Курсовая работа: Методы измерения пористости горных пород

Федеральное агентство по образованию

Тюменский государственный нефтегазовый университет

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Курсовая работа

по предмету

«Физика пласта»

Тема: «Методы измерения пористости горных пород»

Выполнил:

Студент гр. НР-05-2

Грицюк С.С.

Проверила:

Листак М.В.

Тюмень 2008 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………..…..стр.3

ПОРИСТОСТЬ И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД………………………………………………………………………….…………...стр.5

ВИДЫ ПОРИСТОСТИ……….…………….……………………………………………………...стр.12

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД…………………………………………….……………………………………….стр. 14

4.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД…………………………................................................................................................стр.18

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………….стр.21

Введение

Физика нефтяного и газового пласта — это наука, изучающая свойства природных коллекторов и насыщающих их углеводородных систем, воды и газов, а также процессы, связанные с их взаимодей­ствием. Она является основой для понимания процессов, происходящих в нефтяных и газовых пластах, для разработки методов повышения нефтегазоотдачи залежей, улучшения эффективности эксплуатации месторождений.

Традиционно в курсе физики нефтяного и газового пласта изучаются коллекторские, механические и тепловые свойства горных пород, закономерности фильтрации жидкостей и газов, состав и фи­зические свойства воды, нефти, газа и конденсата, фазовые состояния углеводородных систем, поверхностно-молекулярные свойства пла­стовых смесей, а также процессы, связанные с вытеснением нефти и газа из пористых сред. Развитие этой отрасли науки и полученные в последнее время результаты показали, что такой «описательный» подход оказывается недостаточным. Это стало понятным при анализе протекающих в пластах процессов с позиций синергетики —молодой науки о самоорганизации сложных систем, возраст которой всего около двух десятков лет.

Синергетический анализ показывает, что поведение систем опре­деляется не только их составом и свойствами. Под влиянием внешних воздействий могут возникать новые, порой неожиданные структуры, упорядоченные состояния.

Разработка и эксплуатация залежей нефти и газа связана фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в коллекторах к забоям добывающих скважин. Закономерности распределения пластовых флюидов в статическом состоянии до процесса нефтеизвлечения в объемах резервуаров определяют начальные запасы их в месторождении, которые контролируются емкостными параметрами пластовой системы. Изучение фильтрационных свойств коллекторов и их изменений в процессе эксплуатации залежей позволяет оценивать продуктивность отдельных скважин и залежи в целом, как на стадии ввода месторождения в разработку, так и на стадии доизвлечения остаточных запасов углеводородов на экономически рентабильном уровне нефтегазоизвлечения.

Важное место при этом имеет физика и физикохимия процессов вытеснения нефти и газа из пористых и пористо – трещиноватых сред.

Следует отметить, что физика пласта как отрасль науки о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях имеет уже 50 – летнюю историю. Впервые курс физики нефтяного пласта был прочитан М.М. Кусаковым для студентов Московского нефтяного института в 1948 г. Базой для построения данного курса и дальнейшего развития его явились результаты исследований многих отечественных и зарубежных ученых: Л.Г.Гурвича, П.А. Ребиндера, Б.В. Дерягина, Г.А. Бабаляна и др.

2 . ПОРИСТОСТЬ И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Под пористостью породы понимают наличие в ней пустот. Различают общую, открытую и закрытую пористости. Общая пористость это весь объем пустот в породе, открытая — объем связных поровых каналов, по которым может фильтроваться жидкость или газ. Соответственно, закрытая пористость — это объем изолированных пустот. Очевидно, что общая пористость есть сумма открытой и закрытой.

Для количественной характеристики пористости используется ко­эффициент пористости, равный отношению объема пустот образца породы к объему всего образца

m = V_пор /V_обр

Для оценки коэффициента пористости несцементированных по­ристых сред используется модель фиктивного грунта, представляю­щая грунт в виде набора шариков одинакового диаметра. Очевид­но, что пористость зависит только от конфигурации шаров. Разли­чают два вида расположения шаров фиктивного грунта (рис 1.1): тесное и свободное. Угол изменяется в пределах 60⁰ .

а б

Рис. 1.1.

Слихтер показал, что пористость т связана с углом соотношением

Из этой формулы следует, что пористость фиктивного грунта m при изменении угла от 60 до 90° меняется от 0,259 до 0,476. В реальных условиях на пористость нефтеводогазосодержащих пород влияют несколько факторов: размер и форма зерен породы, их расположение, распределение частиц по размерам, процессы цемен­тации, растворения и отложения солей, разрушения минералов и др. Обычно пористость реальных пород не превышает 20—25% (у песков и песчаников). У глин она может достигать 50% и более, у извест­няков — еще большее значение.

Наряду с пористостью используется еще одна характеристика пористой среды — просветность. Если взять поперечное сечение керна, то под просветностью понимается отношение площади пустот к общей площади поперечного сечения керна, т. е.

Нетрудно показать взаимосвязь пористости и пористости, ум­ножив числитель и знаменатель правой части предыдущей формулы на длину керна L:

Особо важное значение имеет зависимость пористости от дав­ления. Установлено, что с повышением пластового давления по­ристость возрастает. Причем, если пористая среда обладает плас­тическими свойствами, то изменения пористости могут иметь не­обратимый, гистерезисный характер.

Пористость — это основной параметр при подсчете запасов нефти или природного газа в залежи.

Наиболее простым способом определения открытой пористости образца породы является объемный метод. Образец породы насыщают газом, который йе сорбируется породой, например азотом или воздухом. В образце породы создается некоторое давление />_t . Послеустановления в системе равновесия производят выпуск газа из по­роды, при этом давление снижается до атмосферного р₀ . Затем с помощью газового счетчика замеряют объем газа V , вышедшего из образца.

Запишем уравнение материального баланса для начального и ко­нечного состояний:

(1.1)

где V_nop — поровый объем образца; z _1, z ₀ —- коэффициент сжимаемости, соответственно, при давлении р ₁ и р₀ ; р ₀ — плотность газа при стандартных условиях; V₁ , V ₀ — объем газа в образце, соответственно, при давлении p₁ и р₀ .

Учитывая, что V_пор — тV_обр , где V _обр — геометрический объем образца, v = v ₁ - v ₂ , и вычитая из первого уравнения системы (1.1) второе, получаем

откуда и определяем пористость т.

Внутреннюю структуру пористого пространства изучают на основе результатов исследований сечений кернов, отбираемых в скважине из данного пласта. Восстановление внутреннего строения породы по ее. поверхностным свойствам является единственно возможным, по­скольку материал породы коллектора непрозрачен. Такое восстанов­ление основано на методах одной из отраслей прикладной математи­ки—стереологии — науки, рассматривающей исследования трехмерной структуры тел, когда известны только их сечения или проекции на плоскость.

. Применение стереологических методов позволяет оценивать такие параметры, как удельная поверхность, извилистость и т. д. Для уяснения основных положений стереологических. методов обратимся к рис. 1.2, на котором изображены плоское сечение образца породы (в увеличенном масштабе) и секущая прямая определенной длины (отрезок). Оказывается, что, если подсчитать среднее число пересечений этой прямой с линиями границ зерен при многократном случайном бросании указанного отрезка на выделенную плоскость, то можно определить суммарную протяженность линий границ зерен на единице площади шлифа, удельную поверхность породы и ряд других характеристик пористой среды.

Решение этой задачи связано с известной задачей Бюффона об игле, которая заключается в следующем. Пусть горизонтальная плоскость разграфлена системой параллельных прямых, отстоящихЯ Ф

друг от друга на расстоянии а. На эту плоскость случайным образом бросается игла длиной l<а. Говоря о случайном бросании, мы подразумеваем, что средняя точка иглы может с равной вероятностью оказаться на любом расстоянии от какой-либо линии на плоскости, а любой угол между иглой и линией является равновероятным. Брошенная описанным образом игла в каждом случае может не пересечь ни одной линии или пересечь только одну, поскольку l<а. Требуется определить среднее, число пересечений иглы с какой-либо прямой линией при многократном бросании.

Исходя из элементарных геометрических соображений можно показать, что эта вероятность

Р =21/ (па). (1.2)

a b

a

l

рис 1.2

Рассмотрим рис. 1.3, а, где через х обозначено расстояние от центра иглы до ближайшей параллели и через φ —угол, составленный иглой с этой параллелью. Величины х и φ полностью определяют положение иглы. Всевозможные положения иглы определяются точ­ками прямоугольника со сторонами а и π (рис. 1.2, а). Из рис. 1.2, б видно, что для пересечения иглы .с параллелью необходимо и до­статочно, чтобы. Точки указанного прямоугольника, соот­ветствующие данному неравенству, находятся в заштрихованной на 10этом рисунке области. Очевидно, что искомая вероятность равна отношению заштрихованной области к площади прямоугольника

Из уравнения (1.2) следует, что математическое ожидание числа пересечений при п бросаниях

N =2 ln /( na ).

При замене иглы какой-либо линией длиной L можно разделить последнюю на элементарные участки длиной / каждый. По закону сложения вероятностей математическое ожидание числа пересечений в данном случае будет во столько раз больше этого показателя при бросании иглы длиною /, во сколько раз длина линии больше длины иглы, т. е.

Произведение In равно суммарной длине линий, пересекающих систему линий на плоскости, при всех бросаниях на нее любой линии длиной L (эти линии называются случайными секущими, а сам метод— методом случайных секущих). Число т пересечений линии длиной Ах системой линий, нанесенных на плоскости, приходящееся на единицу длины секущих линий, можно определить по формуле

т = 2/ ( an ). (1.3)

Заметим далее, что величина 1/а является суммарной протяжен­ностью нанесенных на плоскости параллельных линий, отнесенных к единице ее площади, т. е. удельной .протяженностью линий на плоскости или удельным периметром. Действительно, если на плос­кости выделить квадрат со стороной, равной единице, причем, две стороны квадрата направить параллельно сети линий, нанесенных на плоскости, то длина каждого отрезка этих линий внутри- квадрата будет равна единице, а их число внутри квадрата окажется равным 1 / а — Р_уд . Поэтому, исходя из формулы (1.3), удельный периметр

Р_уд = π/2m= 1,571 m.

Отметим, что величина Р_уд характеризует извилистость поровых каналов.

Исходя из формулы (1.3) нетрудно оценить и удельную поверх­ность. Будем рассматривать вместо секущих цилиндрики исчезающе малой площади поперечного сечения, ось которых совпадает с осью секущих. Тогда площадь пересечения границ раздела зерен цилиндром, отнесенная к его рбъему, будет (в силу предполагаемой изотропности образца) пропорциональна удельной поверхности. С другой стороны, эта величина пропорциональна числу пересечений т.

Таким образом, удельную поверхность можно определить по формуле

S = 4m.

3. Виды пористости.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пусто различной формы и происхождения. Количественно величина пористости определяется коэффициентом пористости - отношением объема пор V₀ к объему образца горной породы V_{o 6 p} . (в долях или процентах):

Различают общую, открытую и динамическую (эффективную) по­ристость, часть объема открытых пор с движущейся фазой.Для несцементированных пород в оценке коэффициента пористости можно использовать модель фиктивного грунта, для которого величина пористости будет согласно Слихтеру определяться характером упаковки зерен:

где угол упаковки (60°<G<90°). В соответствии с углом пористость меняется от 0,259 до 0,476.

Для реальных гранулярных пород структура перового пространства зависит от многих факторов:

1) гранулометрического состава пород;

2) степени цементации;

3) степени трещиноватости пород.

Характер (степень) цементации может существенно изменить порис­тость породы:

Типы цемента в гранулярном коллекторе:

Цемент соприкосновения, пленочный цемент, базальный цемент.

Становится очевидным, что в зависимости от размеров зерен и ха­рактера цементации пористость будут предопределять размеры поровых каналов:

1) сверхкапиллярные - более 0,5 мм;

2) капиллярные - от 0,5 до 0,0002 мм;

3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.

По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение нефти, воды и газа, по капиллярным - при значительном влиянии капил­лярных сил. В субкапиллярных каналах пластовые флюиды практически перемещаться не могут (это глинистые разности пород). Методы определения пористости горных пород

Из приведенных соотношений следует, что для определения коэф­фициентов пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Главным показателем в оценке запасов нефти является коэффициент открытой пористости, кото­рый определяется методом насыщения образца керна по И.А. Преображен­скому, взвешиванием освобожденной от нефти и воды породы в воздухе, затем насыщенной керосином в воздухе и в керосине, и по закону Архи­меда рассчитывается объем образца (по объему вытесненной образцом жидкости). Для песчаников и алевролитов открытая пористость равна 8-35%. По данным А.А. Ханина [31], полная пористость может на 5-6% пре­вышать открытую.

В промысловой практике широко используется метод определения открытой пористости, основанный на использовании амплитуды кривой естественной поляризации между фоновыми значениями в непродуктив­ной части разреза и аномальными значениями в продуктивной части (ме­тод Вилкова, предложен в 1959 г.). Сущность метода изложена в ряде мо­нографий по геофизическим методам контроля за разработкой нефтяных месторождений.

В расчетах по подсчету запасов неизбежны процедуры осреднения пористости по разрезу каждой скважины и по расчетным блокам (по зоне, участку): где mi - средняя величина пористости по отдельным пропласткам; hi - толщина пропластка;

где m, - средняя величина пористости по выделенным участкам (расчетным блокам) с площадями Si;

h, - средняя толщина пропластков в пределах площадей S; с определенной величиной пористости т_; .

4. МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Из определения понятия коэффициента полной пористости вытекают следующие соотношения, которые используются для его измерения:

где V_обр и V_зер — объемы образца и зерен. Учитывая, что масса образца равна массе слагающих его зе­рен, формулу можно представить в виде здесь — плотности образца и зерен. Из формул следует, что для определения коэф­фициента пористости достаточно знать объемы пор и образца, объемы зерен и образца или плотности образца и зерен. Су­ществует много методов определения плотности образца и зерен и соответственно имеется множество способов оценки коэффициента пористости горных пород.

Для определения объема образца часто пользуются, ж И. А. Преображенскому, методом взвешивания насыщенной жидкостью (обычно керосином) породы в той же жидкости и в воздухе (при этом для расчета объема образца используете* закон Архимеда). Объем породы можно найти по объему вы тесненной жидкости при погружении в нее образца, насыщен ного той же жидкостью.

Насыщения образца жидкостью можно избежать, если и пользовать метод парафинизации (метод Мельчера). При stoiv способе образец породы перед взвешиванием в жидкости покрывается тонкой пленкой парафина, объем которого определяется по массе породы до и после парафинизации. Метод па­рафинизации трудоемок и не повышает точности определений

Объем образца также определяют по его размерам, если придать ему правильные геометрические формы, а объем пор — по методу взвешивания. Объем пор при этом находится разности давлений массы породы, насыщенной под вакуумом жидкостью, и массы сухого образца плотность жидкости.

Следует учитывать, что методом насыщения и взвешиванием определяется не полная пористость, так как часть пор (замкну­тых) не заполняется жидкостью, а так называемая пористость насыщения. Поэтому объем пор часто находят по объему зе­рен с помощью пикнометров и специальных приборов — жидко­стных и газовых порозиметров. Порозиметрами пользуются так­же для нахождения открытой пористости.

Принцип действия газового порозиметра основан на законе Бойля — Мариотта: изменяя в системе объемы газа и давле­ние, по полученным данным подсчитывают объем частиц и по­ристость.

В жидкостном порозиметре объем зерен или образца, пред­варительно насыщенного под вакуумом керосином, определя­ется по объему вытесненной жидкости (керосина) после по­мещения в камеру прибора твердого тела.

Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком-либо сечении. В этом случае пористость оценивается с помощью методов основанных па измерении площадей под микросколом или опре­делении соотношения этих площадей по фотографиям. Для кон­трастности при изучении степени взаимосвязанности пор по­следние иногда заполняются окрашенным воском или пласти­ками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учи­тывать особенности и свойства коллектора. Для песков значе­ния открытой и полной пористости практически одинаковы. В песчаниках и алевролитах, по данным А. А. Ханина, полная пористость может на 5—6 % превышать открытую. Наиболь­ший объем замкнутых пор характерен для известняков и туфов. При оценке пористости пород газовых коллекторов, сложен­ных алевролитами и песчано-алевролитовыми отложениями, от­крытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. Пористость их оказывается существенно большей, чем при насыщении этих пород керо­сином.

Газометрический способ следует также применять для из­мерения пористости пород, разрушающихся при насыщении ке­росином, а также образцов с низкой пористостью (менее 5%), так как в последнем случае объем пленки керосина, покрываю­щего образец, становится сравнимым с объемом пор, что сильно искажает результаты определений.

Пористость пород нефтяных и газовых коллекторов может изменяться в широких пределах — от нескольких процентов до 52%. В большинстве случаев она составляет 15—20%.

Пример. Определение открытой пористости по И. А. Преображен­скому. Взвешивают сухой и насыщенный керосином под вакуумом обра­зец в воздухе и образец, насыщенный керосином,—в керосине.

Пусть pi — масса сухого образца в воздухе; Р₂ — масса образца с керо­сином в воздухе; рз —масса насыщенного керосином образца, помещенного и керосин; р,<— плотность керосина. Тогда объем пор в образце

а объем образца

Коэффициент открытой пористости образца

.

Динамическую полезную емкость Я_ДИ н коллектора (динамическую по­ристость) можно определить по результатам специальных опытов по вытес­нению из кернов нефти водой или газом (или газа водой в случае имитации газовых коллекторов).

4.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД

Коэффициент открытой пористости характеризует это отношение объема взаимосвязанных пустот­ных каналов различной конфигурации к общему объёму образца породы.

Определение открытой пористости, то есть определение объёма пор за вычетом объёма изолированных пор и субкапиллярных пор, можно

произвести с достаточной для практических целей точностью методом Преображенского.

Необходимая аппаратура и принадлежности

Аналитические весы с разновесами, жестяной мостик, стакан ёмкостью на 100 мл, вакуум-насос со стеклянным колпаком и притертой пробкой, тонкая капроновая нить и очищенный керосин.

Порядок работ

Определяют массу проэкстрагированного и высушенного образца путем взвешивания на аналитических весах. Точность, с которой определяется масса во время опыта, составляет 0,001 г.

После взвешивания образец ставят в сосуд, помешают под колпак ва­куумной установки и вакуумируют раздельно с рабочей жидкостью до остаточного давления 3-5 мм ртутного столба. Затем рабочую жидкость посте­пенно пропускают в сосуд с образцом до погружения образца в жидкость на 0,5 см. Продолжают вакуумировать до тех пор, пока образец полностью пропи­тается рабочей жидкостью. Это будет заметно по изменению цвета поверх­ности образца. После окончания капиллярной пропитки поднимают уровень жид­кости в сосуде с образцом на 2-3 см над поверхностью образца и затем вакуумируют до прекращения выделения пузырьков воздуха из образца. Затем под колпак вакуумной установки впускают воздух. Под воздействием ат­мосферного давления рабочая жидкость дополнительно проталкивается в поры образца, не содержащие воздух.

Насыщенный образец вынимают из рабочей жидкости и избыток жидкости с него удаляют. Для этого образец кладут на стекло и перекатывают его несколько раз на сухое место, пока не будет оставаться следов жидкости на стекле и поверхность образца не станет матовой.

Путем взвешивания на аналитических весах определяют массу образца насыщенного рабочей жидкостью.

Обвязывают образец капроновой нитью и взвешивают в рабочей жидкости. Для этого над чашкой весов устанавливают мостик со стаканчиком, в который налита рабочая жидкость. Образец опускают в жидкость и подвешивают на нитке к крюку коромысла весов. Определяют массу капроновой нити (М_н ).

Коэффициент открытой пористости образца горной породы рассчитывают по формуле:

mо = 100 (М ₂ – М ₁ ) / [М ₂ - ( М ₃ – Мн)], (2.4)

где: Мо – коэффициент открытой пористости, %;

М ₁ - масса сухого образца в воздухе, г;

М ₂ – масса образца насыщенного рабочей жидкостью в воздухе, г;

М ₃ – масса образца насыщенного жидкостью в рабочей жидкости, г;

Мн – Масса капроновой нити, г.

Величину открытой пористости породы рассчитывают с точностью до 0,1 %.

Оформление результатов исследования

Все результаты исследований удобно оформить в виде таблицы 2.5.

Таблица 2.5

Результаты исследования пород при определении открытой пористости

Площадь __________________ Скважина________

Интервал отбора керна, м_______ Горизонт (пласт)_______

Дата исследования_____________ Лабораторный номер образца_____