Наиболее распространенным и вместе с тем точным способом определения водо- и нефтенасыщенности керна является способ, основанный на определении потери в весе исследуемого образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105–107°С и на определении объема отогнанной из него воды при кипячении в растворителе с точкой кипения 110°С. В качестве растворителей применяют бензол, спиртобензольную смесь, четыреххлористый углерод, хлороформ, толуол и т.д. Лучшими из них являются четыреххлористый углерод и хлороформ. При отгоне воды применяют растворитель с температурой кипения выше 100°С.
Аппарат Дина-Старка (рис. 3.1) предназначен для количественного определения флюидонасыщенности керна методом отгонки. Метод основан на растворении испытуемого вещества с последующей его перегонкой при определенной температуре конденсации паров.
Рис 3.1. Аппарат Дина- Старка для экстрагирования и
определения водонасыщенности керна
Нефтенасыщенность керна определяется по разности веса образца керна до и после анализа.
Водонасыщенность определяется волюмометрически по градуировке приемной пробирки.
Расчет коэффициентов нефте-, водо- и
Газонасыщенности породы
Для подсчета запасов нефти и газа в пласте, текущего контроля за процессом разработки нефтяного месторождения необходимо иметь сведения о нефте-, водо- и газонасыщенности породы.
Объемы содержащейся в образцах породы воды и нефти определяются в лабораторных условиях при помощи аппаратов Закса, Дина-Старка. Используя эти данные, вычисляют коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности по следующим формулам:
коэффициент нефтенасыщенности (Sн):
|
|
;(3.7)
коэффициент водонасыщенности (Sв):
;(3.8)
коэффициент газонасыщенности (Sг):
,(3.9)
где Vн, Vв – соответственно объемы содержащейся в образце нефти и воды, м3;
rп – плотность породы, кг/м3;
m – коэффициент открытой пористости, доли ед.;
G – масса жидкости, содержащейся в образце, кг;
bн, bв – объемные коэффициенты нефти и воды соответственно, доли ед.
Типовая задача
Определить коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности породы.
Исходные данные представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1
| Наименование параметра | Значение параметра |
| 1. В образце породы содержится: | |
| - нефти, Vн, см3 | 4,44 |
| - воды, Vв, см3 | 4,0 |
| 2. Масса содержащейся в образце жидкости, G, г | |
| 3. Плотность породы, rп, г/см3 | 2,0 |
| 4. Коэффициент пористости, m, доли ед. | 0,25 |
| 5. Объемные коэффициенты: | |
| - нефти, bн, доли ед. | 1,15 |
| - воды, bв, доли ед. | 1,02 |
Решение:
Коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности определяются по формулам (3.7),(3.8),(3.9):
или 38,6%
или 34,8%
или 20%
Самостоятельные задания
Исходные данные:
Vн – объем нефти, см3;
Vв – объем воды, см3;
G – масса содержащейся в образце жидкости, г;
rп – плотность породы, г/см3;
m – коэффициент пористости, доли ед.;
bн – объемный коэффициент нефти, доли ед.;
bв – объемный коэффициент воды, доли ед.;
В, 1,..., 60 – номер варианта.
Исходные данные по вариантам представлены в таблице 3.2.
Таблица 3.2
| В | ||||||||
| Vн | 4,13 | 3,98 | 3,71 | 3,47 | 3,88 | 4,78 | 4,16 | 4,22 |
| Vв | 3,46 | 2,56 | 2,71 | 2,91 | 3,28 | 4,33 | 3,35 | 2,89 |
| G | ||||||||
| rп | 2,4 | 2,6 | 2,7 | 2,8 | 2,2 | 2,4 | 2,6 | 2,8 |
| m | 0,26 | 0,22 | 0,26 | 0,24 | 0,26 | 0,28 | 0,24 | 0,26 |
| bн | 1,3 | 1,23 | 1,27 | 1,25 | 1,33 | 1,29 | 1,25 | 1,21 |
| bв | 1,07 | 1,05 | 1,06 | 1,03 | 1,18 | 1,09 | 1,11 | 1,05 |
| В | ||||||||
| Vн | 3,67 | 3,13 | 3,03 | 3,88 | 3,92 | 3,77 | 3,68 | 3,56 |
| Vв | 2,35 | 2,66 | 2,41 | 2,08 | 3,31 | 3,28 | 3,17 | 3,03 |
| G | ||||||||
| rп | 2,9 | 2,7 | 2,5 | 2,3 | 2,1 | 2,2 | 2,5 | |
| m | 0,25 | 0,23 | 0,21 | 0,22 | 0,23 | 0,24 | 0,25 | 0,26 |
| bн | 1,23 | 1,25 | 1,27 | 1,29 | 1,23 | 1,26 | 1,29 | 1,31 |
| bв | 1,07 | 1,05 | 1,09 | 1,11 | 1,08 | 1,12 | 1,09 | 1,19 |
|
|
Продолжение таблицы 3.2
| В | ||||||||
| Vн | 3,03 | 3,17 | 3,71 | 4,11 | 3,99 | 3,81 | 4,09 | 4,18 |
| Vв | 2,09 | 2,13 | 3,16 | 3,07 | 2,38 | 2,29 | 2,33 | 2,41 |
| G | ||||||||
| rп | 2,8 | 3,1 | 2,9 | 2,5 | 2,4 | 2,7 | 2,3 | 2,5 |
| m | 0,2 | 0,23 | 0,26 | 0,25 | 0,22 | 0,24 | 0,22 | 0,21 |
| bн | 1,3 | 1,28 | 1,26 | 1,24 | 1,22 | 1,2 | 1,18 | 1,21 |
| bв | 1,16 | 1,08 | 1,09 | 1,04 | 1,07 | 1,05 | 1,02 | 1,04 |
| В | ||||||||
| Vн | 3,97 | 4,04 | 3,46 | 4,11 | 3,74 | 4,45 | 3,16 | 4,37 |
| Vв | 2,49 | 2,66 | 3,04 | 2,28 | 2,15 | 2,99 | 2,77 | 3,05 |
| G | ||||||||
| rп | 2,6 | 2,2 | 2,5 | 2,8 | 3,1 | 2,4 | 2,8 | 2,7 |
| m | 0,24 | 0,22 | 0,2 | 0,25 | 0,21 | 0,23 | 0,26 | 0,25 |
| bн | 1,23 | 1,24 | 1,18 | 1,12 | 1,16 | 1,29 | 1,24 | 1,14 |
| bв | 1,06 | 1,12 | 1,08 | 1,04 | 1,02 | 1,14 | 1,18 | 1,09 |
| В | ||||||||
| Vн | 3,68 | 3,55 | 3,48 | 3,89 | 3,77 | 3,89 | 3,99 | 3,97 |
| Vв | 3,06 | 2,26 | 2,39 | 3,11 | 3,18 | 3,22 | 3,55 | 3,15 |
| G | ||||||||
| rп | 2,2 | 3,2 | 2,7 | 2,7 | 2,5 | 2,3 | 2,8 | |
| m | 0,24 | 0,22 | 0,23 | 0,26 | 0,24 | 0,22 | 0,26 | 0,25 |
| bн | 1,32 | 1,15 | 1,27 | 1,25 | 1,23 | 1,21 | 1,18 | 1,14 |
| bв | 1,19 | 1,12 | 1,08 | 1,11 | 1,14 | 1,09 | 1,06 | 1,08 |
| В | ||||||||
| Vн | 3,22 | 3,38 | 3,09 | 3,87 | 3,29 | 3,07 | 3,51 | 4,09 |
| Vв | 2,66 | 2,81 | 3,21 | 2,99 | 2,81 | 2,45 | 3,09 | 3,17 |
| G | ||||||||
| rп | 3,1 | 2,4 | 2,7 | 2,5 | 2,8 | 2,5 | 2,9 | |
| m | 0,23 | 0,18 | 0,22 | 0,25 | 0,22 | 0,21 | 0,23 | 0,26 |
| bн | 1,2 | 1,1 | 1,26 | 1,18 | 1,21 | 1,16 | 1,22 | 1,22 |
| bв | 1,11 | 1,09 | 1,14 | 1,12 | 1,09 | 1,03 | 1,12 | 1,05 |
|
|
Продолжение таблицы 3.2
| В | ||||||||
| Vн | 3,31 | 3,14 | 3,02 | 4,16 | 3,78 | 3,71 | 3,28 | 4,32 |
| Vв | 2,61 | 2,71 | 2,41 | 3,65 | 2,79 | 3,05 | 2,86 | 3,62 |
| G | ||||||||
| rп | 3,2 | 2,7 | 2,4 | 2,6 | 2,8 | 3,1 | 2,2 | |
| m | 0,26 | 0,25 | 0,22 | 0,26 | 0,24 | 0,24 | 0,22 | 0,25 |
| bн | 1,21 | 1,25 | 1,29 | 1,33 | 1,31 | 1,27 | 1,14 | 1,26 |
| bв | 1,11 | 1,14 | 1,16 | 1,19 | 1,15 | 1,14 | 1,02 | 1,15 |
| В | ||||||||
| Vн | 2,62 | 3,46 | 3,71 | 3,85 | ||||
| Vв | 2,06 | 2,82 | 3,15 | 3,45 | ||||
| G | ||||||||
| rп | 3,1 | 2,8 | 2,5 | 2,3 | ||||
| m | 0,21 | 0,22 | 0,26 | 0,24 | ||||
| bн | 1,22 | 1,25 | 1,3 | 1,31 | ||||
| bв | 1,13 | 1,16 | 1,17 | 1,19 |