Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Лабораторні методи визначення пористості та проникності

Міністерство освіти і науки

Київський національний університет імені Тараса Шевченка

Геологічний факультет

Кафедра геології нафти і газу

Креативна розрахункова робота № 13-КР-2013

з дисципліни «Нафтогазопромислова геологія»:

«Визначення пористості та проникності нафтовміщуючих порід»

 

Виконав:

студент ІV курсу

групи «Геоінформатики»

Халімендік Валерій

Дата здачі на кафедру____2013

 

Київ, 2013, осінній семестр

 

Практична розрахункова робота №13-КР-2013

«Визначення пористості та проникності нафтовміщуючих порід»

Пористість

Вуглеводневі флюїди вміщуються у породах-колекторах (англ. сollector – збирач). Майже 60% світових запасів вуглеводнів знаходиться у піщаних пластах, 39% - у карбонатних колекторах та 1% - у вивітрілих метаморфічних та магматичних породах. Отже, породи осадового походження є головними колекторами нафти та газу [5].

Під пористістю гірської породи розуміють наявність в ній порожнин (пор), не заповнених твердою речовиною. Спрощено пористість можна визначити як об'єм порового простору, що можна кількісно оцінити відношенням об'єму всіх пор до об'єму зразка гірської породи. Це відношення називається коефіцієнтом пористості і виражається у відсотках, або частках одиниці. Використовують коефіцієнт абсолютної (повної, загальної) пористості, відкритої (для пор, що сполучаються) та ефективної (здатної проводити флюїди) [1].

Загальна (фізична, або абсолютна) пористість харктеризує сумарний об'єм закритих та відкритих пор зразка гірської породи. Загальна пористість характеризує всі види пор, в тому числі й найменші (< 0,001 мм), тому загальна пористість сухих глин, як правило, вища від пористості пісковиків. Коефіцієнтом абсолютної пористості mа називають відношення сумарного об’єму пор Vпор у взірці породи до його об’єму Vвзір:

mа= Vпор/Vвзір, (1)

де Vпор - сумарний об’єм пор у взірці породи, м3; Vвзір - об’єм взірця породи, м3.

Або, методом виключення, через різницю об`єму взірця та об`єму мінеральних зерен: m = (V0- V3) /V0 (1.1)

де V0 - об’єм зразка (см3); V3 - б’єм зерен в зразку (см3),

Коефіцієнтом відкритої пористості називають відношення об’єму пор, що сполучаються, до об’єму взірця. Коефіцієнтом ефективної пористості mе називають відношення об’єму пор породи, насиченої флюїдами, до об’єму породи. Коефіцієнтом динамічної пористості прийнято вважати відношення об’єму пор породи, по якій здійснюється фільтрація флюїдів, до її об’єму [1].

 

Проникність

Колекторські властивості передбачають здатність акумулювати та переміщувати флюїди через поровий та (або) тріщинний простір. Властивість породи пропускати флюїди називається проникністю. Непористі породи не мають проникності. Проникність кореляційно зв`язана з ефективною пористістю. На неї впливають розмір зерен (тріщин), їх форма, розподіл зерен за розміром (сортованість), а також ступінь цементації та консолідації. Деякі глинисті мінерали-домішки, такі як бентоніти і монтморилоніти, можуть відігравати роль цементу зерен і розбухати в воді, частково або повністю закупорюючи поровий простір [2].

Під абсолютною прийнято розуміти проникність порового середовища, яка визначена при наявності в ній лише однієї фази, хімічно інертної до породи. Абсолютна проникність - це властивість породи, яка не залежить від властивостей рідини або газу, що фільтрується крізь неї, а також від перепаду тиску, якщо нема взаємодії між флюїдом та породою.

Значення фазової проникності залежать не тільки від властивостей породи, але й від ступеня насиченості порового простору іншими рідинами або газом та від їх фізико-хімічних властивостей (змочуваності, геометрії і розмірів пор, типу і складу цементуючих мінералів тощо).

 

Вимірюють коефіцієнт абсолютної та фазової проникності Кпр у м2 , а відносної - у частках одиниці [1]. Величину проникності 1,02 * 10-12 м2 називать 1 Дарсі (Д) [5,7].

Звідси 1,02×10-8 см2 = 1,02 мкм2 ≈ 1 мкм2;

1 дарсі = 1000 мілідарсі; 1мD=0,001D = 10-3 мкм2 .

Проникність більшості порід-колекторів нафти і газу менше 1 Дарсі. Тому використовується менша одиниця проникності, мілідарсі(мД). В системі СІ замість Дарсі і мілідарсі використовується квадратний мікрометр (мкм2).

 

Аналітична модель проникності породи виражається такою формулою для коефіцієнта проникності [5]:

(2)

де L - довжина зразка(см), через який фільтрується флюїд;

F - площа поперечного перерізу зразка (см2) ; P1 P2 - тиск перед зразком та за ним відповідно (Па); µ - в'язкість флюїду, наприклад, повітря (мПа*с); Vo - об'єм повітря (при атмосферному тиску Ро), що пройшов через зразок керну (см3); t – час проходження флюїду (с).

 

За характером проникності розрізняють наступні види колекторів: (класифікація Теодоровича Г.І.):

- Рівномірно проникні;

- Нерівномірно проникні;

- Тріщинуваті .

За величиною проникності (мкм2) виділяють 5 класів колекторів рідких вуглеводнів:

1. дуже добре проникні (>1);

2. добре проникні (0,1 – 1);

3. середньо проникні (0,01 – 0,1);

4. слабопроникні (0,001 – 0,01);

5. поганопроникні (<0,001).

Класифікація колекторів газових родовищ включає 1–4 класи [5].

Найбільш популярною і часто вживаною в практиці геологічних робіт є класифікація порід-колекторів за пористістю і проникністю, запропонована А.А. Ханіним (табл.1) [6].

Мінімальні розміри пор і порових каналів, по яких вже здійснюється міграція рідин і газів, за даними А.А. Ханіна становить 1-3 мікрона (мкм). Пори менших розмірів заповнені фізично зв'язаної водою, тому вони практично непроникні для нафти і газу.

 

 

Таблиця 1. Класифікація піщано-алевритових порід-колекторів за пористістю та проникністю (А.А. Ханін, 1973)

 

Класс колектора Назва породи Єфективна пористість, %   Проникність,мкм2
I-дуже високий Пісковик середньозернистий >16.5   ≥1
Пісковик дрібнозернистий >20.0
Алевроліт крупнозернистий >23.5
Алевроліт дрібнозернистий >29.0  
II-високий Пісковик середньозернистий 15-16.5  
Пісковик дрібнозернистий 18-19.0 0.5-1.0
Алевроліт крупнозернистий 21.5-23.5
Алевроліт дрібнозернистий 26.5-29.0
III-середний Пісковик середньозернистий 11-15  
Пісковик дрібнозернистий 14-18 0.1-0.5
Алевроліт крупнозернистий 16.8-21.5
Алевроліт дрібнозернистий 20.5-26.5  
IV-середний Пісковик середньозернистий 5.8-11  
Пісковик дрібнозернистий 8-14 0.01-0.1
Алевроліт крупнозернистий 10-16.8
Алевроліт дрібнозернистий 12-20.5  
V-низький Пісковик середньозернистий 0.5-5.8  
Пісковик дрібнозернистий 2-8 0.001-0.01
Алевроліт крупнозернистий 3.3-10
Алевроліт дрібнозернистий 3.6-12
VI - дуже низький, непромисловий Пісковик середньозернистий <0.5     <0.001
Пісковик дрібнозернистий <2
Алевроліт крупнозернистий <3.3
Алевроліт дрібнозернистий <3.6

 

Лабораторні методи визначення пористості та проникності

Кожен з методів передбачає очищування взірця керну, його обточування до певних розмірів кернотримача (циліндр або кубік). Величину пористості можна визначити за допомогою насичення сухого кернового матеріалу сольовим розчином з подальшим зважуванням проби.

Волюметричний метод передбачає закачку відомого об’єму газу (як правило, гелію) при відомому тиску в керн, що знаходиться в умовах атмосферного тиску. Використовують також менш привабливу екологічно ртутну порометрію.

Пористість проб, відібраних боковим грунтоносом, оцінюють вимірюванням об’ємів зразка та нафти, газу і води, що містяться в матеріалі.

Проникність циліндрів керну з відомими розмірами знаходиться пропусканням через них потоку флюїдів. Реєструються перепад тисків, час і кількість флюїда на вході та на виході взірця, що дозволяє розрахувати проникність за формулою (2).

Методи виміру проникності циліндрів керну викладені в нормативному документі «Методичні рекомендації по вимірювання проникності пористого середовища» [5].

 

Для визначення абсолютної проникності гірських порід існують різноманітні прилади. Однак принципові схеми їх пристрою здебільшого однакові - всі вони містять одні і ті ж основні елементи: кернотримач, що дозволяє фільтрувати рідини і гази через пористу середу, прилади для вимірювання тиску на вході і виході з керна, витратоміри та пристосування, що створюють і підтримують постійний витрата рідини або газу через зразок породи. Різниця між ними полягає в тому, що одні з них служать для вимірювання проникності при великих тисках, інші при малих, а треті при вакуумі. Одні прилади призначені для визначення проникності по повітрю, інші рідини. Тому прилади та окремі їх вузли мають відповідно різне конструктивне оформлення (6)

 

ПРИКЛАД (вихідні дані з роботи [3] сторінки 11-12):

Визначити у зразку породи з невідомими колекторськими властивостями коефіцієнт загальної пористості т та коефіцієнт абсолютної проникності шляхом пропускання повітря через зразок.

Вихідні дані:

об’єм зразка V0 = 2,42 см3, об’єм мінеральних зерен в зразку V3 = 2,02 см3.

Довжина зразка l = 2,8 см,

площа поперечного перерізу F = 5,1 см2.

Тиск на вході і виході зразка відповідно р1 = 1,3* 105 Па і р2 =1*105 Па.

В'язкість повітря (в умовах досвіду) µ = 0,018 мПа*с;

об'єм повітря (при атмосферному тиску), що пройшов через зразок керну за час t=180 с, Vв = 3600 см3.

ХІД РОЗРАХУНКІВ

 

Коефіцієнт пористості можна оцінити, користуючись співвідношенням (1.1):

m = (V0- V3) /V0

Згідно з нашими даними m= (2,42 - 2,02)/2,42 = 0,165 або 16,5%.

 

Коефіцієнт абсолютної проникності k визначаємо за формулою (3) [3]:

 

k= (2 µ l р2 Vв 10-4)/F (р12 - р22)t , м2.

 

Підставивши у формулу (2) значення заданих, отримаємо:

k= (2*0,018*10-3 *2,8*105*3600*10-4)/ 5,1*(1,32 – 1)*1010 *180 =0,573*10-12 м2 = 0,561Д.

Контрольні запитання

1. В яких діапазонах можуть змінюватися пористість та проникність гранулярних колекторів нафти і газу?

2. Що таке ефективна пористість? Як співвідносяться за абсолютною величиною загальна, відкрита та ефективна пористості?

3. Які типи колекторів переважають в карбонатних, а також в магматичних і метаморфічних породах?

 

Список рекомендованої літератури:

1. Світлицький В.М., Бугай В.Ю. Видобування нафти і газу. Посібник для ВУЗів. – Київ: Інтерпрес ЛТД, 2008. – 840 с.

2. Мала гірнича енциклопедія. 2 том, за ред. В. С. Білецького. — Донецьк: Донбас, 2004. – с. 196, 197, 431; 1 том – с. 535, 537.

3. Физика пласта. Курс лекцій по основным разделам дисциплины.

4. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. M., «Недра», 1973. / ст.:5

5. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологи добычи / Под ред. У. Лайонза и Г. Плизга - Пер. с англ. - СПб.: Профессия, 2009. - 952 с.

6. http://www.bestreferat.ru/referat-179651.html

Розрахунки:

m= (62.60 - 46.20)/ 62.60 = 0.261981 або 26.1981 %

k= (2*0,018*10-3 * 7.9 *4,9*105*4630*10-4)/ 9,7*(6,52 – 4,92)*1010 *350 =0,1042*10-12 м2 = 0,1021Д

 

 

ВИСНОВОК:

Отримані дані відповідно до таблиці 1 відповідають алевроліту дрібнозернистому, який є колектором III-середнього класу.

 

ВІДПОВІДІ НА КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ:

1. Пористість колекторів нафти і газу змінюється в діапазоні від 5% до 40% . Проникність коливається в межах від 0 до 1 Дарсі.

2. Коефіцієнтом ефективної пористості- це відношення об’єму пор породи,яка насичена флюїдами, до загального об’єму породи. Загальна, відкрита та ефективна пористості вимірюються в частках одиниці, або у відсотках.

3. В карбонатних, магматичних і метаморфічних породах в більшості випадків змішані типи колекторів, порожнинний простір яких складається системами тріщин і порами, які утворилися в наслідок вилуговування.


 

Таблиця 2 «Визначення пористості та проникності нафтовміщуючих порід»

НАФТОГАЗОПРОМИСЛОВА ГЕОЛОГІЯ
Практична (розрахункова) робота 13-КР-2013
Варіант Об’єм зразка Об’єм зерен в зразку Довжина зразка площа поперечного перерізу Тиск перед зразком Тиск за зразком Час Вязкість повітря Об’єм повітря пористість зразка породи Проникність
(прізвище) V0 V3 l F р1 р2 t µп Vв m k
 
  см3 см3 см см2 105 Па 105 Па с мПа*с см3 % м2
12. Халімендік 62.60 46.20 7.90 9.70 6.50 4.90 350.00 0.018 4630.00 26.1981 0.1042

 

 




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.