Движение образцов керна по НИО петрофизики. Измерение открытой пористости

1. Движение образцов керна по НИО петрофизики

2. Измерение открытой пористости

Стандартные исследования образцов горных пород
Измерение открытой пористости
Метод Преображенского (взвешивания)
M сух зерен Vзерен ,
Vпор
kп
Vобр
M нас зерен Vзерен ж Vпор ,
M взв зерен Vзерен ж Vпор ж Vобр ,
Fa ж Vобр g ,
Fg M нас g ,
kп
М нас М сух
М нас М взв
объем
минер
ж Vпор
ж Vобр
М сух ж
М нас М взв
М сух ж
М сух М взв
Fа
Fg
V – объем, [м3; см3]
Kп – коэффициент пористости, [д.ед; %]
М – масса, [кг; г]
- плотность, [кг/м3; г/см3]
g – ускорение свободного падения 9,8 м/с2

3. Измерение открытой пористости

Газоволюметрический метод (AP-608)
p1 V1 p2 (V1 Vпор V* )
Закон Бойля-Мариотта
p1V1 p2V2
при T const , pV const

4. Измерение открытой пористости

Газоволюметрический метод
S
d2
объем
4
М сух
Vобр
насыщ
Vобр S L
м инер
kп
М сух
Vзерен
L
Vпор
Vобр
S
М сух
Vобр Vпор
объем
1 кп
М нас М сух М ж
объем ж кп
Vобр
Vобр

5. Закон Дарси Размерность проницаемости

Проницаемость абсолютная
(физическая) – проницаемость
пористой среды для газа или
однородной жидкости при
следующих условиях:
1. Отсутствие физико-химического
взаимодействия между пористой
средой и этим газом или
жидкостью.
2. Полное заполнение всех пор
среды этим газом или жидкостью.
kпр р1 р2
L
Q – объемный расход; [q] = м3 / с
μ – вязкость жидкости; [μ] = Па∙с
∆p – перепад давления; [∆p] = Па
L – длина образца пористой среды; [L] = м
S – площадь поперечного сечения образца; [A] = м2
Q L
kпр
S p
L3 P T L 1 1
kпр
L2
1 1 P L2
T
В системе СИ [kпр] = м2.
Внесистемные единица – Дарси (1Д)
Часто используют производную единицу – мкм2
1 Д 1,02 10 12 м 2 1мкм 2 1мД 1,02 10 15 м 2 10 3 мкм 2

6.

Определение абсолютной проницаемости
образцов горных пород по газу
Газ – сжимаемая система и
при уменьшении давления
по длине образца
объёмный расход газа
непостоянный.
kпр р1 р2
кг т
Q
Q
Q
const
,
L
m
атм атм
ср ср
с ; сут
kпр ср р1 р2
Q — расход газа при атмосферном давлении ратм.
Qm
S атм
p1 p2
L
p
,
ср
Закон Бойля-Мариотта
pсрVср pатмVатм
kпр р12 р22
Qатм
S
2 ратм L
ср
атм рср
ратм
2
атм р1 р2
2 ратм

7.

Определение абсолютной проницаемости
образцов горных пород по газу
Кернодержатель
Qатм
Расходомер
Газ
Датчики давления
Образец керна
P1
P2
∆P = P1 – P2
Компрессор
kпр
2Qатм pатм L
( p12 p22 )S
Проницаемость по воздуху

8.

Определение абсолютной проницаемости образцов
горных пород по газу (AP-608)
Закон Форшгеймера (двучленный закон фильтрации для идеального газа)
2
p22 p12 2 pатмQатм 2 pатмQатм
С учетом эффекта Клинкенберга
2
L
kS
S
Рассчитывается: абсолютная проницаемость по гелию,
абсолютная проницаемость по Клинкенбергу,
коэффициент Форшгеймера, коэффициент Клинкенберга

9.

Нарушение линейного закона Дарси
При больших скоростях фильтрации закон Дарси нарушается вследствие
того, что силы инерции, возникающие в жидкости, становятся
соизмеримыми с силами трения. Скорость фильтрации (или дебит) при
которой(м) происходит такое нарушение закона Дарси называется
критической скоростью фильтрации кр (критическим дебитом Qкр ).
Re
a
10 k
m2.3
Reкр =1
В.Н. Щелкачев
Если Re Reкр, то закон Дарси выполняется,
а если Re ≥ Reкр, то закон Дарси нарушается
Закон Форшгеймера
(двучленный закон фильтрации)
p
L
k
k
2
Отклонения от линейного закона
Дарси наблюдаются и при малых
скоростях фильтрации. Это связано
с
проявлением
неньютоновских
свойств фильтрующихся жидкостей, а
также
других
физико-химических
эффектов (учет сил межфазного и
межмолекулярного взаимодействия).

10. Эффект Клинкенберга (проскальзывания газа)

kж
kг
1
b
pср
kж – проницаемость по жидкости по
Клинкенбергу (мД)
kг – проницаемость по гелию (мД)
b – постоянная Клинкенберга
(зависит от газа и породы коллектора)
pср= (p1+p2)/2 – среднее давление
эксперимента
p1 – давление на входе образца (атм)
p2 – давление на выходе образца (атм)
Проницаемость по газу (мД)
Проницаемость по газу больше чем проницаемость по жидкости.
Причина - проскальзывание молекул газа по поверхности зерен породы, поскольку длина
свободного пробега молекулы газа соизмерима с размерами пор. Т.е. в отличии от жидкости
молекулы газа у стенки поры имеют ненулевую скорость.
k =kж
Проницаемость по жидкости
Значения постоянной Клинкенберга для различных газов:
b= 0.5 для азота
b= 0.7 для воздуха
b= 0.9 для гелия
1/pср (1/атм)

11. Принципиальная схема установки BPS-805

Определение абсолютной проницаемости образцов
горных пород по жидкости (BPS-805)
Q L
k пр
р1 р2 S
Принципиальная схема установки BPS-805

12.

Зависимости абсолютных проницаемостей по модели
пластовой воды и по Клинкенбергу от абсолютной
проницаемости по газу (гелию)
200
K, мД
180
y = 0,966x
R2 = 0,999
160
140
120
y = 0,571x
R2 = 0,894
100
80
60
40
20
Kклинк = f(Kгелий)
Kгелий, мД
Kвода = f(Kгелий)
0
0
50
100
150
200
250
300

13. Изменение абсолютной проницаемости kвода при фильтрации воды с различной концентрацией NaCL (Cмин). Восточно-Сургутского месторождение

Kв, мД
1 – С=20 г/л
2 – С=15 г/л
3 – С=10 г/л
4 – С=7,5 г/л
5 – С=5 г/л
6 – С=2,5 г/л
7 – С=1,25 г/л
8 – С=0 г/л
9 – С=20 г/л
Q=1 cм3/мин
1 2 34 5 6
7
8
9
t, мин

14. Причины снижения проницаемости

1.
2.
Набухание глинистых минералов, содержащихся в цементирующем
материале горных пород. Под набухаемостью понимают способность
глинистых пород увеличивать объем в процессе взаимодействия с водой
или водными растворами. Процесс набухания сопровождается
увеличением влажности, объема породы и возникновением давления
набухания.
Образование двойного электрического слоя (ДЭС) на границе твердая
фаза – раствор.
hДЭС
1
RT
2 F С мин Z1 Z 2
— диэлектрическая постоянная;
R — газовая постоянная; 8,31 Дж/(моль*Кл)
Т — температура;
Z — заряд иона (валентность);
F — число Фарадея =96400 Кл/моль
1 – твердая фаза;
2 – слой Штерна;
3 – диффузный слой Гуи;
4 – свободный раствор
С — концентрация ионов, моль/литр
0 — электрическая константа. 8,85* 10 12 Ф/м
14

15. Измерение коэффициента водоудерживающей способности (КВС)

Насыщенность – доля порового пространства, занимаемого
конкретным флюидом
sв = Vв / Vпор, sн = Vн / Vпор, sг = Vг / Vпор
где: s – насыщенность, Vпор –объем пор, Vв, Vн, Vг – объемы,
занимаемые водой, нефтью, газом соответственно.
sв + sн + sг = 1,
Для двухфазных систем (вода-нефть или вода-газ):
s = sв, 1 - s = sн
После формирования коллектора наряду с углеводородами
содержат и некоторое количество воды (связанная вода).
Для определения количества углеводородов в коллекторах
необходимо знать начальные насыщенности водой, нефтью и
газом.
M ост зерен Vзерен ж Vж ,
M сух зерен Vзерен ,
M нас зерен Vзерен ж Vпор ,
Взвешивание после
откручивания на
центрифуге в течение
40 мин со скоростью
вращения 5000 об/мин
М ост М сух
ж Vж
sквс
М нас М сух ж Vпор

16.

Электропроводность насыщенных пород
RF
L
δ – удельное электрическое сопротивление
R – сопротивление
F - площадь поперечного сечения проводника
L – длина проводника
Электрические свойства пород зависят от геометрии порового
пространства и свойств жидкостей.
Нефть, газ, дистиллированная вода, порода (за исключением
некоторых глинистых минералов) не проводят электрический
ток.
Проводником является минерализованная, вода при этом
удельное электрическое сопротивление воды зависит от
степени минерализации и термобапрических условий
La
Pп п L
в Fa Fa
F
F
La
L
2
Fa
Fн
Pн
La
Lн
Pп – параметр пористости,
Fа – эффективная площадь поровых каналов в поперечном сечении образца, м2
Lа – путь который, проходит ион при своем движении в поровых каналах, м
Pн – параметр насыщения,
Fн – эффективная площадь поровых каналов в поперечном сечении частично насыщенного
образца, м2
Lн – путь который, проходит ион при своем движении в частично насыщенных водой
поровых каналах, м,
τ – извилистость поровых каналов.

17.

Параметр пористости и параметр насыщения
Pп C kп
С и С` - некоторые функции извилистости,
иn
- показатели степени, зависящие от
геометрии порового пространства.
n
Pн С sв
Зависимости параметра пористости Рп от величины открытой пористости Кп (а) и
параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв (б)для пород пластов группы
БС Фёдоровского месторождения
б
а
100
Параметр насыщения Рн
Параметр пористости Рп
100
10
Рп = 1,22Кп-1,72
R2 = 0,7913
Рн = 0,91Кв-1,92
R2 = 0,9748
10
1
1
0,1
1
Открытая пористость Кп, о.е.
0,1
1
Водонасыщенность Кв, о.е.

18. Капиллярное давление.

вн силы межфазного натяжения ( Н / м )
Pк Pнефти Рводы воды нефти g h
Pк капиллярное давление ( Па )
rкапилляра
воды , нефти плотности воды и нефти ,
соответcтвенно ( кг / м3 )
g ускорение свободного падения ( м / с 2 )
h высота над уровнем свободной воды ( м )
2 cos
Pк вн
rкапилляра
В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ СМАЧИВАЮЩАЯ ФАЗА
НАХОДИТСЯ ПОД МЕНЬШИМ ДАВЛЕНИЕМ, ЧЕМ
НЕСМАЧИВАЮЩАЯ
Нефть
Pнефти
Pводы
h
Руровень св.воды
Вода

19. Силы межфазного натяжения

Возникают на границе раздела между
жидкостями или жидкостью и газом.
“ФАЗА” — ЭТО “ОПРЕДЕЛЕННАЯ ЧАСТЬ СИСТЕМЫ,
КОТОРАЯ ЯВЛЯЕТСЯ ГОМОГЕННОЙ И ФИЗИЧЕСКИ
ОТДЕЛЕНА ОТ ДРУГИХ ФАЗ ОТЧЕТЛИВЫМИ ГРАНИЦАМИ”.
Силы на границах фаз несбалансированны
ПОВЕРХНОСТНОЕ НАТЯЖЕНИЕ — ЭТО СИЛА НА
ЕДИНИЦУ ДЛИНЫ, НЕОБХОДИМАЯ ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ
НОВОЙ ПОВЕРХНОСТИ, ВЫРАЖАЕМАЯ В Н/м И
ЧИСЛЕННО РАВНАЯ ВЕЛИЧИНЕ ПОВЕРХНОСТНОЙ
ЭНЕРГИИ В Дж/м2
Граница
раздела
СВОБОДНАЯ ПОВЕРХНОСТНАЯ
ЭНЕРГИЯ - РАБОТА, НЕОБХОДИМАЯ
ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ ЕДИНИЦЫ
ПЛОЩАДИ НОВОЙ ПОВЕРХНОСТИ
Силы межфазного
натяжения при Т=°20C
Н/м
дин/см
Вода воздух
0.0726
72.6
Вода нефть
~ 0.0350
~ 35
Ртуть Воздух
0.3680
368

20. Смачиваемость

Смачиваемость - это способность одного флюида
распространяться по поверхности твердого тела в присутствии
другого флюида. Флюиды несмешивающиеся
Смачиваемость характеризует взаимодействие между флюидами и
твердым телом
Контактный угол θ.
Уравнение Юнга
тн тв внсos вн

21. Смачиваемость

Флюид В
(газ)
Флюид А
(вода)
Твердое тело
Флюид В
(жидкость)
Флюид А
Твердое тело
Флюид В
(газ)
Смачивается водой
Поверхность гидрофильная
(900> >00)
Флюид А
(ртуть)
Смачивается обеими жидкостями
(псевдосмачивание)
( =900)
Не смачивается водой
Поверхность гидрофобная
( >900)
Твердое тело
Полное смачивание
( =00)

22. Для чего нужна информация о капиллярном давление?

Pc
Переходная зона
Определение начальной насыщенности пласта
Расчет объемов подвижной нефти при использовании воды в качестве
вытесняющего агента
Входные данные для программ по гидродинамическому
моделированию разработки месторождений
Связанная вода
Водонефтяной
контакт
ВНК
0%
Sw
100%
Уровень свободной воды

23. Метод центрифугирования

1 – металлическая чаша;
2 – кольцо из губчатой резины;
3 – стальное кольцо;
4 – вал;
5 –шариковый подшипник;
6 – универсальный шарнир;
7 – кожух ротора;
8 – кернодержатель;
9 – пробирка;
10 – стробоскопическая лампа;
11 – контактор;
12 – окошко;
13 – генератор постоянного тока;
14 – электродвигатель переменного тока
Нет
однозначной
связи
давления,
необходимого
для
моделирования
остаточной
водонасыщенности,
с
фильтрационно-емкостными
свойствами
образца и техническими параметрами
центрифуги. Поэтому существует несколько
формул, определяющих эту связь

24. Метод полупроницаемой мембраны

1 – образцы кернов;
2 – пористая перегородка;
3 – стойки из люцита;
4 – сжатый воздух;
5 – редуктор;
6 – ртутный манометр.

25.

Дренирование
Дренирование
Насыщенность несмачивающей фазы
возрастает
Пропитка
Насыщенность
возрастает
смачивающей фазы
Pd
Pк
K
J Pc
cos
Пропитка
Swi
0
Sor
0.5
1.0
Sw
• Безразмерное капиллярное давление - Функция Леверетта
• Предположение – одинаковая кривизна в любой точке
порового пространства
Modified from NExT, 1999, after …

26. Специальные лабораторные исследования

Проводятся в условиях, моделирующих пластовые
Современные требования к проектным документам разработки
нефтегазовых месторождений, предусматривают развитие и внедрение процессов
геологического, гидродинамического моделирования на всех стадиях
нефтедобычи.
Повышаются требования к качеству проектной документации, обоснованности
исходных данных для построения фильтрационных моделей.
Одни из первых в этом списке - коэффициент вытеснения (Квыт) и остаточная
нефтенасыщенность (Кон).
Основным методом определения величины коэффициента вытеснения
(остаточной нефтенасыщенности) является метод лабораторного моделирования
процесса заводнения на образцах керна с соблюдением пластовых условий в
соответствии с отраслевым стандартом ОСТ-39-195-86
Вытеснение нефти водой на керне –позволяет оценить извлекаемые объемы
нефти и если рассматривать более полно, то и процессы, протекающие при
извлечении нефти в пласте, такие как:
скорости вытеснения,
градиенты давления при вытеснении,
фазовые проницаемости.
Кроме того, к специальным исследованиям относят:
моделирование методов воздействия на призабойную зону пласта и методов
увеличения нефтеотдачи пластов в лабораторных условиях,
определение упругих и прочностных свойств горных пород

27.

Проведение экспериментов по вытеснению нефти водой
Эксперименты по определению коэффициента вытеснения нефти водой, определению относительных
фазовых проницаемостей (т.е. экспериментов по оценке фильтрационных свойств породы) должны
проводиться при пластовых температурах, а последовательность подготовки эксперимента должна
предусматривать создание остаточной водонасыщенности, затем насыщение образца керосином, который в
свою очередь заменяется моделью нефти.
Наиболее правильным является вариант, когда остаточная водонасыщенность (sост ) создается с помощью
капилляриметра или ультрацентрифуги. В этом случае достигаются значения sост , соответствующие зоне
предельного нефтенасыщения.
После прокачки 3-4 поровых объемов нефти образец необходимо выдержать не менее суток при
температуре на 200 выше пластовой. Выдержка образцов при повышенной температуре обеспечивает
растворение возможно выпавшей твердой фазы (парафины, асфальтены) при фильтрации модели нефти через
пористую среду.
По ОСТу - Линейная скорость закачки воды должна
быть 1м/сут, что в среднем соответствует скорости
Печь
перемещения границы раздела вода – нефть
большинства разрабатываемых месторождений
Зап.Сибири.
выходящей жидкости. Затем объемную скорость
ВОДА
проводится непрерывно до полного обводнения
Кернодержатель
НЕФТЬ
По ОСТам и СТП фильтрация вытесняющей жидкости
увеличивают в 10 раз и прокачивают еще от двух
Дифференциальный
манометр
до десяти поровых объемов воды.
Насосы
Сепаратор

28.

Коэффициент остаточной нефтенасыщенности
определяется ретортным способом или в аппаратах Закса и контролируется методом материального
баланса, который базируется на точных замерах объемов, закачиваемых насосами, и высокоточных замерах
ультразвуковыми сепараторами, измеряющими объемы вышедших жидкостей.
CFS-830
Квыт 1
1 Sкон
1 Sост
FFES-655

29. Прямые методы измерения водонасыщенности

Ретортный способ
Нагревательный
элемент
Аппарат Закса
Образец
керна
Холодильник
500-600 С
Подача
воды
Отвод воды
Градуиров
анная
трубка
Холодильник
Градуированный
цилиндр
Стеклянный
стаканчик с
образцом
керна
Растворитель
Электронагреватель
«+»
– Быстрота измерения
– Прямые измерения как водо- так и
нефтенасыщенности
– Приемлемая точность
«-»
Высокие температуры
• Образец не пригоден к другим исследованиям
• Вода кристаллизованная в глинах может
испаряться. Необходимы методы учета
кристаллизованной воды
• Коксование нефти
«+»
– Точное измерение
водонасыщенности
– Образец остается целым
«-»
– Медленный (до нескольких дней)
– Объем нефти определяется косвенно

30. Многофазное течение в пластах

В общем пласты содержат 2 или 3 флюида
Для расчетов многофазных систем введено понятие фазовой (эффективной) и
относительной проницаемости
Абсолютная проницаемость пористой среды для однородной фазы, полностью насыщающей
поровое пространство, является характеристикой самой породы. При этом следует сделать
допущение – жидкость не взаимодействует с пористой средой.
При двух- или трехфазном течении проницаемость можно использовать относительно каждой
фазы в отдельности. При этом проницаемость для каждой фазы зависит от ее насыщенности.
Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или
жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы..
Относительная проницаемость определяется отношением фазовой проницаемости к абсолютной
проницаемости по какой либо из жидкостей или по газу.
kотносительная
kфазовая
kабсолютная
ki*
ki
, ki* ki* ( si )
kпр
i = н, в, г
Понятие относительных фазовых проницаемостей (ОФП) было введено Виковым и Ботсетом
(Wickoff R.D., Botset H.C., 1936). Они показали, что закон Дарси справедлив для каждой фазы,
если в уравнении использовать значения фазовых проницаемостей.
k Pн
Qн н
F
н L
k Pв
Qв в
F
в L
k Pг
Qг г
F
г L
Qi – объемный расход фазы, F – площадь поперечного сечения, Pi – перепад давление в фазе i,
i – вязкость флюида фазы i, L – длина пористой среды

31. Типичный вид кривых относительной проницаемости в двухфазной системе вода-нефть

Kмах н*
0.80
Область
двухфазного
течения
0.60
Kмах в*
0.40
Н+В
0.20
0
Остаточная нефтенасыщенность
sон=1-sкон=1-0,8=0,2
Относительная проницаемость
1.00
0
0.20
остаточная вода
Кjв = 0.2
Нефть
0.40
В+Н
0.60
0.80
1.00
Водонасыщенность
Вода + нефть
обусловлен природой
поверхностных и межфазных
явлений
Вода
Нефть
Вода
Qн
Qв
kпр kн ( s ) Pн
н L
kпр kв ( s ) Pв
в L
F
F
относительная фазовая
проницаемость зависит от
насыщенности – чем больше
насыщенность данным флюидом,
тем больше относительная
фазовая проницаемость

32.

Фазовые проницаемости зависят от геометрии порового пространства,
характеристики смачиваемости поверхности пор и физико–химических свойств
флюидов. Также на значения фазовых проницаемостей влияет скорость
фильтрации и направление изменения насыщенности.
Для гидрофобных сред характерно смещение кривых ОФП влево, точка
пересечения соответствует водонасыщенности менее 50 % и высокое значение
проницаемости для воды в конечной точке. У гидрофильных пород кривые
смещены вправо, точка пересечения выше 50 % водонасыщенности и низкое
значение Квно. Тип жидкости влияет на форму кривых и величину Кно, и при росте
скорости фильтрации фазовые проницаемости возрастают.
Диаграммы ОФП для
гидрофобного известняка (1) и
гидрофильного песчаника (2)
Диаграммы ОФП для одного и
того же образца для систем
нефть-вода и керосин-вода
Диаграммы ОФП для одного и
того же образца при разных
скоростях фильтрации

33.

Компоновка составного образца
Составные образцы используются для повышения точности замеров, за счет увеличения измеряемых
объемов жидкостей и уменьшения влияния концевых эффектов.
Концевые эффекты (КЭ) обусловлены переходом фильтрации из свободного пространства в подводящих
трубках (в них нет разного капиллярного давления ) к пористой среде , где имеется разность капиллярных
давлений в нефтяной и водной фазах.
Проявляются КЭ в повышенной насыщенности
смачивающей фазой на выходной части образца (такой
же эффект отмечается в призабойной зоне добывающих
скважин) и пониженных величинах насыщенности
смачивающей фазой на входе.
Это означает, что разным участкам образца
соответствуют разные значения ФП для нефти и воды,
т.к. они прямо зависят от насыщенности.
Концевые эффекты существуют всегда при двух- и
трехфазном течении, и зона его распространения
зависит от скорости течения (суммарного расхода)
жидкостей. Чем выше скорость, тем зона КЭ меньше.
Распределение водонасыщенности
по длине образца

34.

Компоновка составного образца
Для уменьшения влияния концевого эффекта на замеры ФП можно использовать следующим приемы:
• увеличение скорости фильтрации (не должна превышать 2 м/сут);
• увеличение длины образца, в этом случае зона проявления КЭ становится незначительной по сравнению с
общей длиной образца;
Поскольку длина высверливаемых параллельно напластованию образцов ограничена диаметром керна (100
мм), то была предложена схема проведения экспериментов на составных образцах, что позволяет увеличить
общую длину образца. Единичные образцы для составного образца подбираются таким образом, чтобы
средняя проницаемость сборки соответствовала средней проницаемости пласта:
Схема компоновки составного образца
kпр
L
n
Li
i 1 kпр i
Ввод
жидкостей
1
2
3
4
5
Выход
kпр1 kпр 2 kпр3 kпр 4 kпр5
В манжету образцы монтируются по убывающей проницаемости, т.е. входной цилиндр имеет самую
большую проницаемость, а выходной – самую низкую. При компоновке составного образца проницаемость
отдельных цилиндров не должна отличаться от средней проницаемости сборки более чем на 50%.
Торцы цилиндров должны быть строго параллельны, в противном случае каждый цилиндр притирается
вручную с каждым соседним цилиндром. Между каждым единичным образцом прокладывается слой
фильтровальной бумаги для обеспечения капиллярного контакта.
На входе и выходе кроме фильтровальной бумаги обязательно устанавливаются
«звездочки» (шайбы с фигурными канавками или сетки из нержавеющей стали) для
обеспечения равномерного распределения жидкостей на входном и выходном торцах.
• замер перепада давления и насыщенности на серединной части образца.

35.

Подготовка моделей рабочих жидкостей
Модель нефти
Предпочтительнее в экспериментах по определению коэффициента вытеснения (Квыт ) и ОФП в качестве
модели нефти использовать комбинированную пробу нефти, особенно при высоких значениях газового
фактора. Однако при использовании комбинированной пробы увеличивается время проведения эксперимента
и требуются специальные контейнеры высокого давления. Поэтому в качестве модели чаще используют
изовискозные модели дегазированной нефти.
Изовискозная модель приготовляется из дегазированной нефти изучаемого пласта понижением вязкости до
пластовых значений за счет добавления растворителя.
В качестве растворителя используются: керосин, индивидуальные жидкие углеводороды С8 – С12,
петролейный эфир. Количество растворителя не должно превышать 30% от объема модели. Поэтому, если 30%
керосина не снижают вязкость до нужной величины, выбирается другой растворитель. При этом существует
опасность выпадения твердой фазы из нефти при использовании сильных растворителей. Керосин перед
использованием должен обязательно очищаться аналогично как и при определении пористости.
В любом случае при разведении нефти необходимо профильтровать модель нефти через фильтровальную
бумагу для удаления твердой фазы и только после этого измерять вязкость модели нефти.
Особое внимание необходимо уделять условиям отбора, транспортировки и хранения дегазированной
нефти. Ее нельзя охлаждать ниже 15 0С, недопускается попадание солнечных лучей и контакт с кислородом
воздуха.
Модель воды
Желательно делать шестикомпонентную модель воды, но чаще используются растворы NaCl с
минерализацией равной пластовой. Такой подход допускается, если изучаемая система (породаколлектор+нефть+ вода) хорошо известна. Если же исследуется совершенно новый объект – нужно делать
шестикомпонентную модель воды.
Модель газа
При определении ОФП для нефти и газа, Квыт нефти газом необходимо использовать углеводородный газ
индивидуального состава. При определении ОФП методом стационарной фильтрации допускается
использовать метан и даже азот. Но в любом случае нефть должна быть предварительно моделью газа для
исключения массообмена при совместном течении.

36.

Особенности проведения экспериментов по определению ОФП
При определении насыщенности рентгеновским методом требуется сканирование сухого и полностью
водонасыщенного образца. В этом случае остаточная водонасыщенность создается методом вытеснения.
Вытесняя воду из образца моделью нефти, достичь значений кво , соответствующих пластовым, невозможно.
В этом случае остаточная водонасыщенность всегда на 10 - 15% выше значений остаточной водонасыщенности,
характерной для зоны предельного нефтенасыщения и рассчитывать квыт по лабораторным значениям кво
некорректно.
Для приближения к нужным значениям кво необходимо на заключительной стадии вытеснения воды из
составного образца кратно увеличивать скорость вытеснения (расход), или проводить вытеснение высоковязким
маслом с последующим переходом на модель нефти.
После насыщения образца нефтью, которое фиксируется по стабилизации перепада давления измеряется
фазовая проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности, необходимо поднять температуру
кернодержателя на 20 0С выше пластовой (рабочей) температуры и выдержать его в таких условиях не менее 24
часов. Это необходимо для восстановления естественной характеристики смачиваемости и полного растворения
твердой фазы в нефти.
Непосредственно эксперимент по определению ОФП заключается в совместной фильтрации нефти и воды при
различных соотношениях в потоке и постоянном суммарном расходе.
Режим №1 – фильтрация нефти (100% в потоке) при кво.
Именно к величине проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности следует относить значения
фазовых проницаемостей при расчете ОФП.
На следующих режимах доля воды в потоке ступенчато увеличивается и на последнем режиме фильтруется
только вода (последний режим 100% воды в потоке).
Рекомендуемые соотношения нефти и воды в потоке:
100:0 90:10 75:25 50:50 25:75 10:90 0:100
Таким образом, получаем на диаграмме по 7 точек для воды и нефти.
Количество режимов и соотношения нефти и воды в потоке могут варьироваться, но их должно быть не менее 5.
Cуммарный расход (Q) нефти и воды на всех режимах должен оставаться постоянным.

37.

Определение ОФП
На каждом режиме фильтрация производится до достижения установившегося (стационарного) течения,
которое фиксируется по стабилизации замеров насыщенности и перепада давления.
Для достижения стационарного состояния обычно требуется прокачать 2-3 Vпор, при этом для сокращения
времени эксперимента допускается первый объем пор с новым соотношением фаз в потоке прокачивать при
повышенной скорости.
Фиксация стационарного состояния имеет важное значение, поскольку искусственно затягиваются
эксперименты, что приводит к снижению производительности лабораторного оборудования.
Измерение перепада давления имеет важное значение, поскольку точность замера ΔР впрямую связана с
точностью расчета проницаемости по закону Дарси.
Наиболее правильно измерение перепада давления проводить на серединной части составного образца, для
исключения влияния концевого эффекта.
Используемые в некоторых установках гидравлические схемы устроены так, что перепад давления
измеряется в точках, вынесенных за кернодержатель.
,
В этом случае могут быть значительные искажения результатов:
• за счет концевых эффектов формируются зоны измененной
насыщенности, градиент давления в которых отличается от
основной части образца.
• во время эксперимента происходит загрязнение входного торца,
что приводит к увеличению общего перепада давления не
связанному с изменением режима фильтрации.
• при замерах ΔР в трубках за пределами кернодержателя
неизвестно какая фаза находится в трубках, а следовательно
могут быть ошибки на величину капиллярного давления.

38.

Определение насыщенности
Существуют прямые и косвенные методы определения насыщенности.
Прямые методы – ретортный и аппарат Закса.
Прямые методы можно использовать только в конце эксперимента по фильтрации.
Для определения текущих значений насыщенности используются косвенные методы, при которых измеряется
величина, функционально связанная с количеством жидкости или газа в поровом пространстве. Для всех
косвенных методов необходима калибровка с целью установления функциональной связи между измеряемым
параметром и насыщенностью.
Из всего разнообразия в современных установках по определению ОФП используются рентгеновский метод,
метод материального баланса и электрометрический.
Электрометрический метод (по электрическому сопротивлению) - измеряется параметр насыщения Pн f ( sв )
Недостаток: в системе нефть-вода по мере проведения эксперимента происходит неконтролируемое изменение
(загрязнение) контакта электрода с породой, значение переходного сопротивления растет и становится
сопоставимым с величиной сопротивления образца между электродами. И даже использование переменного
тока (1кГц) не позволяет исключить влияние этого эффекта.
Применение метода материального баланса базируется на точных замерах объемов, закачиваемых насосами, и
высокоточных замерах ультразвуковыми сепараторами, измеряющими объемы вышедших жидкостей.
Сложности (и соответственно неточности измерений) связаны с необходимостью приводить объемы к одной
температуре (если температура насосов, кернодержателя и сепаратора разные). Также для повышения точности
требуется минимизация «мертвых» объемов подводящих и отводящих трубок.
Рентгеновский метод определения насыщенности основан на явлении ослабления рентгеновского излучения
Основной недостаток – необходимость добавления «меток» в водную или нефтяную фазу, которые изменяют
свойства фаз иногда существенно, в частности минерализацию водной фазы.
Поэтому задачей для экспериментаторов является правильное определение помечаемой фазы и необходимой
концентрации «метки».
Значения водонасыщенности (остаточной нефтенасыщенности), полученные прямым методом в аппаратах
Закса, является определяющим для контроля величин насыщенности, измеренных косвенным методом во
время эксперимента.

39.

1
0,9
Krн
Krн, Krв (доли ед.)
0,8
Krв
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
остаточная
остаточная вода
sост = 0.375
0,2
нефтенасыщенность
sон = 1 - 0.737 = 0.263
0,1
0
0
0,2
0,375
0,4
0,6
0,737 0,8
1
Sв - водонасыщенность (доли ед.)
Проницаемость нефтяного пласта для нефти в зонах предельного насыщения, где остаточная вода перестает
быть непрерывной фазой и не может фильтроваться, равна проницаемости этого же пласта при 100%
насыщении водой, минерализация которой аналогична пластовой.
Поэтому для получения ОФП все полученные экспериментальные значения нужно относить к проницаемости
для нефти при остаточной водонасыщенности.
Если остаточная вода создана предварительно на полупроницаемой мембране или с помощью
ультрацентрифуги, то по этому значению sост и значению остаточной нефтенасыщенности, полученному
после опыта ретортным методом или по Заксу.
Если остаточная вода создавалась в составном образце методом вытеснения, то это значение sост для
расчета использовать некорректно.
В этом случае в формулу расчета Квыт нужно подставлять значение sост , полученное на образцах, из
которых скомпонован составной образец, или на образцах, проницаемость которых соответствует средней
проницаемости составного образца.

40. β = m βП + βT

Cжимаемость
1
V
V
Pэф
1
П
VП
β = mβ
П
VП
Pэф
+ β
1
Т
VТ
VТ
Pэф
T
• где β, βП , βT - коэффициенты сжимаемости породы, пор и
твердой фазы.
m – открытая пористость коллектора
Рэф – разница между горным и поровым давлениями.

41.

методы определения коэффициента
сжимаемости
Динамический(косвенный),
по которому определяется
скорости прохождения упругих
волн через образец горной
породы, а коэффициент
сжимаемости рассчитывается
по известному соотношению
Статический(прямой),
по которому непосредственно
определяется объем
вытесненной из образца
жидкости при изменении
эффективного давления

42.

1
д
обр V p2 4 / 3 Vs2
эм п.
10 4
4,6 H 2 (3.8 H ) m 2.2 m 2 lg k пр
изм. m ст д
m – пористость, доли ед.
Кпр – проницаемость, мД
Н – глубина залегания, м
βст – коэффициент статической сжимаемости
(коэффициент сжимаемости пор), 1/ГПа
• βд - коэффициент динамической сжимаемости
(коэффициент сжимаемости скелета), 1/ГПа

43.

Распределение сжимаемостей, полученные
разными способами по глубине залегания
Коэффициент сжимаемости, 1/ГПа
0,000
2502,00
2502,50
0,050
β
0,100
0,150
0,200
породы эмпир.
2503,00
Глубина, м
2503,50
2504,50
β породы изм.
2506,00
2507,00
β статическая
0,350
0,400
Коэффициент динамической
сжимаемости, βдинам.
Коэффициент статической
сжимаемости, βст
2505,00
2506,50
0,300
Коэффициент сжимаемости
породы по эмпирической
формуле, βэмп.
2504,00
2505,50
0,250
β динамическая
Коэффициент сжимаемости
породы измеренная, βизм.

44. Методики проведения экспериментов

Динамический (косвенный)
AutoLab1500
l
Vp
t p t po
l
V
t s t so
l - длина образца; tp , ts - время прохождения
импульсов,
мкс; tpo , tso - аппаратурная задержка,
s
мкс.
Зная скорости распространения
продольной и поперечной волн можно
вычислить динамический модуль Юнга и
динамический коэффициент Пуассона
• модуль Юнга
E 2 Vs2 (1 )
2
• модуль сдвига G Vs
• коэффициент Пуассона
Vp2 2 Vs2
2 (Vp2 Vs2 )
• коэффициент объемного сжатия
1
K 44
д

45.

Статический метод
С помощью датчиков системы и
экстензометра регистрируются
нагрузка на образец, изменение
диаметра, изменение расстояния
между ножами для продольной
деформации.
Из полученных данных
рассчитываются статический модуль
Юнга и статический коэффициент
Пуассона:
E
Упругая
деформация
,вызванная
напряжением
попер.
прод.
Напряжение,
Напряжение,
вызываемое в образце
вызываемое в образце
действующей силой
действующей силой
45

46.

46

47.

Сравнительный анализ упругих свойств образцов баженовской
свиты определенных
Динамическим и статическим (одноосное нагружение) методами
Модуль Юнга
Значения коэффициента Пуассона,
определенные динамическим методом
среднем значении 0,19 меньше в 1,5 – 2
раза чем коэффициента Пуассона,
определенные статическим методом
среднем значении 0,31.
y = 4,0404x
70
2
R = 0,1062
60
50
40
Коэффициент Пуассона
30
0,3
y = 0,6053x
R2 = 0,6058
20
0,25
10
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Е (статический), ГПа.
Значения модуля Юнга,
определенные динамическим
методом в 3-8 раз больше, чем
значения того же модуля,
определяемого статическим методом.
16
V (динамический)
Е (динамический), ГПа.
80
18
0,2
20
0,15
0,1
0,05
0
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
V (статический)
47