Физика пласта

ТИУ программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дисциплина Физика пласта Составил: доцент кафедры РЭНГМ Саранча Алексей Васильевич Стр. Содержание курса 1. ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ 3 2. ПРОИСХОЖДЕНИЕ ГОРНЫХ ПОРОД 4 3. ТИПЫ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ 18 4. ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ СОСТАВ 20 5. ПОРИСТОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД 24 6. НАСЫЩЕННОСТЬ 54 7. КАПИЛЛЯРНОЕ ДАВЛЕНИЕ 67 8. ПРОНИЦАЕМОСТЬ 89 ЛИТЕРАТУРА 129 ТИУ Саранча А.В. Общие определения • Продуктивные пласты (коллекторы) – это пористые и трещиноватые гонные породы, имеющие непроницаемую кровлю и подошву, способные накапливать и содержать, пропускать через себя и отдавать при разработке нефть или газ. • Пластовым флюидом называется нефть, вода, газ или их смесь, которые могут находиться в коллекторе в состоянии покоя или движения. • Физика нефтяного и газового пласта – это наука, занимающаяся изучением свойств горных пород, физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газов, а также процессов происходящих при фильтрации пластовых флюидов в продуктивных пластах. . ТИУ Саранча А.В. 3 Происхождение горных пород ТИУ Саранча А.В. 4 Происхождение горных пород По происхождению горные породы земной коры подразделяют на:  Магматические;  Осадочные;  Метаморфические. ТИУ 5 Саранча А.В. Магматические горные породы Магматические (изверженные или вулканические) породы образовались в результате застывания и кристаллизации на поверхности Земли или в ее недрах силикатного расплава – магмы. Магма – это расплав горных пород, который может:  или прорваться к поверхности Земли через жерло вулканов, образуя плохо или нераскристаллизованные вулканические породы: лавы (эффузивные породы, представляющие собой изливающиеся расплавы) и туфы (пирокластические породы, представляющие собой выбросы пепла и обломки пород),  или медленно застывать на глубине, в периферическом или глубинном очаге, превратившись в интрузивные породы. ТИУ Саранча А.В. 6 Магматические горные породы • Магма поднимается на поверхность и вырывается через главное жерло действующего вулкана. Из слоев пепла и лавы получается вулканический конус • Вулкан постепенно затухает, и магма застывает в его жерле, превращаясь в твердую магматическую породу • Склоны погасшего вулкана разрушаются эрозией и выветриванием. ТИУ Саранча А.В. 7 Метаморфические горные породы Метаморфические породы образовались в результате изменения осадочных или магматических пород при метаморфизме (влияние высоких температур, давлений и горячих водно-газовых растворов) с полным или значительным изменением первичного минералогического состава, структуры и текстуры. К метаморфическим породам относят сланцы, филлиты, роговики, кварциты, мрамор и др. ТИУ Саранча А.В. 8 Пример метаморфизма по действием сильного сжатия Вначале осадочные породы залегающие плоскими слоями В результате сильного тектонического сжатия сланцевая глина преобразовалась в сланец, песчаник в гнейс, известняк в мрамор. ТИУ Саранча А.В. 9 процесс метаморфизма за счет нагрева магма поднявшаяся к поверхности, нагревает окружающую породу, в результате чего сланцевая глина преобразуется в роговик, песчаник в кварцит, известняк в мрамор ТИУ 10 Саранча А.В. Осадочные горные породы Осадочные породы сформировались в результате осаждения органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на поверхности Земли с последующим их уплотнением и изменением. Мельчайшие частицы, полученные в результате размельчения водой и ветром изверженных пород, а также останки животных и растительных организмов при осаждении образовали слои и пласты. К осадочным породам принадлежат валуны, галечники, гравий, пески, песчаники, глины, алевриты, аргелиты, глинистые сланцы, доломиты, известняки и др. Промышленные углеводородные запасы, в основном, находятся в осадочных горных породах. Они классифицируются по происхождению осадков, размеру частиц, геологическому возрасту и условиям отложения. 11 ТИУ Саранча А.В. Осадочные горные породы По условиям накопления выделяют две основные группы отложений: терригенные (обломочные) и осажденные. ТИУ Схема образования и распределения осадочного материала [1] 12 Саранча А.В. Осадочные горные породы Терригенные или Обломочные (от латинского «порожденные сушей») отложения образуются за счет накопления обломочного материала (гравия, песка, глины и др.) – продуктов разрушения ранее существовавших горных пород (рис. справа). В основе названий и классификаций терригенных пород лежит диаметр зерен и размер обломков основного осадочного материала. В таблице на следующем слайде будет представлена традиционная российская гранулометрическая классификация терригенных пород, в которой от наибольших к наименьшим обломки делят на валуны, галки, гравий, песок, алеврит и глину. ТИУ Схема образования и распределения осадочного материала 13 Саранча А.В. 100-50 50-10 10-5 5-2 2-1 1-0,5 0,5-0,25 0,25-0,1 0,1-0,05 0,05-0,01 0,01-0,001 ТИУ Менее 0,001 Средняя Мелкая Крупный Мелкий Неокатанные несцементированные (сцементированные) глыбы (глыбовая брекчия) крупный Дресва Щебень (дрес- (брекчия) вяник) 200-100 Гравий Галька (граве- (конглолит) мерат) Более 200 Окатанные Несцементированные (сцементированные) Валуны (валунный конгломерат) Крупная Алеврит Песок (алевро- (песчаник) лит) Размер зерен, мм Традиционная российская гранулометрическая классификация терригенных пород средний мелкий крупная мелкая Грубозернистый Крупнозернистый Среднезернистый Мелкозернистый Тонкозернистый Крупнозернистый Мелкозернистый Глина (аргиллит) 14 Саранча А.В. Осадочные горные породы Осажденные осадки отличаются от терригенных тем, что их образование происходило непосредственно в водном бассейне (океаны, моря, реки и тр.), подразделяют на биогенные, биохемогенные и хемогенные. Биогенные или органогенные породы состоят из останков животных организмов. Основной объем этих пород образуется в морях. По составу среди них преобладают известняки, образующиеся в основном из останков морских организмов, сложенных карбонатом кальция [СаСО3, т.е. кальцит]. Биохемогенный осадок также образуется живыми организмами, но не из их скелетов, а как побочный продукт жизнедеятельности. В биохемогенном осадконакоплении участвуют микроорганизмы, в том числе разнообразные бактерии. Хемогенные породы образуются прямо из вод бассейна в результате взаимодействия растворенных веществ или при испарении воды. Взаимодействие растворенных веществ обычно происходит в областях смешивания вод разного состава, в местах впадения рек в моря. Резкий контраст солености и химического состава вод приводит к выпадению из коллоидных растворов соединений кремнезема, гидроксидов железа, алюминия, марганца и др. При испарении воды также образуются хемогенные отложения в местах засушливых районов. По мере испарения морской воды, сначала выпадает в осадок кальцит, затем карбонат магния-кальция [СаМg(CO3)2, т.е. доломит], гипс, а потом – каменная соль и легкорастворимые хлориды и сульфаты калия и магния. ТИУ 15 Саранча А.В. Осадочные горные породы Наиболее распространенными осажденными осадками являются кальцит и доломит. Превращенный в камень (процесс литифицирования) кальцит образует осадочные породы, называемые известняками, литифицированный доломит образует осадочные породы, называемые доломитами. Известняки и доломиты относят к карбонатным породам. Анализ показывает, что из открытых мировых запасов углеводородов, около 20 % находится в карбонатах, 35 % в песчаниках, и 45 % глинистых сланцах. Большая часть углеводородов находится в сланцах, однако добыча в них является не рентабельной (темпы добычи слишком малы и не приносят прибыли). Поэтому промышленная мировая добыча ведется примерно на 60 % из карбонатных пород, 35 % из песчаников [2]. ТИУ 16 Саранча А.В. Осадочные горные породы Карбонатные породы Образуются в мелководных морских условиях. На мелководье обитает много животных, растений и бактерий, имеющих известковый (СаО) скелет. Их скелеты и раковины образуют многие карбонатные породы. Кроме того, кальцит может осаждаться химически: кальцит растворим в воде, содержащей двуокись углерода (углекислоту); однако, если количество растворенной кислоты уменьшается при изменении окружающей среды или при подъеме на меньшие глубины, растворенный кальцит будет осаждаться, так как он очень слабо растворим в воде, не содержащей углекислоту. ТИУ 17 Саранча А.В. Типы пород-коллекторов ТИУ 18 Саранча А.В. Типы пород коллекторов Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений приурочена к коллекторам трёх типов – гранулярным, трещиноватым и смешанного строения. Гранулярные породы сложенные песчано-алевритовыми породами, поровое пространство которых состоит из межзерновых полостей. В чисто трещиноватых коллекторах поровое пространство представлено системой трещин. На реальных месторождениях чаще всего встречаются коллекторы смешанного типа, так называемые трещиновато-поровые, которые включает в себя как систему трещин, так и межзерновое поровое пространство. Коллекторские свойства одного и того же пласта могут быть разными на различных его участках, что связано с разнообразием условий формирования. Характерная особенность большинства коллекторов – слоистость их строения и изменение во всех направлениях свойств горных пород, а именно толщины пластов, проницаемости, пористости и других параметров. Фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС) – это свойства горных пород вмещать (обусловлено пористостью) и пропускать (обусловлено проницаемостью) через себя жидкости или газы. ТИУ 19 Саранча А.В. Гранулометрический состав ТИУ 20 Саранча А.В. Гранулометрический состав Размер зерен и их отсортированность определяется в результате гранулометрического анализа горных пород, который представляет собой количественное (массовое) содержание в ней частиц различного размера. Гранулометрический состав пород определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовый анализ позволяет разделять пески на фракции от 0,05 мм и более, а частицы обладающие меньшими размерами определяются методами седиментации. По результатам механического анализа породы подбираются фильтры, которые устанавливаются на забоях скважин, для предотвращения поступления песка в скважину. ТИУ 21 Саранча А.В. Гранулометрический состав Определение гранулометрического (механического) состава пород-коллекторов ситовым методом. Для проведения ситового анализа берется образец керна весом 50 грамм, хорошо проэкстрагированного и высушенного при температуре 1070 С до постоянной массы. Далее собирается конструкция из набора сит. Верхнее сито имеет наиболее крупные размеры отверстий, а каждое нижнее меньшее. Такая конструкция позволяет просевать породу оставляя крупные зерна на верхних ситах, а более мелкие оседают на нижних. Просеивание проводят в течении 15 мин. Увеличение или уменьшение продолжительности просева может привести к неправильным результатам. Затем оставшиеся на каждом сите частички взвешивают на технических весах с точностью до 0,001г, а результаты записывают в таблицу для дальнейшего вычисления процентной доли каждого размера частиц. При этом сумма всех фракций после просеивания не должна отличаться от первоначальной массы образца более чем на 2 %. ТИУ 22 Саранча А.В. Гранулометрический состав По результатам гранулометрического состава строится гистограмма распределения зерен породы по размерам (см. рисунок ниже). 35 Гистограмма распределения зерен породы по размерам Массовая доля фракций, % 30 25 20 15 10 5 ТИУ больше 1 0,7 - 1 0,63 - 0,7 0,5 - 0,63 0,315 - 0,5 0,25 - 0,315 0,2 - 0,25 0,14 - 0,2 0,125 - 0,14 0,1 - 0,125 0,05 - 0,1 Задание: Выполните лабораторные работы № 1 и 2 из Лабораторного практикума. 0 - 0,05 Размер зерен породы,мм 23 Саранча А.В. Пористость горных пород ТИУ 24 Саранча А.В. Пористость горных пород Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот, которые являются результатом того, что песчаные зерна и частицы карбонатного материала, слагающие песчаниковые и известняковые коллекторы, никогда не прилегают идеально плотно друг к другу. Пустотное пространство, всегда существует в горных породах между слагающими зернами и называется поровым или межзерновым пространством, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями и/или газами). Поровое пространство характеризуется коэффициентом пористости, который выражаются в долях единицах или его можно перевести в проценты путем умножения на 100. Пористость важнейший емкостной параметр горных нефтегазосодержащих пород, так как используется при подсчете запасов углеводородных месторождений. ТИУ 25 Саранча А.В. Пористость горных пород Средняя пористость коллекторов терригенного типа некоторых месторождений Тюменской области Месторождение Салымское Мамонтовское Самотлорское Кога лымское Федоровское Индекс пласта БС6 АС4 БВ11 БС16 Глубина залегания пласта, м 2430 1920 2150 2597 БС10 2270 Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород ТИУ Горная порода Глинистые сланцы Глины Пески Песчаники Известняки Доломиты Пористость % д.ед. 15-18 0,15-0,18 22 0,22 21-26 0,21-0,26 16-21 0,16-0,21 24 0,24 Пористость, % 0,54-1,4 6,0-50,0 6,0-52 3,5-29,0 0,5 - 33 0,5 - 39 Саранча А.В. 26 Пористость горных пород Факторы, определяющие величину пористости обломочных осадочных пород:  Однородность зерен по размеру;  Степень цементации и консолидации;  Степень уплотнения с глубиной погружения. ТИУ 27 Саранча А.В. Однородность зерен по размеру Если гранулометрический состав породы будет представлен однородными зернами, то теоретически такая порода будет имеет достаточно высокие значения пористости до 47,6 % для фиктивного грунта по Слихтеру ТИУ И наоборот, как это обычно бывает, если гранулометрический состав представлен зернами различного размера, когда мелкие алевритовые или глинистые частицы смешаны с более крупными песчаными зернами, то эффективная пористость такого песчаника значительно меньше. 28 Саранча А.В. Степень цементации и консолидации Хорошо сцементированные породы обладают более низкой пористостью, чем рыхлые несцементированные песчаники. Цементация зерен происходит в результате того, что во время седиментации и последующих процессов, межзерновое пространство заполняется различным цементирующим материалом, таким как карбонат кальция, карбонат магния, карбонат железа, лимонит, гематит, доломит, сульфат калиция, глинистые минералы, а также другие минералы, включая их комбинации. ТИУ Саранча А.В. 29 Степень уплотнения с глубиной погружения С глубиной погружения породы происходит уплотнение осадка за счет возрастающего давления со стороны вышележащих масс. Таким образом, пористость по мере погружения породы будет уменьшаться. Как правило, пористость у глубже залегающих, более древних пород, ниже, но нередки и исключения из этого общего правила. Уплотнение имеет большее значение для литификации аргиллитов, глин и тонкозернистых карбонатов, тогда как для плотно упакованных песчаников или конгломератов его роль незначительна [3]. ТИУ 30 Саранча А.В. Геологическая классификация пористости С позиции геологического формирования пористости ее подразделяют два типа: первичная и вторичная. ТИУ 31 Саранча А.В. Геологическая классификация пористости С позиции геологического формирования пористости ее подразделяют два типа: первичная и вторичная. Первичная пористость – это начальная пористость, сохранившаяся в осадочных породах после их отложения и первоначального уплотнения. Она сильно зависит от структурных характеристик отложений (размера, формы и сортировки зерен) и имеет тенденцию уменьшаться в зависимости от возраста и глубины залегания. Иногда она сохраняется при ранней миграции углеводородов. ТИУ 32 Саранча А.В. Геологическая классификация пористости С позиции геологического формирования пористости ее подразделяют два типа: первичная и вторичная. Вторичная пористость связана с тектоническими напряжениями, которые оказывали влияние на отложения после погружения и (или) с циркуляцией подземных вод. Первые процессы обычно создают трещины, а вторые ответственны за растворение, осаждение, вторичную кристаллизацию, выщелачивание и доломитизацию, которые могут оказывать влияние на коллектор. Вторичная пористость обычно более значима в карбонатных породах, чем в терригенных осадках вследствие хрупкости этих пород и их относительно высокой растворимости. 33 ТИУ Саранча А.В. Структура пустотного пространства Плотная порода [БЛОКОВЫЙ ТИП – 62%] ТИУ Трещины – 14% Каверны – 24% [МЕЖБЛОКОВЫЙ ТИП – 38%] 34 Саранча А.В. Геологическая классификация пористости Вторичную пористость можно подразделить как минимум на три группы, исходя из геологических процессов, играющих преобладающую роль в ее образовании: 1. Пористость выщелачивания; 2. Пористость, связанная с доломитизацией; 3. Трещинная пористость. ТИУ 35 Саранча А.В. Геологическая классификация пористости 1. Пористость выщелачивания: каналы, образовавшиеся благодаря растворению минералов породы циркулирующими теплыми или горячими растворами; пустоты, образованные выветриванием, например, за счет увеличения размера трещин и швов процессами выщелачивания, каверны растворения; а также пустоты, образованные организмами и впоследствии расширенные агрессивной водой. ТИУ 36 Саранча А.В. Геологическая классификация пористости 2. Пористость, связанная с доломитизацией: пустоты, образующиеся в результате превращения известняка в доломит согласно следующей химической реакции: известняк 2СаСО3 + Mg2 → доломит CaMg(CO3)2 + Са2+ Некоторые карбонаты являются почти чистыми известняками, и, если циркулирующая вода содержит значительные количества иона магния, в породе может происходить обмен кальция на магний из раствора. Поскольку объем ионов магния значительно меньше, чем у замещаемого им иона кальция, объем получившегося доломита меньше, чем известняка, а его пористость соответственно больше. ТИУ 37 Саранча А.В. Геологическая классификация пористости 3. Трещинная пористость: пустоты, образующиеся вследствие нарушения структуры пород-коллекторов под действием напряжения растяжения, вызываемого тектоническими процессами, такими как складкообразование и разрывная тектоника. В них различают трещины без смещения, открытые трещины и прочие разрывы сплошности породы. ТИУ 38 Саранча А.В. Геолого-промысловая классификация пористости Пористость также подразделяют на: общую, открытую и эффективную. ТИУ 39 Саранча А.В. Геолого-промысловая классификация пористости Пористость также подразделяют на: общую, открытую и эффективную. Общая пористость – это весь объем пустот в породе. Коэффициентом общей (или абсолютной) пористости mоб называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр. mоб  Vпор Vобр . Знание коэффициента общей пористости нефтесодержащих пород делает возможным оценить абсолютные запасы нефти и газа. ТИУ 40 Саранча А.В. Геолого-промысловая классификация пористости Пористость также подразделяют на: общую, открытую и эффективную. Открытая пористость – это объем открытых связанных поровых каналов. Коэффициент открытой пористости mот равен отношению суммарного объема открытых пор Vоп к объему образца породы Vобр. mот ТИУ Vоп  . Vобр 41 Саранча А.В. Геолого-промысловая классификация пористости Пористость также подразделяют на: общую, открытую и эффективную. При изучении процессов фильтрации важна именно эффективная (активная) пористость, под которой понимается система проточных пор, через которые возможна фильтрация пластовых флюидов при градиентах давления, соответствующих природным условиям. Понятие эффективной пористости исходит из предположения, что в породах в некоторой части объема открытых пор имеются непроточные (изолированные) поры, которые составляют тупиковые участки сообщающихся между собою пор, не участвующих в процессе фильтрации при нормальных градиентах давления, а также объемы порового пространства занятые остаточными флюидами.Саранча А.В.42 ТИУ Геолого-промысловая классификация пористости Также эффективные поры исключают помимо тупиковых трещин и тупиковых поровых каналов не участвующих в процессах фильтрации и часть объема мелких пор занятых остаточными флюидами (водой или нефтью). Эффективная пористость определяется следующим выражением: Vэп mэф   Sв . Vобр где Vэп – объем эффективных поровых каналов; Vобр – общий объем образца; Sв – насыщенность образца остаточной водой. ТИУ 43 Саранча А.В. Геолого-промысловая классификация пористости На эффективную пористость влияет ряд литологических факторов, в том числе тип, содержание и гидратация глинистых минералов, присутствующих в породе, неоднородность размеров зерен, их упаковка и цементация, а также выветривание и выщелачивание, которым эта порода могла подвергнуться. Многие поры могут быть тупиковыми с одним единственным выходом в основную систему поровых каналов. В зависимости от смачиваемости породы эти тупиковые поры могут быть заполнены водой или нефтью, которые составляют неизвлекаемую часть флюидов (остаточная насыщенность). При экспериментальном определении пористости эти факторы необходимо учитывать. В процессе добычи нефти или газа из залежей эти углеводороды должны пройти десятки или сотни метров по поровым каналам, прежде чем достичь эксплуатационной скважины. Если нефть находится в изолированном поровом пространстве, добыть ее невозможно, и она не представляет большого интереса для разработки. Поэтому параметром, используемым во всех инженерных расчетах в нефтяной промышленности, является эффективная пористость [3]. ТИУ 44 Саранча А.В. Решить задачу №1 Общий объем образца, см3 Объем эффективных пор, см3 Объем несвязанных и изолированных поровых каналов, см3 Остаточная водонасыщенность, % Определить Абсолютный объем пор, см3 Абсолютную пористость, % Изолированную пористость, % Эффективную пористость, % 15 3 0,75 6 Ответы в конце презентации ТИУ 45 Саранча А.В. Классификация горных пород по величине пористости По большому числу исследованных образцов керна, статистически определяется пористость пласта на больших участках. По этому усредненному значению горные породы с пористостью  более 20 % относятся к высокопористым,  от 15 до 20 % к повышенно-пористым,  от 10 до 15 % к среднепористым,  от 5 до 10 % к понижено-пористым,  менее 5 % к низкопористым. ТИУ 46 Саранча А.В. Классификация поровых каналов по размерам В классической советской литературе по физике пласта поровые каналы, условно разделяются на три группы [4]:  Сверхкапиллярные – более 0,5 мм;  Капиллярные – от 0,5 до 0,0002 мм;  Субкапиллярные – менее 0,0002 мм; По сверхкапиллярным каналам фильтрация пластового флюида или газа происходит свободно. По капиллярным каналам при значительном усилии капиллярных сил. В субкапиллярных фильтрация жидкости практически не происходит [4]. ТИУ 47 Саранча А.В. Источники данных пористости По данным керна Пористость горных пород измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах горных пород цилиндрической формы, более или менее равномерно выпиливаемых из керна. По данным ГИС Если определение пористости по кернам называют прямыми методами оценки, то к косвенным можно отнести интерпретацию каротажных диаграмм полученных в результате различных геофизических исследований скважин (ГИС) ТИУ 48 Саранча А.В. Определение пористости в лабораторных условиях Пористость обычно измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах горных пород цилиндрической формы, более или менее равномерно выпиливаемых из керна. В основном методики по определению пористости горных пород основаны или на экстракции флюида из образца породы, или на закачке флюида в поровый объем. В основе и тех и других, предусматривается очистка, производящаяся путем экстракции соответствующим растворителем, и просушка кернового материала, позволяющая удалить фрагменты жидкости, содержащиеся в образце. Другие виды анализа, основанные на вычислении объема образца, измельченного до размеров отдельных зерен, позволяют измерить общую пористость, используя следующее выражение: mоб  ТИУ Vпор Vобр  (V обрVзер ) Vобр  Vзер  ,  1  V   обр  где Vзер – объем зерен. 49 Саранча А.В. Определение пористости в лабораторных условиях Методы экстракции предполагают использование приборов, основанных на законе Бойля-Мариотта. Наиболее часто применяемыми флюидами являются газы, имеющие пренебрежимо малую адсорбирующую способность, такие как гелий или азот. Перед тем как проводить измерения, образцы необходимо очистить и высушить, но их также можно использовать и для дальнейших анализов. Эти методы применяются уже около полу века и до сих пор они являются, пожалуй, самыми распространенными. Как правило, они позволяют получить достаточно достоверные результаты и могут использоваться для измерений в пластовых условиях. ТИУ 50 Саранча А.В. Точность и репрезентативность определения пористости по керну Значения пористости полученные в результате кернового анализа в лабораторных условиях обычно считаются эталонными, по отношению к результатам полученным по другим методикам, которые проводят непосредственно в скважинах. Однако важно понимать, что не всегда полученные лабораторные результаты соответствуют реальной пористости всего продуктивного пласта. Далее будут отмечены ряд моментов, которые необходимо учитывать при оценке точности данных кернового анализа. ТИУ 51 Саранча А.В. Точность и репрезентативность определения пористости по керну Объем керна. Отбор образцов горных пород осуществляется в результате бурения специальными колонковыми долотами. Далее из этих отобранных кернов параллельно и перпендикулярно напластованию вырезают образцы цилиндрической формы, с диаметром 3 см или более и длинной 2,5 см или более. Объем этих образцов может составлять 17,7 см3 или более. И хотя на некоторых месторождения отбирается и исследуется сотни, а иногда даже тысячи образцов, это все равно остается несоизмеримо малым по сравнению с объемом всего продуктивного пласта. Это ставит под сомнение достоверность полученных значений. Если бы образец был отобран немного в другом месте, для того же самого объема керна было бы получено другое значение пористости, в особенности при наличии мелкомасштабных неоднородностей. Например, наличие каверн и пустот растворения в кернах, которые имеют гораздо больший размер, чем межгранулярные поры означает, что эти пустоты могут иметь пространственную изменчивость в масштабе, значительно превышающем размеры образцов керна. Данные кернового анализа, полученные в таких случаях не могут считаться достаточно точными. В таких ситуациях измерения, проведенные на полноразмерных образцах керна, будут отличаться большей достоверностью, так как объем исследуемого материала больше. 52 ТИУ Саранча А.В. Точность и репрезентативность определения пористости по керну Условия измерения. Замеры пористости производятся в лабораторных условиях, т.е. после подъема керна на поверхность, где на него действуют поверхностные условия с меньшими давлениями и температурой. Это может привести к небольшому увеличению пористости вследствие декомпрессии. Для частично несцементированных пород или несцементированных вообще должна применяться поправка на уплотнение [5]. Также еще одним чрезвычайно важным моментом, связанным с изменением пористого пространства с момента его извлечения и до прибытия в лабораторию, наличие трещин, объем которых неизбежно изменяется, в особенности это касается проводящих трещин (наиболее важных) [4]. Задание: Выполните лабораторные работы № 3, 4, 5 и 6 из Лабораторного практикума. ТИУ 53 Саранча А.В. Насыщенность ТИУ 54 Саранча А.В. Насыщенность Если пористость показатель доли емкостного пространства, то флюидонасыщенность относительная степень заполнения этих пор тем или иным конкретным флюидом. Параметры насыщения: нефтенасыщенность (Sн), газонасыщенность (Sг), водонасыщенность (Sв), выраженные в долях или в процентах. Отношение общего объема всех пустот в горной породе, заполненных нефтью Vнефти, газом Vгаза или водой Vводы, к суммарному объему всех пустот в породе Vпор называется коэффициентом насыщения: Sн  ТИУ Vнефти Vпор , Vгаза Sг  , Vпор Vводы Sв  . Vпор 55 Саранча А.В. Насыщенность В нефтегазонасыщенных залежах помимо нефти или газа, всегда содержится некоторое количество воды, которая называется остаточной (связаной или реликтовой). Природа связанной воды. Вода может находиться не только в подошвенной части залежи или ее законтурных областях. Некоторое количество воды, может содержаться в любой точке коллектора, насыщенного углеводородами и даже в значительном удалении выше от водонефтяного (ВНК) или газоводного (ГВК) контакта. Связано это с тем, что поровая структура осадочного материала во время его отложения и литификации, первоначально была пропитана морской водой, но на последующих этапах погружения породы и формирования определенной структуры ловушки, происходит накопление углеводородов, и вытеснение воды в пониженные части залежи. При этом не вся вода может быть вытеснена при этих процессах из нефтегазонасыщенных коллекторов, и поэтому в продуктивных пластах также всегда содержится некоторое количество воды, которая и называется остаточной. ТИУ 56 Саранча А.В. Источники данных насыщенности По данным керна Насыщенность флюидом может определятся по данным керна или путем измерения количества флюидов, экстрагируемых из образца керна, или за счет замеров капиллярного давления. По данным ГИС Водонасыщенность можно измерить косвенно в пластовых условиях при помощи 2-х типов каратажных приборов, а именно каротажа сопротивлений и импульсного нейтронного каротажа. ТИУ 57 Саранча А.В. Практическое использование пористости и насыщенности Пористость и насыщенность используются для оценки пластовых запасов углеводородных месторождений. Наиболее простейшей методикой оценки объема (G) нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях является объемный метод. Для подсчета используется следующее математическое выражение: G  Vн. з  mот  (1  Sв ), где Vн..з – объем нефтегазонасыщенной части залежи, м3 Объем нефтегазонасыщенной залежи определяют по результатам геологического анализа и анализа пластовых давлений. Для этого геологи строят структурные карты по кровле и подошве залежи, на которых показаны линии равной глубины залегания (изогипсы). Определяют эффективную мощность и уровень положения водонефтяного (ВНК) или газоводного контакта (ГВК). После чего рассчитывают объем нефтегазонасыщенной породы над этим уровнем. ТИУ 58 Саранча А.В. ЛАБОРАТОРНЫЙ МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Образец породы взвешивают на технических весах с точностью до 0,001 г., определяя его массу Мдо экс и помещают в воронку Шотта (отмечена цифрой 3 на рисунке). В колбу (4) наливают до половины растворитель, в качестве которого можно использовать толуол С7Н8 (плотность 867 кг/м3, температура кипения 111 ºС). ТИУ 59 Саранча А.В. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Подключают холодильник (1) к воде, которая поступает снизу вверх и включают электропечь, на которой стоит колба (4). Необходимо чтобы стеклянный цилиндр (воронка Шотта), в котором находится исследуемый образец, был погружен в растворитель и вместе с тем растворитель не переливался через его края. ТИУ 60 Саранча А.В. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА При кипячении растворителя вода испаряется из образца и вместе с растворителем поступает в холодильник (1), где охлаждаясь стекает в градуированную колбу (2). После того как увеличение объема воды перестает наблюдаться, процесс перегонки можно считать законченным. Так как вода тяжелее углеводородных растворителей, она занимает нижнюю часть ловушки (2), избыток растворителя же стекает обратно в колбу. ТИУ 61 Саранча А.В. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Если в трубке холодильника задерживаются капли воды, то их сталкивают в ловушку стеклянной палочкой, после чего отсчитывают объем воды (Vводы, см3). Цилиндр с образцом извлекают и высушивают в термостате до постоянной массы Мпосле экс. ТИУ 62 Саранча А.В. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Для оценки объема нефти в образце можно использовать следующее выражение: Vнефти  М до экс  М после экс  Vводы в н , где  Vнефти – объем нефти в образце, см3;  Мдо экс – масса образца до экстрагирования насыщенного нефтью и водой, г;  Мпосле экс – масса экстрагированного и высушенного образца (высушивание производят в специальном сушильном шкафу в течении 12 часов, при температуре 102 – 105 ºС), г;  Vводы – объем воды выделившийся из образца, см3;  ρв – плотность воды, г/см3;  ρн – плотность нефти, г/см3. ТИУ 63 Саранча А.В. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Далее производится измерение пористости на проэкстрагированном и высушенном образце и рассчитывается водонасыщенность (Sв) и нефтенасыщенность (Sн) как доля порового пространства, следующим образом: Sн  Vнефти Vпор Vнефти Vводы Vводы  .  . Sв  Vобр  mоб Vпор Vобр  mоб где mоб – коэффициент общей (полной или абсолютной) пористости, д.е.; Vобр – видимый (кажущейся) объем образца Vобр  ТИУ   d к 2  hк 4 , где dк – диаметр керна, см; hк – длина керна, см. Саранча А.В.64 Решить задачу №2 Задача. Определить объем нефти в образце (Vнефти), коэффициент нефтенасыщенности (Sн) и коэффициент водонасыщенности (Sв). Результаты исследования представлены в таблице ниже. Параметры исследований Масса образца до экстрагирования насыщенного нефтью и водой (Мдо экс), г Масса экстрагированного и высушенного образца (Мпосле экс), г Объем воды выделившийся из образца (Vводы), см3 Плотность воды (ρв), г/см3 Плотность нефти (ρн), г/см3 Коэффициент общей пористости (mоб), д.е. Диаметр керна (dк), см Длина керна (hк), см ТИУ Найти Видимый (кажущейся) объем образца (Vобр), см3. Объем нефти в образце (Vнефти), см3. Коэффициент нефтенасыщенности (Sн), д.е. или % Коэффициент водонасыщенности (Sв), д.е. или % Значение 50 46,545 0,424 1,04 0,79 0,24 3 2,5 65 Саранча А.В. Ответы в конце презентации ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА Задание: Выполните лабораторную работу № 7. ТИУ 66 Саранча А.В. Капиллярное давление ТИУ 67 Саранча А.В. Капиллярное давление Между капиллярным давлением и водонасыщенностью имеется связь, которая заключается в том, что остаточная вода удерживается в поровом, углеводородонасыщенном пространстве коллектора, за счет капиллярных сил. Зная распределение капиллярного давления в пласте, можно получить функцию вертикального распределения для водонасыщенности. ТИУ 68 Саранча А.В. Капиллярное давление Капиллярным давлением называют разницу давлений на границе двух несмешивающихся флюидов. Если соприкасаются две несмешивающиеся жидкости, например нефть и вода, то на разделяющей их поверхности будет иметь место скачек давления, который главным образом зависит от разности плотностей данных двух флюидов. В пластовых условиях капиллярное давление представляет собой функцию свойств флюида (поверхностное натяжение), свойств породы (радиус капилляров) и свойств взаимодействия породы и флюида (угол смачиваемости, или смачиваемость). Теоретически капиллярное давление выражается следующим образом: 2  cos  Рк  , R ТИУ где Рк – капиллярное давление, Па; σ – поверхностное натяжение, Н/м; θ – угол смачивания; R – радиус пор, м. 69 Саранча А.В. Капиллярное давление Поверхностное натяжение Поверхностное натяжение – это сила, которая действует вдоль поверхности капли жидкости стремящаяся сократить площадь ее поверхности. Связано это с тем, что на молекулы которые располагаются на поверхности капли, действуют более значительные силы притяжения молекул находящихся внутри капли, чем силы притяжения молекул газа, окружающих каплю. Именно поэтому в условиях невесомости капля жидкости принимает форму шара, т.к. из геометрии известно, что шар обладает минимальной поверхностью при заданном объеме. ТИУ 70 Саранча А.В. Капиллярное давление Поверхностное натяжение В условиях же земного тяготения только очень маленькие капли жидкости принимают форму шара. Все дело в том, что с ростом объема капли увеличивается и ее масса, пропорционально которой и увеличивается сила тяжести действующая на нее. Хорошей иллюстрацией проявления поверхностного натяжения служат небольшие ртутные шарики. ТИУ 71 Саранча А.В. Капиллярное давление Смачиваемость Если на поверхность твердого тела нанести каплю жидкости, то она растечется по поверхности принимая форму, которая зависит от поверхностных натяжений σ1,3, σ1,2 и σ2,3 на разделах фаз 1-3, 1-2, и 2-3 (см. рисунок ниже). Угол θ всегда измеряется в направлении от жидкости к твердой поверхности и называется краевым углом (или углом смачивания). Рисунки зарисовать в тетрадь ТИУ Саранча А.В. 72 Капиллярное давление Смачиваемость Если угол θ меньше 70º, то жидкость смачивает поверхность твердого тела, а поверхность, которую смачивает жидкость, называется гидрофильной. ТИУ 73 Саранча А.В. Капиллярное давление Смачиваемость Когда угол θ близок к 90º, и находится в диапазоне от 70º до 110º, то твердая поверхность, называется нейтральной, т.к. имеет смешанную смачиваемость. Это может быть, когда на твердой поверхности соприкасаются две капли жидкости с одинаковым поверхностным натяжением, в этом случае капиллярное давление равно нулю. ТИУ Саранча А.В. 74 Капиллярное давление Смачиваемость Полное несмачивание твердого тела имеет место, когда угол θ находится в диапазоне от 110º до 180º и чем больше угол в этом диапазоне, тем больше степень несмачивания, а поверхность, которую смачивает в этом случае такая жидкость, называется гидрофобной. ТИУ Саранча А.В. Капиллярное давление Смачиваемость Смачиваемость породы играет огромное значение в распределении флюидов в поровом пространстве на капиллярном уровне.  Во-первых смачивающая фаза (вода) более предрасположена к оккупации маленьких пор, а несмачивающая (нефть) больших.  Во-вторых, воде свойственно в виду ее доминирования в смачивании покрывать тонкой пленкой некоторую поверхность и больших пор ТИУ 76 Саранча А.В. Капиллярное давление Влияние смачиваемости на нефтеотдачу На коэффициент извлечения нефти первичными методами влияет смачиваемость системы. Гидрофильная система обычно характеризуется более высокой нефтеотдачей при первичной добыче, однако количественной зависимости между коэффициентом извлечения нефти первичными методами и смачиваемостью породы-коллектора не выявлено [3]. ТИУ 77 Саранча А.В. Капиллярное давление На рисунке ниже показан сосуд, содержащий воду и нефть. Внутри сосуда имеются капилляры с различными радиусами R1, R2, R3, R4 и R5. Видно, что чем меньше капилляр, тем на большую высоту поднимается вода внутри капилляра. В этом случае, капиллярное давление можно записать в следующем виде: Рк  (  воды   нефти )  g  H Рисунок зарисовать в тетрадь где Рк – капиллярное давление, Па; ρводы, ρнефти – плотности воды и нефти, кг/м3; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2; Н – высота подъема воды в капилляре, м. ТИУ 78 Саранча А.В. Капиллярное давление В виду того, что вода в поровом пространстве удерживается капиллярными силами, существует внутренняя связь между капиллярным давлением и водонасыщенностью. Что дает возможность приблизительно оценить значение водонасыщенности, которое зависит от вертикального распределения капиллярного давления в коллекторе. при одной и той же высоте подъема от уровня свободной воды, для пород с мелкими порами свойственна большая водонасыщенность, чем для пород с крупными порами ТИУ Саранча А.В.79 Капиллярное давление Под уровнем свободной воды понимается, горизонтальная плоскость в коллекторе, где капиллярное давление равно нулю. Этот уровень может быть как на линии ВНК, в случае, когда коллектор гидрофобен и способен впитывать нефть уже при нулевом капиллярном давлении, так и ниже уровня ВНК, когда необходимо некоторое пороговое капиллярное давление для пропитывания нефти в пористую среду горной породы. ТИУ При одной и той же высоте подъема от уровня свободной воды (при одном и том же капиллярном давлении), для небольшой разницы в плотностях, когда в пористом пространстве присутствует тяжелая нефть и вода, свойственна большая водонасыщенность, чем для большой разницы в плотностях, когда в пористом пространстве 80 присутствует газ и вода. Саранча А.В. Капиллярное давление Водонасыщенность практически не изменяется в газонасыщенной части залежи, а ниже уровня ГНК начинается ее постепенный рост до уровня ВНК, ниже которого поровое пространство на 100 % насыщенно водой ТИУ 81 Саранча А.В. Лабораторные методы определения и построения зависимости капиллярное давление – водонасыщенность • Для определения капиллярного давления и построения зависимости капиллярное давление – водонасыщенность, в лаборатории на кернах используют различные методы, наиболее часто используемые из которых метод центрифугирования, полупроницаемой мембраны и ртутная порометрия. ТИУ 82 Саранча А.В. Лабораторная работа Выполнение работы • Образец керна экстрагируется и высушивается в сушильном шкафу до постоянного веса (М1). • Далее образец керна насыщается дистиллированной водой в вакуумной установке до полного прекращения выделения пузырьков воздуха, после чего вновь взвешивается (М2). • После чего образец помещается в центрифугу для 5 минутного вращения на первой скорости (например, 1000 оборотов в минуту). • Образец извлекается из центрифуги и взвешивается (Мn). ТИУ 83 Саранча А.В. Лабораторная работа Определяется текущий коэффициент водонасыщенности по следующей формуле: М n  М1 S т .в  , М 2  М1 где Sт.в – коэффициент текущей водонасыщенности, д.е.; Мn – масса образца после каждого режима центрифугирования, г; ТИУ 84 Саранча А.В. Лабораторная работа Определяется давление центробежных сил возникающее межу фазами, равное капиллярному давлению, значение которого определяется формулой: 2  n  Р  4,04 R     h  (  в оды   в оздуха) 10 6 ,  60  [МПа], где R – радиус вращения оси центрифуги (расстояние от центра оси центрифуги до середины длинны образца), м; n – число оборотов ротора центрифуги в минуту; h – длина образца, м; ρводы, ρвоздуха – плотность воды насыщающей образец и плотность воздуха, как вытесняющей фазы, соответственно, кг/м3. ТИУ 85 Саранча А.В. Лабораторная работа Образец помещается в центрифугу для вращения на следующей скорости, а расчеты вычислений заносятся в следующую таблицу: Параметры исследований Масса сухого образца (М1), г Масса полностью насыщенного образца (М2), г Скорость Масса Коэффициент вращения образца после текущей центрифуги центрифугир- водонасыще(n), ования (Мn), г нности (Sт.в) об/мин 1000 62 2000 54 3000 50 4000 49,1 5000 49 ТИУ Значение Капиллярное давление (Р), МПа 86 Саранча А.В. Решить задачу №3 Задание. Построить графическую зависимость «капиллярное давление – водонасыщенность». Масса сухого образца 46 грамм, а масса полностью насыщенного образца 65 грамм. Радиус вращения оси центрифуги R = 30 см. Длина образца h = 3 см. Плотность воды ρводы = 1000 кг/м3. Плотность воздуха при давлении 0,1 МПа и температуре 20 ºС равна 1,2046 кг/м3. ТИУ Капиллярное давление, МПА По результатам опыта строится графическая зависимость «капиллярное давление – коэффициент текущей водонасыщенности». 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Водонасыщенность 87 Саранча А.В. Задание: Выполните лабораторную работу № 8. Капиллярное давление, МПА 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05 0,2 0,4 0,6 0,8 1 Водонасыщенность ТИУ 88 Саранча А.В. Проницаемость ТИУ 89 Саранча А.В. Проницаемость  Если пористость горных пород, является емкостным свойством коллектора, отвечающим за количество углеводородных запасов, то проницаемость, является фильтрационным свойством, отвечающим за способность горных пород, пропускать через себя жидкости или газы за счет перепада давления.  Проницаемость породы зависит от ее эффективной пористости, т.е. на нее влияет размер зерен породы, их форма, распределение зерен по размерам (сортированность) и их упаковка, а также степень их консолидации и цементации. Тип глинистого или другого цементирующего материала между песчаными зернами также влияет на проницаемость, особенно в присутствии пресной воды. Некоторые глинистые материалы, обладают способностью разбухать в пресной воде и тем самым частично или полностью закупоривать поровое пространство. 90 ТИУ Саранча А.В. Закон Дарси В 1856 году Анри Дарси, будучи мэром города Дижона (Франция) опубликовал книгу, в которой описал многочисленные опыты по изучению фильтрации воды через вертикальные фильтры (рис. внизу). В результате проведенных опытов им была установлена следующая экспериментальная зависимость: H ( H1  H 2 ) QK A K A L L где Q – объемный расход жидкости через песчаный фильтр; L – длина песчаного фильтра; А – площадь поперечного сечения фильтра; ∆H=H1-H2 – разность гидравлических напоров воды над фильтром и у его основания; К – коэффициент пропорциональности. ТИУ 91 Саранча А.В. Закон Дарси Для использования данного закона при исследовании фильтрации других жидкостей коэффициент пропорциональности К, был заменен переменной k/μ, где μ – динамический коэффициент вязкости фильтрующейся жидкости; k – коэффициент проницаемости породы. Также разность гидравлических напоров ∆H, была заменена на разность давлений ∆Р, в результате чего уравнение стало иметь следующий вид: k P k ( P1  P2 ) Q A A  L  L где Q – объемный расход жидкости через образец, м3/с; •A – площадь сечения образца, в данном случае круга, м2; k – коэффициент проницаемости, м2; •∆Р – перепад давления, Па; •P1 – давление на входе в образец, Па; •Р2 – давление на выходе, Па; •L – длина образца, м; •μ – динамический коэффициент вязкости фильтрующейся жидкости, Па*с. ТИУ 92 Саранча А.В. Закон Дарси Важно понимать, что фильтрация происходит за счет разницы давлений. Чем больше давление на входе Р1 по отношению к давлению на выходе Р2 из образца, тем больше скорость фильтрации и тем больше объемный расход жидкости. Как видно из рисунка фильтрация происходит от зоны наибольшего давления в зону наименьшего. Это является основным принципом разработки нефтяных и газовых месторождений. k P k ( P1  P2 ) Q A A  L  L Из уравнения скорость линейной фильтрации жидкости ν равна: ТИУ k  P Q   L A 93 Саранча А.В. Система единиц измерения проницаемости и переводные коэффициенты В нашей стране используется Международная система единиц СИ, которая является когерентной системой, т.е. системой уравнения которой не содержат переводных коэффициентов. Проницаемость в системе СИ измеряется в м2 или мкм2, однако очень часто на практике приходится иметь дело с другими единицами измерения, так например, наиболее часто используемой нефтепромысловой единицей измерения проницаемости является миллидарси (мДа). В таблице ниже представлены переводные коэффициенты, используемые при переводе из одних единиц измерения в другие. Перевод из → в м2 → мДа м2 → Да мДа → Да м2 → мкм2 м2 → см2 мкм2 → мДа мкм2 → Да см2 → мДа см2 → Да Да → фут2 мДа → фут2 ТИУ умножить на 1,01325∙1015 1,01325∙1012 10-3 1012 104 1,01325∙103 1,01325 1,01325∙1011 1,01325∙108 1,06232∙10-11 1,06232∙10-14 Перевод из → в мДа → м2 Да → м2 Да → мДа мкм2 → м2 см2 → м2 мДа → мкм2 Да → мкм2 мДа → см2 Да → см2 фут2 → Да фут2 → мДа умножить на 9,86923∙10-16 9,86923∙10-13 103 10-12 10-4 9,86923∙10-4 0,986923 9,86923∙10-12 9,86923∙10-9 9,41340∙1010 9,41340∙1013 94 Саранча А.В. Задание № 4 Перевод из → в м2 → мДа м2 → Да мДа → Да м2 → мкм2 м2 → см2 мкм2 → мДа мкм2 → Да см2 → мДа см2 → Да Да → фут2 мДа → фут2 умножить на 1,01325∙1015 1,01325∙1012 10-3 1012 104 1,01325∙103 1,01325 1,01325∙1011 1,01325∙108 1,06232∙10-11 1,06232∙10-14 Перевод из → в мДа → м2 Да → м2 Да → мДа мкм2 → м2 см2 → м2 мДа → мкм2 Да → мкм2 мДа → см2 Да → см2 фут2 → Да фут2 → мДа умножить на 9,86923∙10-16 9,86923∙10-13 103 10-12 10-4 9,86923∙10-4 0,986923 9,86923∙10-12 9,86923∙10-9 9,41340∙1010 9,41340∙1013 Задание №4. Перевести значения проницаемости из одних единиц измерения в другие. Перевести Перевести Перевести Перевести Перевести Перевести в м2 в мкм2 в м2 в мДа в мкм2 в м2 15 мДа 4 мДа 0,048 Да 0,015 Да 0,047 Да 0,046 мкм2 Рекомендуется использовать таблицу 6.1 следующим образом: для перевода из одной единицы измерения в другую необходимо найти в 1 – ой или 3 – ей строке требуемые единицы и умножить на величину во 2 – ой или 4 – ой строке, соответственно. Например, необходимо перевести из м2 в мДа для этого необходимо 95 величину выраженную в м2 умножить на 1,01325∙1015. ТИУ Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости Для характеристики проницаемости пород введены понятия  абсолютной  эффективной (или фазовой)  относительной проницаемостей ТИУ горных 96 Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды при фильтрации через нее жидкости или газа при условии, что данный образец насыщен только этой фазой. Обычно для определения абсолютной проницаемости используют высушенный образец, пропуская через него воздух или газ, так как они отличаются наименьшими свойствами взаимодействия с породой. ТИУ 97 Саранча А.В. Общие классификации проницаемости Как уже было отмечено, при определении абсолютной проницаемости горной породы, необходимо чтобы между пористой средой и фильтрующейся фазой отсутствовало физико-химическое взаимодействие. Это достигается путем пропускания через полностью очищенный и высушенный образец газа (воздуха, гелия или азота). При фильтрации жидкости через образец, его проницаемость согласно закону Дарси, можно найти, используя следующее уравнение: Q L k . P  A При фильтрации газа через образец, его проницаемость определяется следующим выражением: 2  Qат   г  Рат  L k  , 2 2 A( Р1  Р2 ) ТИУ Qат – объемный расход газа через образец, приведенный к атмосферным условиям, м3; μг – вязкость газа, Па∙с; Рат – атмосферное давление, Па.98 Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости Эффективная (или фазовая) проницаемость характеризует проводимость породы по отношению к одной из нескольких одновременно фильтрующихся фаз. Если поровое пространство насыщенно нефтью и водой или газом и водой, а так практически всегда и бывает, то при фильтрации по поровым каналам флюиды взаимодействуют между собой, мешая друг другу, поэтому даже сумма эффективных проницаемостей всех фаз всегда меньше абсолютной проницаемости. Эффективная проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от физико-химических свойств жидкостей, их взаимодействия и насыщенности породы каждой из фаз. ТИУ 99 Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости Фазовая (или эффективная) проницаемость измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах породы. Для нефти, воды и газа она обозначается как kн, kв и kг, соответственно. При насыщенности породы только двумя фазами, например нефтью и водой, исследования по определению фазовых проницаемостей проводят на образцах, путем прокачки через образец нефти и воды с поэтапным увеличением того или иного флюида в потоке. ТИУ 100 Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости Относительной фазовой проницаемостью называется отношение эффективной проницаемости к абсолютной. kн (Sв ) kот.н ( S в )  k ТИУ kв ( S в ) kот.в ( S в )  k 101 Саранча А.В. Общие Общая классификации классификация проницаемости ТИУ Саранча А.В. 102 Общие классификации проницаемости Проницаемость также как и пористость подразделяют на первичную и вторичную.  Первичная проницаемость это проницаемость матрицы (блока или минерального каркаса) породы, которая образуется во время отложения и литификации (консолидации) осадочных пород.  Вторичная проницаемость, является результатом изменения матрицы породы благодаря уплотнению, цементации, образованию трещин и выщелачиванию. Уплотнение и цементация обычно уменьшает проницаемость, тогда как образование трещин и выщелачивание имеют тенденцию увеличивать ее [3]. В некоторых коллекторских породах, особенно в низкопористых карбонатах, именно за счет вторичной пористости происходит фильтрация флюидов. ТИУ 103 Саранча А.В. Факторы влияющие на величину проницаемости Проницаемость может изменяться в широком диапазоне не только по одному и тому же пласту по горизонтали, но и по вертикали пласта в одной и той же скважине. Факторы влияющие на величину проницаемости осадочных пород следующие: Форма и размер зерен; Слоистость; Цементация; Трещиноватость и выщелачивание. ТИУ 104 Саранча А.В. Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние формы и размера зерен Порода сложенная крупными и плоскими зернами, расположенными равномерно, причем их самая длинная ось ориентирована горизонтально, как показано на рисунке, будет иметь горизонтальную проницаемость более высокую по 105 сравнению с вертикальной составляющей. ТИУ Саранча А.В. Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние формы и размера зерен Порода сложенная в основном крупными и округлыми зернами, как показано на рисунке, будет иметь близкие значения проницаемости в обоих направлениях. ТИУ 106 Саранча А.В. Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние формы и размера зерен Порода сложенная мелкими зернами неправильной формы, как показано на рисунке, будет иметь более низкие значения проницаемости и особенно в вертикальном направлении. Коллекторы с проницаемостью, зависящей от направления, называются анизотропными. 107 ТИУ Саранча А.В. Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние слоистости на проницаемость Нефтяные и газовые пласты чаще всего имеют в своем разрезе глинистые прослои, которые действуют как барьеры препятствующие вертикальной фильтрации. В таких породах вертикальная составляющая проницаемости будет значительно ниже горизонтальной. ТИУ 108 Саранча А.В. Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние цементации на проницаемость Содержание цементирующего эффективную проницаемость. ТИУ материала уменьшает 109 Саранча А.В. Факторы влияющие на величину проницаемости Влияние трещиноватости и выщелачевания на проницаемость В песчаных породах трещиноватость не играет большой роли в образовании вторичной проницаемости, за исключением случаев, когда песчаники переслаиваются с глинами, известняками и доломитами. В карбонатах растворение минералов просачивающимися поверхностными и подземными кислыми водами, фильтрующимися по первичным порам, микро- и макротрещинам, а также вдоль плоскостей напластования, увеличивает проницаемость породы-коллектора. ТИУ 110 Саранча А.В. Зависимость проницаемости от направления Принято, что в однородных коллекторах проницаемость одинакова во всех направлениях. Однако в неоднородных пластах проницаемость в направлении горизонтальной оси (х) отличается от проницаемости вдоль другой горизонтальной оси (у). распределение проницаемостей и называется анизотропией. Коэффициент анизотропии определяется из соотношения: IА  ТИУ kг kв . Горизонтальная (kг) и вертикальная (kв) проницаемости определяются по стандартным методикам при анализе керна, также значения kг могут быть определены более точно при помощи испытаний скважин на интерференцию. 111 Саранча А.В. Ориентация цилиндрических образцов керна, вырезанных для измерения горизонтальной и вертикальной проницаемости ТИУ 112 Саранча А.В. Измерение абсолютной проницаемости с использованием жидкости 1. Для исследования вырезаются цилиндрический образец определенного размера, определяемого требованиями кернодержателя; 2. Образец слегка промывают, чтобы удалить частицы, возникшие при резании керна, и высушивают в сушильном шкафу при 100 ºС. 3. Высушенный образец вакуумируют для удаления воздуха и насыщают углеводородной жидкостью, которую далее будут прокачивать через образец. ТИУ 113 Саранча А.В. Измерение абсолютной проницаемости с использованием жидкости 4. Далее образец вставляют в кернодержатель. ТИУ Кернодержатель с манжетой конструкции Хасслера для исследования движения флюидов (нефти и воды в разных соотношениях) и измерения абсолютной и относительной 114 проницаемости пород Саранча А.В. Измерение абсолютной проницаемости с использованием жидкости 5. Устанавливают желаемое входное давление (Рвх) и открывают выпускной клапан, также с этого момента начинается отсчет времени t. Регистрируют выходное давление (Рвых). Через некоторое время эксперимент останавливают и определяют объем жидкости, прошедшего через образец (V). Также регистрируют температуру жидкости. ТИУ 115 Саранча А.В. Измерение абсолютной проницаемости с использованием жидкости Абсолютную проницаемость по жидкости определяют по формуле: V  L k P  A  t ,  Дарси . Задание №5. Определить проницаемость в мД по результатам значений представленных в таблице. Вязкость жидкости Объем жидкости Длина образца Площадь поперечного сечения образца Перепад давления на образце Время прохождения объема жидкости V через образец ТИУ Обозначение и размерность µ, сПз V, см3 L, см А, см2 Pвх-Рвых, атм t, c Значение 0,895 10 1,9 2,83 2 30 116 Саранча А.В. Измерение абсолютной проницаемости с использованием газа ТИУ 117 Саранча А.В. Схема установки Конструкция установки, предназначенная для измерения абсолютной газопроницаемости для различных газов, предусматривает наличие источника давления или разряжения, регулятора давления, кернодержателя и измерителей давления и расхода газа ТИУ 118 Саранча А.В. Схема установки Сжатый газ из баллона (1) поступает через редуктор высокого (2) и низкого (3) давлений. Далее газ очищают от паров воды с помощью хлористого кальция (4) и загрязняющей пыли с помощью фильтра (5), измерителями давления служат технические пружинные манометры (7), в качестве расходометра (10) используется градуированная стеклянная трубка. ТИУ 119 Саранча А.В. Выполнение работы 1. Для исследования берется цилиндрический образец диаметром около 30 мм и длиной не менее 25 мм. Штангенциркулем измеряют диаметр и длину образца в пяти сечениях с точностью до 0,02 см и определяют среднеарифметические величины. 2. Цилиндрический образец помещают в резиновую манжету кернодержателя (8) таким образом, чтобы зазор между боковой поверхностью образца и стенками манжеты был минимальным. 3. Исследования будут проводиться для трех различных газов, сначала по Гелию (Не), потом по Воздуху (О2+N2) и Углекислому газу (СО2) на нескольких депрессиях по каждому. Дальнейшая экстраполяция полученных кривых в бесконечное обратное среднее давление позволит получить эквивалентную гидравлическую проницаемость или проницаемость по жидкости. Сначала подключается баллон с Гелием. 120 ТИУ Саранча А.В. Выполнение работы 4. 5. 6. ТИУ Создают давление бокового обжима, обеспечивающее отсутствие проникновения (проскальзывания) газа между образцом и манжетой не выше 2,5 МПа (оптимальное 1,3 – 1,5 МПа) с помощью предусмотренной в аппарате пневмосистемы (9). Давление обжима заносят в таблицу результатов. С помощью редуктора (3) устанавливают рабочий перепад давления, контролируемый манометрами. 100 ºС Измерение расхода газа производится с помощью отсчета времени прохождения мыльного пузыря через определенный объем градуированной трубки (10), установленной на выходе из образца и соединенной с атмосферным давлением. Оптимально одно измерение должно продолжаться около 30 – 90 секунд, что обеспечивает минимальную погрешность замеров. Однако в случае сильно проницаемых или непроницаемых пород временной интервал может быть сдвинут, соответственно, в ту или иную сторону, что должно быть отражено в результирующей таблице. Саранча А.В. Выполнение работы 7. Измерение расхода газа через образец выполняются 3 раза при различных перепадах давления в пределах 0,1 – 0,2 МПа. По окончанию измерений кран на баллоне (1) закрывают, а баллон отсоединяют. Подключают следующий баллон с Воздухом и повторяют пункты с 4 по 7. После чего проводят эксперимент для Углекислого газа, после чего закрывают все краны на аппаратуре и извлекают образец керна из кернодержателя. ТИУ 122 Саранча А.В. Выполнение работы Для каждого газа и на каждой депрессии определяется коэффициент абсолютной газопроницаемости пород по формуле, которая определяется в соответствии с линейным законом фильтрации Дарси: 2 V    L  P k атм 2 вых t  А  (Р  Р ) 2 вх 1000 где k – коэффициент газопроницаемости, мД; V – объем газа, прошедшего через образец, см3; t – время прохождения газа, с; μ – вязкость газа в рабочих условиях, мПа∙с; ∆Р – перепад давления на образце между входом и выходом; МПа; Ратм – атмосферное давление, 0,1 МПа; L – длина образца, см; А – площадь поперечного сечения образца, см2. ТИУ 123 Саранча А.В. Поправка на эффект Клинкенберга Это эффект был открыт Клинкенбергом в 1941 году и назван в его честь. Он заключается в том, что газы, в особенности низкомолекулярные, в отличие от жидкостей, при фильтрации в пористой среде, на границе пористая среда – газ имеют ненулевую скорость. Это приводит к более высоким объемным скоростям потока, так как газ проскальзывает по поверхности зерен. Клинкенбергом было также обнаружено, что чем меньше молекулярная масса газа, чем больше проявляется влияние этого эффекта (больше скорость на границе газ – поровый канал). ТИУ 124 Саранча А.В. Поправка на эффект Клинкенберга Для каждого газа и на каждой депрессии рассчитывается обратное среднее давление по формуле: Робр.ср 1 2   Рср Рвх  Рвых где Рср =(Рвх+Рвых)/2 – среднее давление эксперимента. Из-за эффекта Клинкенберга измеренные значения проницаемости образцов по газу выше абсолютных значений по жидкости. Клинкенберг обнаружил, что если измерить проницаемость по газу на нескольких давлениях и построить график зависимости проницаемости от обратной величины среднего давления, то экспериментальные точки лягут на прямую. Если эту линию экстраполировать на точку 1/Робр.ср=0 (бесконечное давление), отсекаемый ею на оси ординат отрезок будет представлять собой абсолютную проницаемость, эквивалентную гидравлической проницаемости по жидкости. ТИУ 125 Саранча А.В. Результаты исследования Задание. Рассчитать проницаемость на всех депрессиях для трех газов. По расчетным данным проницаемости и обратного среднего давления построить график зависимости «проницаемость – обратное среднее давление», на котором путем экстраполяции полученных кривых найти точку kж, которую называют эквивалентной гидравлической проницаемостью или проницаемостью по жидкости Параметры исследований Диаметр образца, см Высота образца, см Площадь поперечного сечения образца, см2 Атмосферное давление, МПа Давление на выходе из образца, МПа Давление обжима, МПа ТИУ обозначение D L А= πd2/4 Ратм Рвых Роб значение 3 2,5 7,065 0,1 0,1 126 Саранча А.В. Результаты исследования Параметры исследований Молекулярная масса Вязкость при атмосферном температуре 20 ºС, мПа∙с давлении Гелий, Не 4,003 и 0,0196 Газ Воздух, (О2+N2) 28,96 0,0182 1 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 Объем газа, прошедшего через образец, см3 200 140 Давление на входе Рвх, МПа 0,2 0,2 Проницаемость, мД Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа 2 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 3 Объем газа, прошедшего через образец, см 440 330 Давление на входе Рвх, МПа 0,3 0,3 Проницаемость, мД Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа 3 эксперимент Время прохождения газа через образец, с 30 30 3 Объем газа, прошедшего через образец, см 730 560 Давление на входе Рвх, МПа 0,4 0,4 Проницаемость, мД Обратное среднее давление 1/Рср, 1/МПа Обозначение Проницаемость по жидкости, мДа kж ТИУ Углекислый газ, СО2 44,01 0,0144 30 100 0,2 30 260 0,3 30 480 0,4 Значение 127 Саранча А.В. Результаты исследования Корректировка проницаемости проницаемости по жидкости по газу для получения Задание: Выполните лабораторную работу № 9. ТИУ 128 Саранча А.В. Литература 1. Геология для нефтяников. Под ред. Н.А. Малышева и А.М. Никишина. – М.– Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 360 с. 2. Уолш М., Лейк Л. Первичные методы разработки месторождений углеводородов. – Москва–Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 672 с. 3. Триаб Дж. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Триаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. / Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. – 868 с. 4. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. Изд. 3-е перераб. И доп. М., Недра, 1982, 311 с. 5. Hassler, G.L. and Brunner, E. ‘‘Measurement of Capillary Pressures in Small Core Samples.’’ Trans. AIME, Vol. 160, 1945, pp. 114-123. 6. Бурханов Р.Н. Лабораторный практикум по физике нефтяного и газового пласта / Р.Н. Бурханов – Альметьевск: Тип АлНИ, 2002. – 153 с. 7. Костиненко Л. Системный подход к изучению пластов / Л. Костиненко – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 400 с. 8. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов / Ф.И. Котяхов – Москва: Недра, 1977. 9. Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.Г. Ковалев – Москва-Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2005. – 280 с. 10. Иванов М.К. Петрофизические методы исследования кернового материала / М.К. Иванов, Г.А. Калмыков, В.С. Белохин, Д.В. Корост, Р.А. Хамидуллин – Москва: Изд-во Моск. Ун-та, 2008. – 128 с. ТИУ 129 Саранча А.В. Задача 1 (Ответы) Общий объем образца, см3 Объем эффективных пор, см3 Объем несвязанных и изолированных поровых каналов, см3 Остаточная водонасыщенность, % Определить Абсолютный объем пор, см3 Абсолютную пористость, % Изолированную пористость, % Эффективную пористость, % ТИУ 15 3 0,75 6 3,75 25 5 14 Саранча А.В. задача №2 (ответы) Параметры исследований Масса образца до экстрагирования насыщенного нефтью и водой (Мдо экс), г Масса экстрагированного и высушенного образца (Мпосле экс), г Объем воды выделившийся из образца (Vводы), см3 Плотность воды (ρв), г/см3 Плотность нефти (ρн), г/см3 Коэффициент общей пористости (mоб), д.е. Диаметр керна (dк), см Длина керна (hк), см Найти Видимый (кажущейся) объем образца (Vобр), см3. Объем нефти в образце (Vнефти), см3. Коэффициент нефтенасыщенности (Sн), д.е. или % Коэффициент водонасыщенности (Sв), д.е. или % ТюмГНГУ Значение 50 46,545 0,424 1,04 0,79 0,24 3 2,5 17,66 3,82 0,90 0,10 Саранча А.В.