В. Определение водонасыщенности горных пород.
1. Методы определения водонасыщенности горных пород
Получению точных данных о водонасыщенности мешает загрязнение кернов промывочным раствором, особенно сильное в случае, если промывочная жидкость имеет водную основу. Подавляющее большинство залежей нефти и газа содержит воду только в пленочном и капиллярно-связанном состоянии.
Существующие прямые и косвенные методы рассчитаны на суммарное определение этих форм воды.
Прямые методы.
Определение водонасыщенности пород по данным анализа кернов заключается в следующем. С помощью соответствующих приборов определяют содержание воды в образце и общую потерю веса образца после экстрагирования и высушивания. Количество нефти, содержащейся в образце, определяют вычитанием веса извлеченной воды из общей потери в весе.
Водонасыщенность образца породы методом перегонки определяют дистиляционными методами Дина и Старка (образец погружен в кипящий растворитель), Закса, Юстера, Сокслета, Ролла и Талиаферра (образец установлен над кипящим растворителем). Растворителями служат ксилол, толуол.
Косвенные методы.
Бурение скважин на известково-битумном растворе, позволяющем отбирать керны с пластовой влажностью, осуществляются еще редко, поэтому в практике лабораторных работ применяют ряд косвенных методов определения остаточной воды в образцах керна:
1. Полупроницаемой мембраны.
2. Центрифугирования.
3. Нагнетания нефти.
4. Испарения.
5.Хлоридный.
6. По данным электропроводности.
7. Капиллярного впитывания.
8. По остаточной керосинонасыщенности.
9. Фазовой газопроницаемости.
2. Определение водо- и нефтенасыщенности образца пористой среды на аппарате Закса.
Содержание воды и нефти в породе определяется через соответствующие коэффициенты водо- и нефтенасыщенности. Коэффициентом водонасыщенности называется отношение объема VВ, содержащегося в образце воды к суммарному объему пор VП образца.
Коэффициентом нефтенасыщенности называется отношение объёма содержащейся в образце нефти к суммарному объему пор образца.
Определение коэффициентов нефте- и водонасыщенности может быть составной частью лабораторных экспериментальных исследований по изучению вытеснения нефти различными агентами из моделей пласта. Знание величин является важным и потому, что они определяют фазовые проницаемости для нефти, воды и газа при их фильтрации, и следовательно, тем самым динамические характеристики фильтрационного потока.
При анализе кернового материала в образце породы обычно определяется общее количество остаточной воды без количественной оценки различных ее видов. Это объясняется неопределенностью условий существования и классификации остаточной воды и сложностью раздельного ее определения по видам.
Описание аппарата Закса.
Прибор (рис. 2) состоит из четырех частей: стеклянной круглодонной колбы 1, стеклянного приемника 2, обратного стеклянного холодильника 3 и фарфорового стаканчика 4. Колба, приемник и холодильник соединены между собой при помощи шлифов 5, что полностью исключает утечку паров раствора через места соединений. В основании цилиндрической части колбы 1 с внутренней стороны сделаны стеклянные выступы 6, служащие упором для стаканчика 4. Приемник состоит из градуированной части 7 и отростка 8 с пришлифованной пробкой 9. Градуированная часть ловушки имеет общий объем 10 мл, причем в нижней части (3,5 мл) ее диаметр меньше и деления на шкале нанесены через 0,02 ± 0,005 мл, вверху диаметр больше и цена деления 0,2 ± 0,05 мл. Внутренняя часть холодильника 3 имеет цилиндрическую форму, а рубашка его – два трубчатых отвода: нижний 10 для входящей струи воды и верхний 11 - для выходящей. Нижний отросток заканчивается пробкой 12 с пришлифованной поверхностью, служащей для соединения с приемником 2. Стаканчик 4 состоит из цилиндра диаметром 30 мм, на дне которого вмонтирован специальный фильтр 13. В верхней части сделаны два отверстия, в которые вставляется металлическая дужка 14, служащая для удобства извлечения стаканчика из горловины колбы 1. Аппарат ВН-2 монтируется на электрической печи.
Принцип работы.
Принцип работы аппарата ВН-2 следующий: в колбу 1 наливают растворитель (толуол), в стаканчик 4 кладут предварительно взвешенный анализируемый образец. Затем собирают прибор, устанавливают на печи, открывают циркуляцию воды в холодильнике и затем включают печь.
При кипении толуола, которое происходит при +111 °С, его пары проходят по трубке 8 в холодильник, где, конденсируясь стекают по стенкам вниз – сперва в градуированную часть приемника 7, а затем, по ее заполнении, через трубку 8 в стаканчик 4. Горячий толуол, поступая в стаканчик 4, промывает анализируемый образец, растворяя нефть и битум и вымывая и частично испаряя содержащуюся в нем воду.
Рис. 2. Аппарат Закса ВН-2 (ЛП-4) |
Попавшая в колбу вода вместе с толуолом испаряется и ее пары вместе с парами, идущими из образца, поступают в холодильник, где происходит их конденсация, и капли воды, вытесняя толуол вследствие большего удельного веса, заполняют градуированную часть приемника снизу. Этот процесс продолжается до тех пор, пока вся вода, содержащаяся в образце, не будет сконцентрирована в градуированной части приемника и замерена. Взвесив образец после экстрагирования и зная общую потерю в весе и количество воды, по разности определяют количество содержавшейся в образце нефти.
|
