физических свойств пластовых флюидов

СПБГУАП группа 4736

Экспериментальные исследования фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов и физических свойств пластовых флюидов в лабораторных условиях

Целями освоения дисциплины «Физика пласта» является получение комплекса знаний о физических, физико-химических, термических и других свойств горных пород, нефти, газа, воды в пластовых условиях, процессов их взаимодействия и закономерностях изменения их в процессе разработки залежей нефти и газа. В рамках дисциплины студенты должны получить теоретические знания по физике нефтяного и газового пласта, практические навыки в области исследований пород-коллекторов, пластовых флюидов, процессов их взаимодействия. В данном пособии приведены

пласта». Рассмотрены методы их определение согласно существующим в настоящее время государственным и отраслевым стандартам, а также методы отбора и подготовки образцов пород и пластовых нефтей к лабораторным исследованиям.

Общие понятия о породах коллекторах и их свойствах

Коллекторы нефти и газа - горные породы обладающие способностью вмещать жидкости и газы и пропускать их через себя при наличии перепада давления. К основным признакам, характеризующим коллектор, относятся пористость, проницаемость, насыщенность пород флюидами (водой, нефтью и газом), смачиваемость, капиллярные свойства, удельная поверхность, механические свойства. Совокупность этих признаков, выраженных количественно, определяет коллекторские свойства породы. Изучение коллекторских и физических свойств пород проводится на керне - цилиндрическом образце породы, отобранном из скважины с помощью колонкового долота.

Определение физических свойств пласта по результатам анализа кернового материала производится по установленным государственным и отраслевым стандартам, согласно которым используются образцы керна «стандартного» размера(d30х30мм). Стандартные размеры керна являются представительными для изучения физических свойств относительно простых гранулярных коллекторов. При изучении сложно-построенных коллекторов, обладающих смешанным типом пористости (трещинно-каверново-поровых), определение петрофизических характеристик, которые должны исследоваться на образцах максимально большого размера. требует специальных методических приемов, однако в настоящее время стандартизированных методик лабораторного изучения петрофизических свойств пород на полноразмерных кернах практически нет.

Отбор и первичная обработка керна

Керн является важным источником геологической, и петрофизической информации, первичным фактическим материалом, характеризующим разрез вскрытых отложений и используется на всех стадиях геолого-разведочного и нефтепромыслового процесса. Лабораторные исследования керна, в отличие от других методов (ГИС, ГДИС), являются прямым методом определения характеристик пород-коллекторов, позволяющим получить

1

СПБГУАП группа 4736

необходимую информацию с высокой степенью достоверности. Достоверность результатов изучения пород в большой степени зависит от качества отбора и первичной обработки. Ошибки, допущенные в процессе отбора керна и подготовки его к исследованиям, которые уже нельзя исправить в дальнейшем, приводят в итоге к получению недостоверной информации о пластовом резервуаре

Современная технология отбора керна предполагает использование одноразовых

пластиковых или алюминиевых керноприемных труб.

рис. 1.1. Маркировка керноприемных камер

При отборе керна с использованием одноразовых керноприемных камер после подъема инструмента необходимо очистить внешнюю поверхность керноприемной камеры от буровых жидкостей. Не извлекая керн из трубы промаркировать трубы следующим образом. Наносятся ориентационные линии, указывающие направление положения керна в пласте по всей длине отобранного керна черным и красным маркерами. Ориентационные линии представляют собой параллельные полосы, нанесенные на расстоянии ~2 см друг от друга. Красная линия наносится слева от черной при направлении от верхней части колонки (меньшей глубины) до нижней (большей глубины). Маркировка необходима для сохранения последовательности залегания пород. После маркировки разрезать керноприемную камеру на метровые отрезки, закрыть каждый отрезок с торцов специальными крышками и нанести на концах труб отметки глубин. Пример маркировки приведен на рис.1.1.

Первичная обработка керна в лаборатории.

Первичная обработка в лаборатории производится в следующем порядке:

-керн из труб последовательно выкладывается на специальные столы. Производится удаление бурового раствора сухой ветошью, плотная корка удаляется с помощью шпателя и зачищается металлической щеткой.

-керн состыковывают в единую колонку, раздробленные (разрушенные) участки керна перекладываются в специальные коробки с соблюдением длины разрушенного интервала и размещаются в общей колонке по месту их выноса.

-наносятся ориентационные линии по всей длине керна с двух противоположных сторон и линии глубины залегания керна. Основные линии глубины залегания керна наносятся через каждый метр в виде сплошных черных линий. Через каждые 25 см пунктирно наносятся промежуточные линии, над каждой из которых указываются соответствующие им глубины.

- колонка керна фотографируется в белом свете с целью фиксирования

2

СПБГУАП группа 4736

первоначального состояния керна.

- для привязки керна к разрезу по глубине производятся профильные исследования (спектральный гамма-каротаж, плотностной каротаж, профильная газопроницаемость)

- отбираются полноразмерные образцы керна (L~100 мм) на исследование коллекторских

-производится продольная распиловка колонки керна в соотношении 1/3. Большая часть, 2/3 керна используется для дальнейших исследований, 1/3 часть керна закладывается в специальные картонные коробки на вечное хранение;

-изготовливаются образцы стандартного размера (d30х30мм) на исследование коллекторских и физических свойств; цилиндры выпиливаются параллельно напластованию (исследование проницаемости в разных направлениях проводится на полноразмерных образцах керна);

1 Исследований фильтрационно-емкостных свойств пород коллекторов

Рассмотрены методы определения следующие свойства пород - коллекторов:

-открытая пористость;

-эффективная пористость:

-абсолютная газопроницаемость;

-остаточная водонасыщенность;

-распределение пор по размерам;

-относительные фазовые проницаемости в системе нефть-вода.

ГОСТ 26450.1-85 «Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением»

ГОСТ 26450. 2-85 «Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации»

ОСТ 39-204-86 «Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления»

ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»

Пористость

Пористость - совокупность всех пустот в породе независимо от их формы, размера, связи друг с другом. По происхождению пустоты делятся на первичные, сформированные во время образования горной породы, и вторичные, сформированные после образования породы, в процессе ее литогенеза. Первичными являются пустоты (поры) между зернами осадочной породы называемые межзерновыми ( межгранулярными). К вторичным пустотам относятся трещины, каверны или каналы выщелачивания минералов.

3

СПБГУАП группа 4736

Рис. 1.2. Примеры первичной (а, б) и вторичной (в, г, д, е) пористости в обломочных и карбонатных породах:

а- хорошо отсортированный высокопористый песчаник;

б-плохо отсортированный песчаник с пониженной пористостью;

в - порово-трещинная карбонатная порода; г- трещиноватая карбонатная порода; д - кавернозная карбонатная порода;

е -трещинно-кавернозная карбонатная порода.

По величине поры условно разделяются на:

-сверхкапиллярные – более 0,5 мм;

-капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм ( 0,2 мкм);

-субкапиллярные – менее 0,0002 мм (0,2 мкм).

Каверны - пустоты в породе округлой или неправильной формы размером более 1мм. Трещины-пустоты, которые отличаются несоизмеримостью размера по одной оси с размерами по двум другим осям координат. Трещины подразделяются на:

-микротрещины с раскрытием до 0,1 мм,

-макротрещины - до 1см.

Различают полную, открытую, эффективную и динамическую пористость Полная ( абсолютная ) пористость - совокупность всех пор независимо от их формы,

размера, связи друг с другом. Количественно пористость породы характеризуется коэффициентом пористости равным отношению суммарного объема пустот образца породы к объему всего образца.

mп. = Vп. / Vо.

Измеряется коэффициент пористости в долях или процентах объема породы. Открытая пористость (Vо.п.) - объем открытых, сообщающихся поровых каналов, характеризуется соответственно коэффициентом открытой пористости - отношение объема открытых пор к объему породы

mо. = Vо.п. / Vо.

4

СПБГУАП группа 4736

Эффективная пористость (Vэф) – часть пустотного пространства, заполненная углеводородами, определяется как разница между объемом открытых пор и объемом пор занятого остаточной водой (Vв.о.).

Коэффициент эффективной пористости:

mэф.= Vэф. / Vо.= (Vэф- Vв.о) / Vо

Динамическая пористость (Vд.) определяется как объем пустот, через которые могут фильтроваться нефть и газ в условиях продуктивного пласта.

Коэффициент динамической пористости

mд.=. / Vо.= (1- Vв.о- Vн.о) / Vо,

где Vв.о, Vн.о – объемы остаточной воды и нефти.

В лабораторных условиях открытую пористость определяют 3 методами

-метод жидкостенасыщения (Преображенского);

-газоволюметрический метод;

-петрографический метод.

Метод Преображенского стандартизован. Разработан ГОСТ 26450.1-85 Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением

Стандарт распространяется на горные породы, насыщенные в природных условиях нефтью, газом или водой и устанавливает метод определения коэффициента открытой пористости образцов горных пород жидкостенасыщением.

Сущность метода заключается в определении объема пустотного пространства образца (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 коэффициента пористости путем деления первого объема на второй.

Порядок определения коэффициента открытой пористости методом жидкостенасыщения.

Рабочая жидкость: керосин, модель пластовой воды или дистиллированная вода. Требования к рабочей жидкости: рабочая жидкость должна быть не токсичной, не должна обладать свойствами, позволяющими ей вступать в химические взаимодействия с породой и не должна вызывать набухания.

Подготовка образцов.

Из куска керна с помощью алмазного инструмента изготавливают образец стандартного размера из полноразмерного керна путем выбуривания, торцевания и шлифовки или отбирают куски произвольной формы.

Образцы экстрагируют от нефти и битумов в аппарате Сокслета. Проэкстрагированные образцы высушивают в сушильном шкафу до постоянной массы при температуре 105 +- 20С.

Высушенные образцы хранят в эксикаторах над прокаленным хлористым кальцием.

Методика проведения измерений.

1. Определяют массу абсолютно сухого образца (mc, г) с погрешностью 0,01 г. 2.Проводят насыщение образцов рабочей жидкостью под вакуумом.

5

СПБГУАП группа 4736

о

Рис. 1.3 Принципиальная схема устройства для насыщения образцов 1 – сосуд для насыщающей жидкости; 2 – запорный кран; 3 – емкость для насыщения

образцов; 4 – трехходовой кран; 5 – ловушка для предотвращения попадания жидкости в вакуумный

насос; 6 – вакуумметр; 7 – вакуумный насос; 8 – запорный кран вакуум насоса и заполнения

системы атмосферным воздухом.

Порядок насыщения образцов - раздельное вакуумирование сухих образцов и насыщающей жидкости – 2 часа.

-перевод небольшого количества жидкости из сосуда 1 в емкость 2 (уровень жидкости 1см) , проводится капиллярная пропитка – 10 мин.

-насыщение под слоем рабочей жидкости – 2 часа, донасыщение при атмосферном давлении – 1 сутки.

3.Определяют массу насыщенного образца на воздухе (mн, г).

4.Определяют гидростатическую массу образца (mг, г) взвешиваем в стакане с рабочей жидкостью.

Все результаты измерений заносят в рабочий журнал в виде таблицы.

Обработка результатов

Определяется объем образца: Сила Архимеда: FА = σж * Vобр * g

σж – плотность рабочей жидкости, г/см.

Vобр – объем образца, см3.

g – ускорение свободного падения.

FА – 1097 * 0,0000204 * 9,81 = 0,22 Н.

Сила тяжести:

FТ = mн * g;

mг = FT – FA = mн * n - σж * Vобр * g;

путем несложных математических операций получаем:

Vобр = н − г σж

Объем пор в образце определяется по формуле:

6

СПБГУАП группа 4736

Vn = н − с σж

Коэффициент открытой пористости вычисляется по формуле:

Объемная плотность породы вычисляется по формуле:

σn = жн − г

Проницаемость

Под проницаемостью понимают свойство горных пород пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления Различают три типа проницаемости – абсолютная, фазовая и относительная.

Абсолютная проницаемость - это проницаемость пористой среды при фильтрации через нее газа, не вступающего во взаимодействие с породой. Абсолютная проницаемость - свойство породы, и не зависит от свойств фильтрующегося флюида и перепада давления.

Фазовая или эффективная проницаемость характеризует проницаемость одной из фильтрующихся фаз, при наличии в породе более одного флюида. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств жидкостей, их взаимодействия и насыщенности породы каждой из фаз.

Относительной фазовой проницаемостью называется отношение фазовой проницаемости к абсолютной. Относительная проницаемость породы для любого флюида возрастает с увеличением ее насыщенности этим флюидом.

Количественно проницаемость любых пород может быть определена из закона линейной фильтрации Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости;

СПБГУАП группа 4736

которой площадью 1 м2, длиной 1м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па с составляет 1 м3/с.

Физический смысл размерности k (площадь) заключается в том, что проницаемость характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация. Практической единицей измерения проницаемости является дарси. 1 дарси - проницаемость пористой системы, через которую фильтруется жидкость с вязкостью 1 сантипуаз (сП), , со скоростью 1 см3/с при градиенте давления 1 атм (760 мм) и площади пористой среды 1 см2. 1 дарси = 0,981 10-12 м2.

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

Qr µrL

k = -------------

pF

Где: Q - объемный расход газа, приведенный к среднему давлению и средней температуре газа в образце. Необходимость использования среднего расхода газа в этом случае объясняется непостоянством его объемного расхода при уменьшении давления по длине образца.

Среднее давление по длине керна:

p1 + p2

p = -------------

2

Где: р1 и р2 – соответственно давление газа на входе в образец и на выходе из него. Полагая, что процесс расширения газа при фильтрации через образец происходит

изотермически по законам идеального газа, используя закон БойляМариотта, получим

2Qopo Qr = -----------

p1 + p2

Здесь Qо – расход газа при атмосферном давлении ро.

Тогда формула для определения проницаемости пород по газу запишется в виде

2Qopo rL k = ---------------

(p12 – p22 )F

8

СПБГУАП группа 4736

Абсолютную проницаемость определяют в лабораторных условиях, согласно ГОСТ 2645.2-85 «Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации».

Настоящий стандарт распространяется на горные породы, насыщенные в природных условиях нефтью, газом или водой и устанавливает метод лабораторного определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации с линейным и радиальным направлением потока газа. Сущность метода заключается в определении постоянной (стационарной) или переменной (нестационарной) скорости фильтрации газа через образец горной породы в линейном или радиальном направлении под действием разности давлений. При стационарной фильтрации скорость определяется известным объемом газа, прошедшим через образец за фиксированный отрезок времени при постоянной разности давлений; при нестационарной фильтрации скорость также определяется известным объемом газа, прошедшим через образец за фиксированный отрезок времени, но при переменной разности давлений на входе и выходе из образца.

Определение коэффициента абсолютной газопроницаемости методом стационарной фильтрации.

Подготовка образцов

- образны изготавливают из куска керна в лабораторных условиях путем его выбуривания, обрезания, обточки и шлифовки кернов.

- образцы высушивают в сушильном шкафу при температуре (105±2)°С. Для сильноглинистых пород сушку проводят в термовакуумных шкафах при температуре

(70±2)°С.

- определяют размеры образцов штангенциркулем как среднее из 3--5 определений в каждом направлении с погрешностью до 0,1 мм. Расхождение между определениями не должно превышать 0.5 мм.

Проведение исследований:

-образец цилиндрической или кубической формы помешают в резиновую манжету кернодержателя таким образом, чтобы зазор между боковой поверхностью образца и стенками манжеты был минимальным, допускающим перемещение образца в манжете;

-создают давление бокового обжима, обеспечивающее отсутствие проскальзывания газа между образцом и манжетой, не выше 2,5 МПа, с помощью предусмотренной в аппарате гидроили пневмосистемы. Давление обжима указывают в таблице результатов;

-с помощью редуктора устанавливают рабочий перепад давления, контролируя его по дифманометру или с помощью манометров до и после образца. Выполняют измерения при давлении после образца, равном атмосферному, контролируемому с помощью барометра;

-выполняют 3-кратное измерение расхода газа через образец при различных перепадах давления в пределах 1*10-3—3*10-1 МПа. Расход газа находят по калибровочной таблице,

взависимости от величины давления на выходе из образца;

-измеряют температуру опыта. Вязкость газа в зависимости от температуры находят по

9

СПБГУАП группа 4736

таблице.

- результаты обмера образца, перепады давлений, расход газа, а также вязкость газа при температуре проведения опыта и барометрическое давление записывают в рабочий журнал.

Обработка результатов:

1. Коэффициент проницаемости(выраженный в дарси) для каждого перепада давления вычисляют по формуле:

где 760 – коэффициент перевода мм рт. ст. в атм; Q – расход газа, см3/с;

µ - коэффициент динамической вязкости для газа, мПа-с; L – длинна образца, см;

Рб - барометрическое давление, мм рт. ст.;

F – площадь поперечного сечения образца, см; Р1 – давление на входе, мм рт. ст.;

Р2 – давление на выходе, мм рт. ст.;

F = π * d2/4;

Рб = Р*б – 0,0075, где Р*б – давление по барометру, Па.

2. Коэффициент проницаемости образца находят как среднее арифметическое из 3-х определений:

Кпр = Кпр1 + Кпр2 + Кпр3

3

Остаточная водонасыщенность

Остаточная водавода, оставшаяся в залежи со времён ее образования. Находится в породах коллекторах нефти и газа в виде:

-капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах,

-адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твёрдого тела

-пленочной воды, покрывающие гидрофильные участки поверхности твёрдой фазы;

-свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре.

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 определения ее по видам.

Существует прямой и косвенные методы определения остаточной водонасыщенности

При определении остаточной водонасыщенности прямым методом обьектом испытания являются образцы пород отобранные из необводненного продуктивного интервала при использовании в качестве промывочных жидкостей растворов на нефтяной основе (РНО) или нефильтрующихся в пористую среду систем. Образцы должны быть

10