрируют среднюю установившуюся водонасыщенность образца, соответ­ствующую каждой ступени частоты вращения ротора центри­фуги, и полагают, что масса остающейся жидкости сосредото­чена в середине R образца,

.

Тогда размер пор, из которых при данной угловой скорости вытиснилась вода, определяется из соотношения (V.6)

Если вместо воздуха вода из образца вытесняется нефтью, т.е. если водонасыщенный образец помещен в нефть, вместо плотности жидкости r в формулах будет учитываться разность плотностей Dr = r_в—r_н воды и нефти.

Следует отметить, что для получения достоверных данных о распределении пор по размерам и остаточной водоносности методом центрифугирования образцов необходимо принимать ряд мер, позволяющих избежать недостатки этого метода. Как уже упоминалось, в расчетах используется значение средней объем­ной насыщенности образцов при различных частотах вращения ротора центрифуги при предположении о линейной зависимости насыщенности от координаты х. Фактически же распределение водонасыщенности при каждом значении частоты вращения ро­тора характеризуется более сложным законом, соответствующим кривой капиллярное давление—насыщенность (см. рис.V.4).

Кроме того, при использовании кернов цилиндрической или призматической формы оказывается, что в каждом сечении на пористую среду действует неравномерное поле центробежных сил, так как частицы жидкости, находящиеся на центральной осевой линии керна в каждом сечении, перпендикулярном к этой линии, ближе к центру вращения, чем все другие частицы, ле­жащие в той же плоскости. При этом затрудняется достаточно точное определение капиллярного давления (или центробежной силы), необходимого для расчетов.

Венгерским исследователем Бауэром Кароем установлено, что этот недостаток можно избежать, если вместо кернов ци­линдрической или призматической формы использовать керны, геометрия которых приводит к возникновению в пористой среде равномерных полей центробежных сил. По данным Бауэра Кароя, хорошее совпадение кривых капиллярного давления, по­строенных методом центрифугирования и полупроницаемых мем­бран, получают при использовании кернов, представляющих сек­тор или цилиндры тора, центральная ось которых совпадает с осью вращения центрифуги.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник