Лабораторная работа № 6 определение нефте -, водонасыщенности горных пород
При формировании нефтяных и газовых залежей в естественных резервуарах происходит процесс вытеснения воды, содержащейся в системе пустотного пространства пород, нефтью или газом. Однако при этом удаляется только свободная вода, тогда как пленочная вода, вода тонких капилляров и углов пор остается в породе. Таким образом, только часть порового пространства пород-коллекторов заполнена нефтью или газам.
Решая вопросы, связанные с нефтеотдачей пласта, необходимо знать количество остаточной воды. Качество-остаточной воды имеет важное значение при искусственном заводнении нефтяного пласта с целью увеличения нефтедобычи. Так, С. Л. Закс (1947) указывает на важность обработки нагнетаемой в пласт воды, чтобы при контакте ее с остаточной водой избежать выпадения в пласте осадка, способного закупорить поровые каналы.
Содержание остаточной воды обычно выражают в процентах от суммарной емкости пор. Оно может меняться от нескольких процентсв до 70% и более. В большинстве хорошо проницаемых песчано-алевритовых коллекторов эта содержание нефти составляет 15-25%.
Количества остаточной воды в породах-коллекторах в значительной мере зависит от характера структуры порового пространства, содержания и типа глинистых минералов.
Остаточная вода, находясь в поровой системе горных пород- коллекторов, занимает часть их объема. Разность объемов, занимаемых открытыми порами и остаточной водой, характеризует полезную емкость коллектора. Выраженная в процентах к объему породы она по существу отражает эффективную (полезную) пористость, а отнесенная к объему открытого порового пространства - степень нефтегазонасьпценности, иначе характеризует коэффициенты нефтегазонасьпценности. Эффективная пористость равна произведению пористости открытой на коэффициент нефтегазонасьпценности.
При водонасыщенности пласта, превышающей содержание остаточной воды, пласт содержит и свободную воду. Эта вода принимает участие в движении пластовой жидкости к забоям эксплуатационных скважин и может извлекаться на поверхность.
Остаточная вода может быть адсорбционной, или физически связанной, капиллярной или; содержаться в углах пор.
Образование адсорбционной воды на поверхности грунтовых частиц обусловливается как химическими, так и физическими силами, которые по своей природе являются силами электрическими.
Вода углов пор может быть также названа капиллярно разобщенной водой или капиллярно неподвижной грунтовой водой. Н. М. Герсеванов (1937) определяет влажность грунта, содержащего воду углов пор, как состояние защемленной воды в грунте. При увеличении влажности пород капиллярные поры нацело заполняются водой. В этом случае капиллярная вода подразделяется на собственно капиллярную и подвешенную воду. Схема распределения воды в капиллярах почвы приведена на рис. 1. Содержание остаточной воды в плате определяется, не только структурой порового пространства породы, но и влиянием емкости поглощения пород, что в свою очередь относится к глинистым породам с большой емкостью поглощения. В этом случае количество связанной воды находится в некоторой зависимости от физико-химических факторов.
При разном составе поглощенных оснований и при одной и той же структуре пород содержание прочно связанной воды может быть различным: Экспериментальные данные подтверждают, что величина гигроскопичности грунтов изменяется в зависимости от состава обменных катионов (Роде, 1952). Вода, взаимодействующая с твердой поверхностью породы, называется связанной, потому, что ее дипольные молекулы, потеряв под взаимодействием силового поля твердой поверхности породы часть степеней свободы движения ориентируются и располагаются более стройно и плотно, С постоянным переходом от свободного состояния к связанному по мере приближения к твердой поверхности. Чем больше суммарная поверхность соприкосновения породы с водой, тем большего содержания воды следует ожидать в пласте.
Слои воды, находящиеся на разном расстоянии от поверхности твердых частиц, неравноцены по своему физическому состоянию и неоднородны по химическому составу. Некоторую часть воды в подобных системах обычно называют связанной водой, отличая ее от воды свободной, не подверженной влиянию дисперсной фазы.
В разбавленных системах - суспензиях и коллоидных растворах - связывание жидкости с дисперсными частицами обнаруживается в уменьшении скорости оседания этих частиц и в увеличении внутреннего трения системы. В сцементированных и: не сцементированных горных породах связывание жидкости с дисперсными частицами сказывается в уменьшении живого сечения капилляров, что приводит к уменьшению фильтрации флюидов через пористые среды.
Для гидрофильных систем количество связанной воды во много раз превышает количество твердой фазы. Из присутствующих в осадочных породах дисперсных систем такой высокой способностью связывать воду обладают минеральные коллоиды - глинистые минералы, особенно пины группы монтмориллонита.
Прочно связанная вода не способна растворять в себе растворимые вещества (соли, сахар и т. д.). Она лишена электропроводности, имеет плотность выше единицы, не замерзает при охлаждении до .:-78С, ее диэлектрическая постоянная равна 2-2,2 (Роде, 1952; Пирсон, 1961). Наибольшее содержание влаги, обладающей всеми этими свойствами, по большей части несколько ниже величины максимальной гигроскопичности.
Образование адсорбированной воды может происходить одновременно на поверхности минеральных частиц, внутри их кристаллических решеток и вокруг адсорбционного слоя ионов. На (прил. 1) представлено распределение адсорбированной воды в частицах монтмориллонита. А. Ф. Лебедев (1936), исходя из состояния воды и ее подвижности, выделяет в породах воду кристаллизационную и химически связанную, гироскопическую, пленочную, гравитационную, парообразную и в твердом состоянии.
К категории воды, содержащейся в тонких капиллярах, относится вода, находящаяся в капиллярно неподвижном и стыковом (контактная) состояниях. Вода, находящаяся в более крупных поровых каналах, имеет капиллярно-подвижное, четочное и капиллярно-легкоподвижное состояние. Ее движение осуществляется главным образом за счет капиллярных (менисковых) сил.
Толщина слоя
Толщина слоя связанной воды обусловлена сферой действия электромолекулярных сил и взаимоотношением связанной воды мельчайших капилляров (Андрианов, 1946)., В литературе опубликован ряд работ, касающихся изучения толщины тонких смачивающих слоев жидкости. Однако большинство их относится к измерению толщины тонких слоев жидкости на плоской твердой поверхности.
Толщина слоя связанной воды зависит от гидрофильности минерального скелета, от внешних условий (относительной влажности, давления, температуры), от условий равновесия между силой, отнимающей воду, и силой, связывающей воду у твердой поверхности, от присутствия тех или иных катионов, от степени концентрации электролитов в пластовой воде, а также от размеров частиц породы.
Исходя из особенностей образования нефтяных газовых месторождений, а также характера смачиваемости пород, обычно считают, что связанная вода может находиться в пленочном состоянии, Когда она окружает поверхность обломочных зерен; в виде менисков в случае нахождения на контактах минеральных зерен; в виде капель на поверхности зерен, что бывает при малом ее содержании в породе и при гидрофобных свойствах составляющих породу частиц; она также находится в тонких поровых каналах, удерживаемая капиллярными силами.
Распределение остаточной воды даже в пределах образца керна может быть неоднородным, в особенности при наличии различных по гранулометрическому составу разностей пород, что находит отражение в различии электросопротивлений отдельных участков керна. В пластовых условиях они возрастают.
МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ
Получению точных данных о водонасыщенности мешает загрязнение кернов промывочным раствором, особенно если промывочная жидкость имеет водную основу. Большинство пород-коллекторов гидрофильны, и содержащаяся в породе вода разбавляется или частично вымывается промывочным раствором. Чтобы выяснить степень замещения и вымывания остаточной воды и из кернов, при колонковом бурении применялись индикаторы: ацетон, мышьяк, пропанол, глюкоза, текстроза, обработанная октанолом,., для предотвращения брожения, и др. Однако удалось только выявить загрязнение кернов фильтратом бурового раствора, которое особенно увеличивалось в сильно проницаемых кернах.
Р. Шильзиус (1938) предложил применять при бурении промывочные жидкости на нефтной безводной основе, считая, что они не оказывают влияние на содержание связанной воды в породе. Исключение составляют только весьма проницаемые коллекторы, из которых вытесняется часть воды вследствие инфильтрации нефти из раствора.
Исходя из предположения, что в процессе добычи нефти связанная вода остается неподвижной, считается маловероятной возможность вытеснения нефтью воды, содержащейся в породе, при выбуривании кернов с применением нефти. В результате поставленного эксперимента доказано, что в процессе бурения с применением раствора на нефтяной основе водонасыщенность изменяется очень мало и может при анализе отобранных кернов рассматриваться как начальная водонасыщенность породы.
Подавляющее большинство залежей газа и нефти содержит воду только в пленочном и капиллярном - связанном состояниях. Существующие прямые и косвенные методы рассчитаны на суммарное опреде
ление этих форм воды.
С помощью соответствующих приборов определяют содержание воды в образце и общую потерю веса образца после экстрагирования и высушивания.
Сумма коэффициентов насыщенности породы нефтью, водой и газом равна единице, поэтому газонасыщенность определяется по разности. Количество нефти, содержащейся в образце, определяют вычитанием веса извлеченной воды из общей потери в весе.
Водонасыщенность образца породы методом перегонки определяют дистилляционными методами Дива и Старка (образец погружен в кипящий растворитель), Закса, Юстера, Сокслета, Ролла и Талиаферро (образец установлен над кипящим растворителем). Растворителем служит ксилол, толуол. В приборе Дина и Старка после окончания дистилляции воды патрон вместе с образцом переносят в сокслет для окончательной экстракции нефти.
При методах С. Юстера (1944), С. JI. Закса (1947) дистилляция и полное экстрагирование осуществляются в одном аппарате, без переноса патрона с образцом в сокслет. При исследовании крупных образцов керна, содержащих 5-10 см3 воды, последние методы дают точность определения: до 2 %. По разности весов до и после экстракции определяют суммарную насыщенность образца водой и нефтью. Из полученной суммарной насыщенности путем вычитания веса отогнанной воды находят вес нефти, а затем делением этого веса на ее плотность определяют объем. Из полученных данных можно подсчитать водонефтенасыщенностъ в процентах к поровому пространству.
Коэффициентом водонасыщенности q называется отношение соответственна объема воды, содержащихся в поровом пространстве породы, к объему пор Vп выраженное в процентах.
Кв = Vв/Vп*100 %.
Определение насыщенности проводят с помощью аппаратов Дина и Старка, а также Закса.
ПРЯМЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ
При определении и водонасыщенности прямым методом объектом испытания могут быть образцы пород, отобранные при бурении из необводненного продуктивного горизонта (интервала горизонта) при использовании в качестве промывочной жидкости растворов на нефтяной основе (РНО) или растворов, нефильтрующихся в пористую среду. Образцы должны быть надёжно законсервированы непосредственно на буровой и доставлены в лабораторию с соблюдением предосторожностей.
Необходимая аппаратура и принадлежности
4
Рис. 3.1. Аппарат
Закса
Аппарат Закса (рис. 3.1) состоит из колбы (4), стеклянной ловушки (2), калиброванной но 10 см3, стеклянного холодильника и стеклянного цилиндра (3) с дном из пористого стекла (фильтра). Колба, ловушка и холодильник тщательно прищлифовываются друг к другу для устранения утечки паров растворителя через места соединения. В процессе работы цилиндр с керном помещают в горловину колбы на специальные выступы. В верхней части цилиндра имеются два отверстия, в которых закрепляют проволочную дужку для удобства извлечения цилиндра из колбы.
Порядок работы
Разгерметизированный образец керна и очистив его от раствора и шлама, из серединной части керна откалывают кусок произвольной формы и помещают его в бокс, чтобы избежать испарения жидкости с поверхности образца. Если после определения - и водонасыщенности планируется использовать именно этот же кусок керна для других видов исследования, то тогда готовится специальный образец. Для этого из керна с помощью алмазной коронки и с использованием машинного масла высверливается образец цилиндрической формы. Путём взвешивания образца в бюксе, а затем отдельно бюкса определяют массу образца с точностью до 0,001 г. Помешают образец в цилиндр. Наливают в колбу (до половины) толуол и установив цилиндр с образцом в горловину, собирают прибор.
Подключают холодильник к воде, (вода поступает снизу вверх) и включают электропечь. Подогрев колбы регулируют таким образом, чтобы образец породы всё время был погружен в растворитель и вместе с тем растворитель не переливался через край цилиндра.
Вода, находящаяся в поровом пространстве образца, в процессе перегонки скапливается в ловушке и анализ считается законченным, когда дальнейшее увеличение объёма воды не наблюдается. Растворитель, находящийся над уровнем воды в ловушке, становится совершенно прозрачным.
Капли воды в случае их конденсации в трубке холодильника поступают в ловушку, а затем измеряется объем выделившейся из образца воды.
В отдельных случаях (при слабопроницаемых породах с осмолившейся нефтью) по окончании дистилляции воды рекомендуется, удалив толуол из колбы, произвести дополнительную экстракцию четырёххлористым углеродом.
После окончания экстрагирования печь выключают, растворителю из цилиндра дают стечь. Цилиндр с образцом извлекают и высушивают в термостате до постоянной массы. Объём нефти в образце определяют из выражения:
Лабораторная работа №1 3
ТЕХНОЛОГИИ ОТБОРА КЕРНА ИЗ СКВАЖИН И ЕГО ПОДГОТОВКИ К ПЕТРОФИЗИЧЕСКИМ ИССЛЕДОВАНИЯМ 4
2. Практическая часть 1
Лабораторная работа №2 2
ГРАНУЛОМЕТРИЧЕСКИЙ (МЕХАНИЧЕСКИЙ) СОСТАВ ПОРОД 3
(1.1) 4
Характеристика 11
Значения 11
2.Практическая часть 12
Лабораторная работа №3 14
Лабораторная работа № 5 20
Лабораторная работа № 6 24
Лабораторная работа №7 31
Кв = (Mn – M1) / (M2 –M1), (3.5) 33
Лабораторная работа 8 38
В формулах (3.1) - (3.3) используются следующие обозначения:
Vн - объём нефти в образце, см3;
Кн - коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц;
Кв - коэффициент водонасыщенности, доли единицы;
Vв - объем воды, выделившегося из образца, смJ;
M1 - масса образца насыщенного нефтью, водой, г;
М2 - масса экстрагированного и высушенного образца, г;
Yн - плотность нефти, г/см3;
Yb - плотность воды, г/см3;
Yo - кажущая плотность породы, г/см3;
Мп - полная пористость, доли единицы.
Расчёт коэффициентов производится с точностью до 0,001.
Контрольные вопросы.
Назовите виды воды, насыщающей поровое пространство горной породы?
Какую воду относят к остаточной воде?
Какими факторами обусловлена неподвижность воды в поровом пространстве горной породы?
Какие методы моделирования и определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа Вы знаете?