3.8.9. Визначення проникності гірських порід
Під проникністю гірських порід розуміють їх здатність пропускати крізь себе рідину або газ за певного перепаду тиску. Визначення проникності порід має виключно важливе значення у нафтовій справі, оскільки цей параметр входить у формули багатьох гідродинамічних розрахунків руху рідини у пористому середовищі, а також за ним можна побічно дійти висновку щодо нафтогазовіддачі пласта. Існує багато способів, за допомогою яких визначають проникність порід.
Слід зауважити, що у нафтогазопромисловій геології застосовують одиницю проникності квадратний метр (м2, частіше мкм2), згідно з метрологічною системою СІ.
У лабораторних умовах визначають абсолютну і ефективну проникність. Відносну проникність обчислюють як відношення ефективної проникності пористого середовища до абсолютної проникності і виражають у відсотках.
Під абсолютною проникністю пористого середовища розуміють проникність цього середовища для гомогенного флюїду за відсутності фізико-хімічної дії його на пористе середовище. Якщо проникність зразків визначають способом пропускання газу, то отримана величина проникності дорівнює їх абсолютній проникності.
Ефективною фазовою проникністю пористого середовища називають його проникність для одного будь-якого флюїду за наявності в середовищі інших флюїдів.
Для масового промислового визначення газоводопроникності кернів користуються уніфікованою апаратурою ПК-2 і ВК-2. За принципом дії вони відрізняються один від одного лише тим, що одні з них розраховані на роботу з високим, а інші — з низьким тиском.
В одних апаратах визначають проникність порід для газу, в інших — для рідини або для газу і рідини разом.
Коротко зупинимося на принципі роботи цих апаратів.
Апарат ПК-2 для визначення газопроникності керна. Робочий тиск перед керном — до 0,5 МПа при зразковому манометрі і 800 мм ртутного або водяного стовпа — при рідинному манометрі. Межі вимірювання проникності — від 0,1 до 5000 мкм2. Загальний вигляд апарату показано на рис. 3.38.
Повітря або вуглеводневий газ надходить через повітряний фільтр / та регулятор тиску 2 і висушується в хлоркальцієвій трубці 3.
Тиск перед керном, залежно від його величини, визначають за допомогою зразкового манометра 4 зі шкалою до 5 Па або ж рідинного манометра 5 з ртутним заповненням і шкалою з поділками до 800 мм. Для контролю температури газу, що необхідно для визначення його в'язкості, в хлоркальцієвій трубці передбачена кишеня з термометром. Керн поміщають у гвинтовому затискачі 6. Витрати газу визначають ареометром 7. Перепад тиску на керні встановлюють як різницю між тиском, заміряним перед керном, і висотою стовпа рідини в ареометрі. Витрату газу регулюють редукційним регулятором тиску 2 і вентилем хлоркальцієвої трубки З,
Рис. 3.38. Схема приладу для визначення газопроникності (ПК-2).
Пояснення у тексті
Підготовка зразка породи для визначення газопроникності зводитьсядо такого.
Проекстрагованому і заздалегідь висушеному при 101 — 105 °С зразку за допомогою обережного обточування його ножем, ножовкою або (у разі слабозцементованих зразків) просто рукою надають циліндричної форми. Зразок вирізають з віссю, паралельною нашаруванню порід.
Якщо порода сильнозцементована, зразок можна обточити на наждачному крузі з електроприводом. Щоб уникнути утворення тріщин у зразку під час обточування, слід дотримуватися обережності. Після закінчення обробки торці циліндра обмітають волосяною або металевою щіткою. Як стандартні розміри для зразків рекомендуються діаметри 30, 25 та 20 мм і довжина 30 мм.
Перед установкою у прилад зразок обмірюють штангенциркулем.
Підготовлені тверді зразки закладають у кернотримач гвинтового затискача за допомогою гумового кільця, а слабозцементовані зразки — за допомогою спеціальних металевих втулок, в які їх вставляють на глетоглі-цериновій замазці або на сплаві Вуда.
Кернотримач встановлюють у підставку і затискають ходовим гвинтом шляхом обертання маховика.
Перед початком випробування слід визначити відсутність можливих витоків газу (повітря) у системі. Для цього у ній створюють тиск або вакуум при закритих кранах на вході і виході зразка. За відсутності витоків тиск на манометрі має залишатися незмінним.
Проникність визначають вимірюванням щосекундного витрачання газу (повітря) через поперечний перетин керна за трьох різних перепадів тиску (різниця тиску до і після керна).
Рис. 3.39. Загальний вигляд приладу ВК-2 для визначення водопроникності керна.
Пояснення у тексті
Уразі роботи з ареометром щосекундне витрачання газу (повітря) визначають за перепадом тиску ареометра, згідно з градуювальною таблицею для певного капіляра. В отримані значення потім вносять поправку залежно від барометричного тиску і температури.
Якщо відомі щосекундне витрачання газу (повітря), перепад тиску, діаметр і довжина зразка, а також в'язкість за температури досліджень, коефіцієнт газопроникності Кт обчислюють за вищенаведеною формулою.
Газопроникність визначають лише тоді, коли рух газу (повітря) у зразку відбувається за законом лінійної фільтрації.
Ламінарність режиму в процесі визначення проникності контролюється побудовою графіка залежності витрачання газу (повітря) як функції від перепаду тиску <2 = /(Ар), яку зображують у вигляді прямої, що проходить через початок координат.
Точки, що не лежать близько до прямої, до підрахунку коефіцієнта проникності не включають.
Апарат ВК-2 для визначення водопроникності. Апарат складається з таких вузлів: напірної посудини 7, шафи 2 із затискачем і маніфольдом із зразковими манометрами З та ртутного манометра 4 (рис. 3.39).
Напірна посудина розрахована на тиск до 1,6 МПа. Установка герметична при залишковому тиску до 0,5—1,0 мм рт. ст. Апарат розрахований на підігрів рідини в напірній посудині до температури 100—120 °С.
Витрату води, перекачуваної через керн, вимірюють у циліндрі об'ємом 100 мл з ціною поділки 1 мл.
Апарат допускає визначення коефіцієнта проникності в межах 0,5— 3000 мкм2.
Для визначення водопроникності порід на апараті ВК-2 напірну посудину приблизно на 3/4 об'єму заповнюють водою і через кутовий вентиль з'єднують з вакуумним насосом.
Вентиль, що перекриває вихід води в маніфольд, закривають. Потім пускають вакуум-насос і витісняють воду протягом 2—3 год. Після цього вакуум-насос відключають, сполучають напірну посудину з атмосферою, а патрубок, що веде до маніфольду, заповнюють водою.
Потім кернотримач з досліджуваним керном укріплюють у затискачу, вакуум-насос приєднують до скляного крана затискача і вакуумують установку маніфольда із затискачем. При цьому вентиль, що перекриває рідинний манометр, має бути закритий.
Після закінчення цієї операції слід закрити скляний кран і переконатися в тому, що апарат герметичний. Потім поволі відкривають вентиль впускання маніфольда. При цьому вода почне надходити до затискача. Після того як бульбашок повітря в коліні У-подібного манометра помічено не буде, напірну посудину з'єднують з джерелом стислого повітря і, відкривши кран затискача, розпочинають дослідження.
Водопроникність Кв визначають вимірюванням витрати води через поперечний переріз керна і різниці тиску по обидва його боки. Розрахунок ведуть за формулою фільтрації згідно з лінійним законом:
3.8.10. Визначення коефіцієнтів водо- і нафтонасиченості
Коефіцієнтом водонасиченості породи називають відношення об'єму води, що міститься в ній, до сумарного об'єму пор.
Водонасиченість зразків порід у лабораторних умовах визначають на апараті Діна і Старка, який складається з металевої колби місткістю 500 см3,
Рис. 3.40. Схема установки Діна і Старка:
/ — скляна колба; 2 — скляна пастка; З — скляний холодильник
скляного приймача, відкаліброваного на 10 см3, і зворотного скляного холодильника з гладенькою внутрішньою поверхнею (рис. 3.40). Колбу підігрівають на електричній печі закритого типу.
Методика роботи зводиться до такого: з середини керна відбирають 50—100 г заздалегідь очищеного пензликом зразка і завантажують у металеву колбу. Після цього в неї наливають 200 см3 заздалегідь висушеного хлористим кальцієм толуолу або бензину прямої перегонки з температурою кипіння 80—120 °С.
Досвід показує, що ліпшим розчинником є толуол, його температура кипіння близько 110 °С.
Закінчивши заповнення колби, збирають апарат, при цьому встановлюють його строго вертикально. Всі частини апарата з'єднують між собою за допомогою корків і для
герметичності заливають колодієм.
Складання апарата закінчують тим, що нижнє відведення холодильника з'єднують з джерелом живлення водою, а верхнє — з каналізаційною раковиною.
Процес дистиляції вважають закінченим, коли збільшення об'єму води в приймачі припиняється і шар розчинника, що знаходиться над рівнем, стає абсолютно прозорим. Якщо в трубці холодильника наприкінці операції затримуються краплі води, то їх скляною паличкою зіштовхують у приймач і лише після цього проводять остаточний відлік об'єму води.
Коефіцієнт водонасиченості а зразка визначають за формулою
Для теплоізоляції і запобігання передчасній конденсації пари розчинника на шляху проходження їх до екстрактора першу з цих трубок обмотують азбестовим шнуром. Колби апарата рекомендується підігрівати в електричній печі закритого типу.
Для визначення нафтонасиченості шматочок керна, очищений пензликом, після зважування в патроні з фільтрувального паперу відомої маси занурюють у частину 2 апарата Сокслета. Патрон виготовляють з вологого паперу, який нагвинчують на циліндричну дерев'яну болванку, що має діаметр, дещо менший за діаметр екстрактора. Папір на кінці болванки акуратно загинають для отримання дна патрона, який потім висушують у термостаті при 102—105 °С до сталої маси і охолоджують в ексикаторі.
Завантаживши зразок в апарат, у колбу наливають розчинник, наприклад чотирихлористий вуглець або бензин. Потім апарат збирають і включають до роботи. Процес екстракції вважається закінченим, коли розчинник, що зливається з екстрактора в колбу, стає абсолютно прозорим і не зафарбовує фільтрувальний папір. Після цього зразок з патроном поміщають у сушильну шафу, де висушують його до сталої маси за температури 102-105 °С.
Слід зазначити, що перед кожним зважуванням зразок охолоджують в
ексикаторі.
Часто в процесі екстрагування слабозцементованих порід з великим вмістом частинок діаметром 0,005 мм і менше останні проходять через фільтрувальний папір і осідають на дні колби. Щоб уникнути помилок, вміст колби фільтрують через фільтр з "синьою смужкою", потім його промивають гарячим розчинником (наприклад бензином) і, нарешті, разом з патроном висушують за температури 102—105 °С до сталої маси.
Перші три частини апарата мають бути так пришліфовані між собою, щоб не відбувалося виділення пари розчинника.
Для роботи апарата гільзу поміщають у горловину колби. У верхній частині гільзи є два отвори, в яких укріплюють дротяну дужку для зручності витягання гільзи з колби. На нижній частині приймача об'ємом 3,5 см3 нанесені поділки ціною 0,02 см3. Колбу з розчинником підігрівають в електричній печі закритого типу.
Узявши із середини зразка шматок породи масою 50 г і видаливши з нього верхній шар завтовшки 0,5—1,5 см, після очищення пензликом зважують у гільзі на терезах з точністю 0,01 г. Перед зважуванням гільзу висушують у термостаті за температури 102—105 °С до сталої маси. Потім колбу заповнюють до половини толуолом і встановлюють в ній гільзу із зразком, після чого нижнє бічне відведення холодильника за допомогою каучукової трубки з'єднують з джерелом живлення водою, а верхнє — з нижнім відведенням холодильника іншого апарата і т.д.
Верхнє відведення холодильника з'єднують зі стоком. Закінчивши складання апаратів, розпочинають процес одночасної дистиляції води і екст-
рагування нафти із зразка. Увесь час зразок має рис. 3.42. Апарат Закса бути занурений у розчинник і з підвищенням тем- ЛП-4 для одночасного ви- ператури не переливатися через край гільзи. значення вмісту нафти і
Процес перегонки води із зразка вважають закін- води
ченим тоді, коли не спостерігається збільшення об'єму води в приймачі і шар розчинника, що знаходиться над рівнем води, стає абсолютно прозорим.
За наявності в трубці холодильника крапельок води їх зіштовхують скляною паличкою у приймач, в якому потім і визначають об'єм води. Екстрагування зразка вважають закінченим, якщо після зливання з гільзи в колбу розчинник виявиться прозорим або якщо після випаровування на лабораторному склі не залишиться жирного сліду.
У деяких випадках для більшої точності після екстрагування толуолом останній з колби виливають і проводять додаткове екстрагування чотири-хлористим вуглецем.
- 0.0. Орлов, m.I. Свдощук, в.Г. Омельченко о.М. Трубенко, m.I. Чорний нафто-газопромислова
- Підручник
- 1Стор1я формування нафтогазопромислово1 геолог! I
- 1.1. Проблеми, повязан1
- 3 Нафтогазопромисловою геолопсю
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловот геолопк
- 1.2. Св1товий видобуток нафти I газу
- 1.3. 1Стор1я геолопчних досл1дженб
- 12 Нафтогазопромислова геолопя
- 1.4. Динамка видобутку нафти I газу в украун1
- 1.5. Нафтогазоносн1стб територ1у укра1ни
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловок геолопт
- 2.1. Категорії свердловин
- 2.2. Геолого-технічний наряд на буріння свердловини
- 2.3. Вибір інтервалу відбору керна
- 2.4. Конструкція свердловини
- 2.5. Планування буріння свердловин
- 2.5.1. Перспективне планування
- 3.1. Відбір і вивчення керна
- 3.1.1. Бокові ґрунтоноси
- 3.1.2. Збереження керна
- 3.1.3. Опис керна, побудова кернограми
- 3.2. Відбір і вивчення шламу
- 3.2.1. Особливості відбору, методика опису і збереження шламу
- 3.2.3. Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі
- 3.2.4. Визначення тектонічних порушень насувного типу
- 3.2.5. Визначення наближення свердловини до пластів з високими тисками за шламом і керном
- 3.3. Інші геологічні спостереження
- 3.3.1. Відбір проб нафти, газу та води
- 3.3.3. Замір кутів відхилення свердловини від вертикалі кидальним приладом
- 3.4. Спостереження у свердловинах спеціального призначення
- 3.4.1. П'єзометричні свердловини
- 3.4.2. Контрольні свердловини
- 3.4.3. Нагнітальні свердловини
- 3.5. Геологічний контроль
- 3.6. Ускладнення
- 3.7. Геологічна документація
- 3.8. Геологічні методи вивчення розрізів свердловин у лабораторних умовах
- 3.8.1. Гранулометричний аналіз
- 3.8.2. Мінералогічний аналіз
- 3.8.3. Мікрофауністичніш аналіз
- 3.8.4. Спорово-пилковий аналіз
- 3.8.5. Аналіз порід на вміст карбонатів
- 3.8.6. Люмінесиентно-бітумінологічніш аналіз
- 3.8.7. Вивчення маркувальних горизонтів
- 3.8.8. Визначення пористості
- 3.8.9. Визначення проникності гірських порід
- 3.8.12. Визначення тиску насичення
- 3.8.13. Суть визначення співвідношень р—V— т пластових нафт
- 3.8.14. Визначення в'язкості пластової нафти
- 3.8.15. Поняття про складання рекомбінованоі проби нафти
- 4.1. Методи кореляції розрізів свердловин
- 4.1.1. Загальна кореляція
- 4.1.2. Детальна (зональна) кореляиія
- 4.1.3. Складання кореляційних схем
- 4.1.4. Складання
- 4.1.5. Регіональна кореляція
- 4.2. Складання геологічних профілів
- 4.2.1. Побудова геологічних профілів
- 4.3. Побудова структурних карт
- 4.3.1. Метод трикутників
- 4.3.2. Метод профілів
- 4.3.3. Метод сходження
- 4.3.4. Порядок знесення точок свердловин на структурних картах на лінію профілю
- 4.3.5. Умови, які впливають на точність побудови структурної карти
- 4.3.6. Урахування викривлення свердловини під час побудови структурних карт
- 4.3.7. Побудова карти поверхні
- 4.3.8. Побудова карт ефективних та ефективних нафтонасичених (газонасичених) товщин
- 4.4. Побудова карт
- 4.4.4. Визначення положення газоводяних, нафтоводяних і газонафтових контактів за пластовими тисками
- 4.4.8. Зональні карти
- 5.2. Радіоактивні методи каротажу
- 5.3. Спеціальні геофізичні дослідження
- 5.3.1. Каротаж мікрозондами
- 5.3.2. Боковий каротаж
- 5.3.3. Термокаротаж
- 5.3.4. Кавернометрія
- 5.3.5. Газовий каротаж
- 5.3.6. Механічний каротаж
- 5.3.7. Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами
- 5.3.8. Акустичний каротаж
- 5.3.9. Нахилометрія (визначення падіння пластів)
- 5.4. Інтерпретація даних гдс
- 5.4.1. Розчленування
- 5.5. Використання геофізичних даних стосовно викривлених і спрямованих свердловин за азимутами і кутами їх відхилення від вертикалі
- 6.1. Гранулометричний склад порід
- 6.2. Пористість порід
- 6.3. Проникність порід
- 6.4. Тріщинуватість порід
- 6.5. П'єзопровідність гірських порід
- 6.6. Гідропровідність гірських порід
- 6.7. Вплив термодинамічних умов
- 6.8. Про можливість
- 6.9. Класифікація колекторів
- 7.2.1. Класифікація нафт
- 7.3. Фізико-хімічні властивості газу
- 7.8. Водонафтовий контакт і його характеристика
- 8.1. Температура в природних резервуарах земної кори
- 8.1.1. Використання геотермічної інформації в процесі пошуків, розвідки та дорозвідки нафти і газу
- 8.1.2. Використання термометрії
- 8.2. Пластові тиски в земній корі 8.2.1. Загальні положення
- 8.2.3. Інші причини формування нгпт
- 8.2.4. Природа пластових тисків, менших за гідростатичні (птмг)
- 8.2.5. Використання інформації
- 8.2.9. Використання інформації
- 9.1. Сили, які утримують нафту в пласті
- 9.2. Сили,
- 9.2.1. Напір води
- 9.2.2. Тиск стисненого вільного газу (тиск газової шапки)
- 9.2.3. Розширення розчиненого в нафті газу
- 9.2.4. Пружність рідини і породи
- 10.1. Розкриття горизонтів
- 10.1.1. Заходи шодо попередження ускладнень і аварій в проиесі буріння свердловин
- 10.1.2. Обладнання устя свердловин фонтанною арматурою
- 10.2. Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
- 10.3.1. Застосування пар
- 10.4. Заміри дебіту нафти і газу Заміри дебіту нафти
- Розробка нафтових і газових родовищ
- 11.1.2. Система розробки знизу—вгору
- 11.1.3. Комбінована система розробки
- 11.1.4. Порядок виділення
- 11.2. Системи розробки
- 11.2.1. Рівномірна сітка розташування свердловин
- 11.3. Особливості розробки
- 11.3.1. Нафтові поклади в неоднорідних пластах
- 11.3.2. Поклади нафти
- 11.3.3. Поклади нафти в карбонатних колекторах
- 11.3.4. Нафтові поклади з газовою шапкою
- 11.3.5. Нафтові поклади
- 11.3.6. Нафтові облямівки
- 11.3.7. Газові поклади
- 11.3.8. Газоконденсатні поклади
- 11.3.9. Розташування видобувних свердловин у разі розробки покладів вв, пов'язаних із плікативно ускладненими структурами
- 11.3.10. Особливості освоювання і розробки нафтогазових родовиш на континентальних шельфах торів і океанів
- 12.1. Поняття про методи інтенсифікації та вторинні методи розробки
- 12.2. Методи інтенсифікації видобутку нафти і газу
- 12.2.1. Хімічна обробка привибішшх зон свердловин у нафтових пластах
- 12.1.4. Обробка привибійних зон свердловин твердити вибуховими речовинами
- 12.1.5. Інші види дії на пласт
- 13.1. Вибір об'єктів
- 13.2. Спостереження в процесі видобутку
- 13.4. Нагнітання газу
- 13.5. Внутрішньопластове горіння вуглеводнів з метою підвищення нафтовіддачі
- 13.6. Витіснення парою нафти з продуктивного пласта
- 13.7. Шахтний спосіб вилучення нафти з гірських порід
- 13.9. Застосування ультразвукових коливань
- 13.10. Витіснення нафти вуглекислим газом
- 13.11. Витіснення нафти
- 14.1. Організація геологічної служби на промислах
- 14.2. Геологічний контроль
- 14.4.2. Методи підрахунку запасів нафти
- 14.5. Охорона надр
- 14.5.1. Буріння свердловин
- 14.5.2. Випробування свердловин
- 14.5.3. Експлуатація нафтових і газових родовиш