Лабораторная работа 3 Определение коэффициента абсолютной проницаемости горных пород

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

(3.1)

где Q - объемный расход жидкости в единицу времени;

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

Тогда:

(3.2)

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

(3.3)

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

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

(3.4)

где Р₁ - абсолютное давление на входе в керн;

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

Р₁=Р_а+Р_ман (3.5)

где Р_а - атмосферное давление,

Р_ман – показание манометра, и тогда:

(3.6)

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

, (3.7)

где Q₀ - расход газа при атмосферном давлении р_а.

Так как:

(3.8)

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

Площадь поперечного сечения керна:

, (3.9)

где d – диаметр керна.

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

(3.10)

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

[L] = м; [F] = м²; [Q] = м³/с;

[p] = Па; [] = Пас.

Следовательно,

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

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

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

1 мкм² = 10^-12 м² =1Д

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

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

Характер взаимодействия реальных фаз со скелетом зависит от следующих факторов:

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

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

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

Фазовая проницаемость может эффективно регулироваться с помощью различных технологических приемов.

Таким образом, фазовая проницаемость является по своей сути физико-технологическим свойством пласта. В настоящее время разработаны различные способы регулирования фазовой проницаемости при воздействии на пласт за счет использования тепловых, электрических, акустических и других физических полей. Имеются также способы использования химических реагентов для регулирования фазовой проницаемости.

Значения коэффициентов фазовой проницаемости зависят от значений коэффициентов абсолютной проницаемости, поскольку и та, и другая определяется структурой порового пространства, но величины этих коэффициентов различны, так как фазовая проницаемость определяется существенно большим набором параметров, чем абсолютная проницаемость. Взаимосвязь коэффициентов фазовой (К_ф) и абсолютной (К₀) проницаемостей может быть представлена в виде

К_ф = К₀ F,

где F - функция взаимодействия фильтрующейся фазы со скелетом пласта, характеризующая степень изменения проницаемости для конкретной пары флюид/порода при фиксированном характере физических полей.

Физические и физико-химические взаимодействия фильтрующихся фаз со скелетом пласта подразделяются по отношению к твердой фазе на два крупных типа:

1) фильтрация без изменения природной структуры порового пространства;

2) фильтрация с изменяющейся структурой пор.

Прямое измерение проницаемости для изотропной среды проводится в лабораторных условиях на линейных образцах керна. В экспериментах моделируются пластовые условия - давление и температура. В качестве инертного флюида обычно используется газ и проницаемость определяется по формуле (3.2).

Для определения абсолютной проницаемости горных пород существуют различные приборы. Однако принципиальные схемы их устройства одинаковы – все они состоят из одних и тех же основных элементов. Различие этих установок заключается в том, что они могут быть предназначены для измерения проницаемости при:

- больших давлениях (моделирование пластовых условий);

- малых давлениях;

- вакуумировании;

- использовании газа;

- использовании жидкости.

Поэтому различные узлы могут иметь различное конструктивное оформление.

Описание установки

Рис.3.1. Схема установки для определения абсолютной проницаемости по газу при малых давлениях.

1 – источник сжатого воздуха;

2 - редуктор;

3 – исследуемый керн;

4 – газовые часы.

От редуктора, позволяющего регулировать давление, газовая линия идет на вход кернодержателя 3. На входе в кернодержатель установлен манифольд для присоединения образцового манометра Р₁. Манометр измеряет избыточное давление до 0,1 МПа. На выходе из кернодержателя установлены газовые часы 4 для измерения объема газа, прошедшего через керн.

Порядок проведения работы

1. Образец проэкстрагировать и высушить.

2. Замерить размеры керна (длину L и диаметр d ).

3. Поместить керн в кернодержатель.

4. Редуктором 2 установить определенное давление (например, 0,1 МПа).

5. Выждать 5 минут.

6. Замерить время прохождения определенного объема сжатого воздуха (например 2*10^-3 м³ ) через газовые часы.

7. Данные измерений в системе единиц СИ занести в таблицу 3.1. Повторить п.п. 4-7 как минимум три раза. Изменение режимов достигается регулировкой редуктора (изменение давление на 0,01 МПа).

8. Значение вязкости воздуха при условиях проведения опыта находим по таблице в Приложении к сборнику.

Таблица 3.1.

Номер замера	рм, Па	Vo , м^3	, с	ка , м^2	Примечания
1					ра=
2					L =
3					d =

Обработка полученных результатов

Для расчетов все данные, подставляемые в формулу (3.2), приводятся к единой системе единиц СИ.

Окончательное значение коэффициента абсолютной проницаемости рассчитывается как среднее арифметическое по числу режимов.

После проведения вычислений строится график зависимости расхода газа 0000 от перепада давления000.

Проведение экспериментов при различных скоростях течения позволяет проверить выполнение линейного закона Дарси и удостовериться, что зависимость прямо пропорциональна и график проходит через начало координат. В противном случае закон Дарси не выполняется.

Лабораторная работа 4

Определение коэффициента карбонатности горных пород

Одним из основных факторов, определяющих эффективность кислотных обработок скважин, является детальное представление о химическом и минералогическом составе и коллекторских свойствах призабойной зоны скважины. Определение карбонатности проводится для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород. Соляная кислота взаимодействует с известняками и доломитами. Образующиеся продукты реакции удаляются вместе с раствором прореагировавшей кислоты, так как хлориды кальция и магния растворимы в воде, а диоксид углерода – газ.

Для известняка:

СаСО₃ + 2HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂

Аналогично для доломитов.

Под карбонатностью пород понимают содержание в них солей угольной кислоты: поташа К₂СО₃ , сидерита FеСО₃ , известняка СаСО₃ .

Коэффициент карбонатности – отношение массы карбонатов, содержащихся в образце, к массе образца.

Описание установки

Экспериментальная установка для определения карбонатности горных пород газометрическим способом состоит из следующих основных узлов (см. рис.4.1.):

Рис.4.1. Схема установки для определения карбонатности горных пород

1 - термостат

2 – реакционная колба

3 – змеевик

4 – бюретка, градуированная по 0,2 см³

5 – цилиндр

6 – уравнительная склянка

7 – бюретка для соляной кислоты

8 – сливной кран,

9 – кран.

Порядок проведения работы

1. Замеряется барометрическое давление.

2. Фиксируется температура в термостате.

3. Концентрические трубки 4 и 5 заполняются водой из склянки 6 так, чтобы вода в кольцевом пространстве и во внутренней трубке находились на одном уровне.

4. Отмечают уровень воды в бюретке 4.

5. Образец породы высушивают при температуре 105 - 107^о С до постоянной массы.

6. Керн тщательно растирают в ступе до получения порошкообразного состояния.

7. Берется навеска порошка (примерно 0,5 г)

8. Навеска высыпается в колбу 2, которая тщательно закрывается пробкой.

9. При закрытом кране 8 в бюретку 7 наливают соляную кислоту.

10. Отмечают уровень кислоты в бюретке 7.

11. Кран 8 быстро открывается часть соляной кислоты (достаточная, чтобы прикрыть весь порошок) наливается в колбу 2.

12. Кран 8 закрывается.

13. Отмечают уровень кислоты в бюретке 7.

14. Выделяющийся углекислый газ по змеевику 3 поступает в бюретку 4, вытесняя из нее воду в кольцевое пространство. Для выравнивания уровней воды в кольцевом пространстве и в бюретке склянку 6 опускают, после чего кран 9 открывают до выравнивания уровней. Эту операцию повторяют до тех пор, пока не прекратится выделение углекислого газа.

15. Отмечают уровень воды в бюретке 4.

16. Все измеренные величины приводятся к единой системе единиц СИ и заносятся в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Наименование величины	Обозначение	Результат
Масса взятого образца (порошка)	М
Уровень воды в бюретке 4 до опыта	Vв1
Уровень воды в бюретке 4 после опыта	Vв2
Уровень кислоты в бюретке 7 до опыта	Vк1
Уровень кислоты в бюретке 7 после опыта	Vк2
Барометрическое давление	Ра
Температура в термостате	t
Плотность углекислого газа*	ρ
Коэффициент карбонатности	k

* - определяется по таблице в Приложении

Обработка полученных результатов

1. Количество кислоты V_к , введенной в колбу определяется по разнице уровней до и после опыта:

V_к= V_к2 -V_к1

2. Разница уровней воды в бюретке 4 до и после опыта V равна объему выделившегося углекислого газа Vсо₂и количеству введенной кислоты V_к: V= V_в2 –V_в1

3. Объем выделившегося углекислого газа Vсо₂:

V_со2 =V –V_к

4. Коэффициент карбонатности в пересчете на СаСО₃ по найденному объему СО₂ рассчитывается по формуле:

k=

Лабораторная работа 5

Экстрагирование образцов породы

Для исследования кернов, определения их различных свойств необходимо иметь чистый образец этой породы, лишенной всех насыщающих его флюидов. Удаление органических веществ из пор породы осуществляется экстрагированием образцов в приборе типа Сокслета.

Описание установки

Прибор Сокслета помещается в вытяжной шкаф и включает в себя (рис. 5.1):

Рис. 5.1. Прибор Сокслета для экстрагирования образцов.

1. - стеклянная колба, подогреваемая электрической плиткой закрытого типа;

2. – экстрактор;

3. – сифонная трубка;

4. – обратный холодильник, нижний отвод которого подсоединяется к водопроводу, верхний – к канализации;

5. – теплоизолированная подъемная трубка;

6. - образцы.

Принцип работы установки

В процессе нагревания колбы 1 пары кипящего растворителя поднимаются по трубке 5 в верхнюю часть экстрактора 2, а затем в холодильник 4, в котором они конденсируются. При этом конденсат, стекая в экстрактор растворяет нефть, содержащуюся в образцах. По мере проведения экстрагирования уровень сконденсированного растворителя и нефти, вымытой из образца, постепенно поднимается, наполняет экстрактор, стекает по сифонной трубке 3 обратно в колбу 1. Первый цикл экстрагирования считается законченным, когда весь растворитель из экстрактора перетекает в колбу 1. Затем цикл накопления и стока повторяется снова.

Экстрагирование считается законченным, когда после многих циклов цвет растворителя в экстракторе становится совершенно прозрачным. Время экстрагирования зависит как от свойств образцов, так и от характеристик насыщающей его нефти; и может продолжаться 6-24 и более часов.

В качестве растворителя можно использовать четыреххлористый углерод CaCl₄ (t_кип =76,6^оС), бензол С₆Н₆ (t_кип =80^оС), спиртобензольную смесь и др. В любом случае растворитель подбирается таким образом, чтобы температура его кипения была ниже температуры кипения воды и в колбе 1 происходил процесс кипения только растворителя.

Порядок проведения работы

1. Очистить образец кисточкой.

2. Взвесить образец.

3. Поместить образец 6 в экстрактор 2.

4. Заполнить колбу 1 растворителем примерно на три четверти.

5. Собрать прибор.

6. Пустить воду в холодильник 4.

7. Включить вытяжной шкаф.

8. Включить печку.

9. Убедившись, что растворитель в экстракторе стал совершенно прозрачным, выключить прибор.

10. Дать прибору остыть.

11. Разобрать прибор.

12. Извлечь образец.

13. Выключить вытяжной шкаф.

14. Образец поместить в сушильный шкаф при температуре 102-105 ^оС.

15. Контролировать удаление воды из пор образца периодическим взвешиванием.

16. После того, как масса образца перестанет меняться, зафиксировать ее значение.

17. Все измеренные величины приводятся к единой системе единиц СИ и заносятся в таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Наименование величины	Обозначение	Результат
Масса образца до экстрагирования	М1
Масса образца после экстрагирования	М2
Масса жидкости	Мж
Удельное содержание жидкости в образце	Sуд

Обработка полученных результатов

1. Масса жидкости (нефти и воды), находившейся в керне до экстрагирования:

М_ж= М₁ – М₂

2. Удельное содержание жидкости в образце:

S_уд=

Лабораторная работа 6