Пористость пород-коллекторов – очень важный емкостной параметр, отвечающий за количество вмещающих флюидов.
Не менее важна относительная степень заполнения этих пор тем или иным конкретным флюидом. Это свойство характеризуется флюидонасыщенностью, которая определяется как доля общего объема пор, заполненного нефтью (нефтенасыщенность (Sн)), газом (газонасыщенность (Sг)) или водой (водонасыщенность (Sв)). 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:
(1.18)
Определение параметров насыщения основывается на экстрагировании флюидов из образцов керна и определении количества остаточной воды и углеводорода, присутствующих в образце керна. Следует отметить, что наиболее достоверные результаты получают когда, керновый материал, был выбурен с применением растворов на нефтяной основе. Также керновый материал с момента его извлечения и до прибытия в лабораторию должен сохранить свои первоначальные свойства, для этого его упаковывают в полиэтиленовые пакеты или листовой полиэтилен, с дальнейшей парафинизацией, путем неоднократного опускания в расплавленный парафин при температуре 80 – 90 ºС.
Лабораторная работа № 7
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ КЕРНА
Содержание остаточной воды в образцах определяется на приборах Дина – Старка или С.Л.Закса (ЛП-4) (рис. 1.1).
Необходимая аппаратура и принадлежности
Прибор С.Л.Закса (ЛП-4), электроплитка, аналитические весы с разновесами, толуол, термостат.
Описание аппаратуры
Прибор С.Л. Закса (ЛП-4). Данный прибор состоит из колбы (4), стеклянной ловушки (2), калиброванной на 10 см3, стеклянного холодильника (1) и стеклянного цилиндра (3) с дном из пористого стекла (фильтра). Колба, ловушка и холодильник тщательно пришлифовываются 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.
| Выполнение работы 1. 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 рис. 1.1). 2. В колбу (4) наливают до половины растворитель, в качестве которого можно использовать толуол С7Н8 (плотность 867 кг/м3, температура кипения 111 ºС). 3. 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. 4. 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. |
| Рисунок 1.1 – Прибор С.Л. Закса (ЛП-4) для определения нефте-, газо- и водонасыщенности пород: 1 – холодильник; 2 – ловушка; 3 – воронка Шотта; 4 – колба с растворителем |
5. Процесс перегонки воды из образца считается законченным, когда увеличение объема воды в ловушке прекращается и находящийся над уровнем воды слой растворителя становится совершенно прозрачным.
6. Если в трубке холодильника задерживаются капли воды, то их сталкивают в ловушку стеклянной палочкой, после чего отсчитывают объем воды (Vводы, см3).
7. Цилиндр с образцом извлекают и высушивают в термостате до постоянной массы Мпосле экс.
8. Для оценки объема нефти в образце можно использовать следующее выражение:
 |
(1.19)
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.
9. Затем производится измерение пористости на проэкстрагированном и высушенном образце (лабораторная работа № 5) и рассчитывается водонасыщенность (Sв) и нефтенасыщенность (Sн) как доля порового пространства, по формуле (1.18) либо это выражения можно представить следующим образом:
(1.20)
(1.21)
где mоб – коэффициент общей (полной или абсолютной) пористости, д.е.; Vобр – видимый (кажущейся) объем образца (определяется по формуле 1.22), см3; ρэкс.обр – плотность образца, г/см3.
(1.22)
где dк – диаметр керна, см; hк – длина керна, см.
10. Результаты исследования заносятся в таблицу 1.13