Физика пласта

               

 

 

                        Таблица 1.2.

Наименование величины	Обозначение	Значение
Масса сухого кусочка	М
Отсчет по шкале без  образца Отсчет по шкале с  образцом
Объем образца	V
Плотность образца
Масса зерен породы	Mз
Отсчет по шкале без  зерен
Отсчет по шкале с  зернами
Объем зерен	Vз
Плотность зерен
Коэффициент общей пористости	m

 

Обработка полученных результатов

1. Объем образца равен разнице отсчетов по шкале порозиметра с образцом и без.
2. Плотность образца:

.

3. Объем зерен равен разнице отсчетов по шкале порозиметра с зернами и без.
4. Плотность зерен:           .
5. Коэффициент общей пористости:

                        %.

Лабораторная  работа 2

Определение коэффициента открытой пористости

Для количественной оценки относительной доли сообщающихся между  собой пор используется коэффициент открытой пористости:

,

где и V - объемы открытых (сообщающихся) пор пласта.

В соответствии с общепринятым стандартом коэффициент открытой пористости определяется на экстрагированных образцах, высушенных при температуре 105⁰С. Для заглинизированных пластов сушку проводят при температуре »70⁰С. Открытая пористость определяется методом насыщения образца жидкостью (по И.А.Преображенскому) по разности масс сухого и насыщенного жидкостью образца, его внешнего объема (по разности масс насыщенного жидкостью образца в воздухе и в насыщающей жидкости) и вычислении пористости путем деления первого объема на второй.

Стандарт определения  открытой пористости методом насыщения  предполагает, что объем открытых пор не зависит от особенностей взаимодействия конкретной пары скелет – флюид. То есть предполагается, что по разным флюидам открытая пористость – величина неизменная. Однако специально проведенными экспериментами отмечены количественные отличия коэффициента открытой пористости при насыщении образцов различными флюидами (нефть, вода, технологические жидкости и др.) Значения коэффициента открытой пористости используются в современных гидродинамических симуляторах разработки месторождений и при подсчете запасов.

  Соответственно использование унифицированных значений коэффициента открытой пористости безотносительно к конкретной паре флюид – скелет пласта может приводить к существенным погрешностям при моделировании.

При подсчете запасов  эти эффекты не играют никакой  роли, так как в расчетах используют природный эффективный поровый объем, содержащий углеводороды.

В общем случае m_о£ m, так как в подавляющем большинстве пластов имеются и не сообщающиеся между собой (закрытые) поры. Кроме закрытых в пластах могут присутствовать и условно сообщающиеся - тупиковые поры.

Порядок проведения работы

1. Экстрагированный и высушенный образец взвешивают в воздухе с точностью до 0,01 г.
2. Образец помещается для насыщения в стаканчик с керосином и, затем, в колбу вакуумной установки до полного прекращения выделения пузырьков воздуха.
3. Насыщенный кусочек вынимают из вакуумной установки, кладут на стекло и несколько раз перекатывают для осушения.
4. Насыщенный образец взвешивают  на воздухе и в керосине на весах, предназначенных для гидростатического взвешивания.
5. Результаты всех измерений заносят в таблицу 2.1. Необходимо отметить, что все измеренные величины при занесении в таблицу должны быть приведены к единой системе единиц СИ.

Таблица 2.1.

Наименование величины	Обозначение	Значение
Масса сухого образца в воздухе	М1
Масса насыщенного образца  в керосине	М2
Масса насыщенного образца  в воздухе	М3
Коэффициент открытой пористости	mо

 

Обработка полученных результатов

Вычисляем коэффициент открытой пористости:

                     100%.

 

 

Лабораторная работа 3

Определение коэффициента абсолютной проницаемости 

горных пород

Проницаемость - это способность горных пород пропускать через себя жидкости и газы.

Согласно закону Дарси существует однозначная линейная взаимосвязь между скоростью фильтрации флюида и градиентом пластового давления. Коэффициент пропорциональности в этой взаимосвязи и является характеристикой проницаемости пласта.

Проницаемость  -  структурно-чувствительное свойство пласта, поэтому проницаемость зависит от структуры порового пространства - эффективного размера пор, связанности поровой структуры, соотношения открытых и закрытых пор и т.д.

Экспериментальные исследования, базирующиеся на обобщенном законе Дарси, показали, что проницаемость зависит от особенностей физического и физико-химического взаимодействия системы минеральный скелет пласта – фильтрующийся флюид, от степени насыщения пласта фильтрующимися флюидами, от характера смачиваемости пласта, градиента давлений и от других факторов.

В соответствии с имеющимися экспериментальными данными проницаемость  пласта дифференцируется на абсолютную и фазовую проницаемость, на фазовую проницаемость при неполном насыщении пласта фильтрующейся фазой и на относительную фазовую проницаемость, которая определяется как отношение фазовой проницаемости при неполном насыщении к абсолютной проницаемости.

Абсолютная  проницаемость является физическим свойством. Абсолютная проницаемость зависит от микростроения пласта – структуры порового пространства, гранулометрического состава, удельной поверхности.

Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, полностью насыщающей пласт, химически и физически инертной по отношению к скелету пласта. Важно отметить, что абсолютная проницаемость – свойство только скелета пласта. Поэтому абсолютная проницаемость не зависит от свойств фильтрующейся жидкости или газа и перепада давления, если нет взаимодействия флюидов с породой. На практике жидкости часто активно взаимодействуют с породой (глинистые частицы разбухают в воде, смолы, содержащиеся в нефти, забивают поры). Поэтому для оценки абсолютной проницаемости обычно используется воздух или инертный газ.

Фазовые проницаемости определяются при фильтрации через пласт многофазной системы, физически и химически не инертной (нефть, газ, вода, технологические жидкости и т.д.) по отношению к скелету пласта. Фазовые проницаемости зависят не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств фильтрующихся фаз и степени насыщения порового пространства различными фазами.

Фазовая проницаемость  при неполном насыщении характеризует проницаемость неинертных - “активных” фаз при наличии в пласте другой фазы.

Относительной фазовой проницаемостью называется отношение фазовой проницаемости при неполном насыщении к абсолютной.

Значение коэффициента абсолютной проницаемости вычисляются  используя закон Дарси, согласно которому скорость фильтрации ньютоновских жидкости в пористой среде V при плоско-параллельной фильтрации пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости μ:

     (3.1)

где Q - объемный расход жидкости в единицу времени;

       F - площадь поверхности (площадь фильтрации)через которую протекает жидкость.

Тогда:

            (3.2)

При измерении проницаемости  пород по газу в формулу (3.1) следует  подставлять средний расход газа в условиях образца:

     (3.3)

где _г - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Объем газа, прошедшего через керн, измеряется газовыми часами при атмосферном давлении на выходе из них и температуре в лаборатории. Перепадом давления на газовых часах можно пренебречь (из-за его малости по сравнению с атмосферным давлением). Поэтому будем считать, что давление на выходе из образца равно атмосферному.

Нелинейностью распределения  давления по длине керна также  пренебрегаем. Поэтому среднее давление по длине керна :

                       (3.4)

где    Р₁     - абсолютное давление на входе в керн;

Так как манометр показывает избыточное над атмосферным давление на входе в керн, то:

Р₁=Р_а+Р_ман                                             (3.5) 

где Р_а    - атмосферное давление,

       Р_ман – показание манометра, и тогда:

                       (3.6)

Для приведения объема газа Q₀, замеренного по газовым часам при атмосферном давлении Р_а   к среднему давлению в керне полагая газ идеальным и считая процесс изотермическим, используя закон Бойля-Мариотта, получим

,                     (3.7)

где Q₀ - расход газа при атмосферном давлении р_а.

 

Так как:

                      (3.8)

 

где   – время, в течение которого через керн прошел объем газа V_о, замеренный по газовым часам.

Площадь поперечного  сечения керна:

,             (3.9)

где d – диаметр керна.

Окончательная формула  для расчета коэффициента абсолютной проницаемости горной породы по газу при малых давлениях:

          (3.10)

В Международной системе  единиц величины, входящие в формулу  проницаемости, имеют размерности

[L] = м;     [F] = м²;     [Q] = м³/с;

              [p] = Па;         [m] = Па×с.

Следовательно,

При L = 1 м; F = 1 м²; Q = 1 м³/с; р = 1 Па и m = 1 Па×с получим значение единицы измерения проницаемости k = 1 м².

Таким образом, в системе (СИ) за единицу измерения проницаемости в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м², длиной 1м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па×с составляет 1 м³/с.

Расход жидкости 1 м³/с, вязкостью 1 Па×с является абсолютно нереальным для любых пористых сред. Поэтому единица проницаемости 1 м² на практике не используется. Проницаемость реальных пластов составляет величины порядка 10^-12-10^-15 м², поэтому используется единица проницаемости микрометр квадратный [мкм²]

1 мкм² = 10^-12 м² =1Д

Абсолютная проницаемость  характеризует фильтрационную способность пласта для “инертной” фазы, не взаимодействующей со скелетом породы при условии полного насыщения порового пространства этой фазой. Она является физическим свойством пласта и определяется его микростроением (гранулометрическим составом, структурой порового пространства, удельной поверхностью).

Для нефтегазопромысловой практики фильтрация “инертной” фазы не типична. Фазы, фильтрующиеся в реальных пластах (нефть, вода, природный газ, конденсат, технологические жидкости), не являются инертными по отношению к скелету пласта. Они активно взаимодействуют с твердой фазой и с другими фазами пласта.

Характер взаимодействия реальных фаз со скелетом зависит от следующих факторов:

- от “активности”  фильтрующихся фаз по отношению  к скелету. Эта “активность”  определяется физико-химическими  свойствами фаз (компонентный состав, химический состав, плотность и т.д.);

- от свойств минерального  скелета пласта (минеральный состав скелета, тип и состав цемента, структура порового пространства, удельная поверхность фильтрации);

- от воздействия внешних  физических полей (температурного, барического, электромагнитного и др.).