Плотность пород и флюидов, методы ее определения

 

В лаборатории обычно определяют плотность (dс) абсолютно сухих образцов породы, так как практические невозможно сохранить влажность, минерализацию и водонефтегазонасыщенность, характерные для естественного залегания пород.

Далее по значениям dс и известным величинам плотности насыщающей ее воды (dв), нефти (dн), газа (dг), коэффициентам водо-, нефте- и газонасыщенности рассчитывают плотность породы.

Плотность сухих пород изменяется от 0,5 до 7 г/см3. Плотность природных газов – от 0,0007 до 0,003 г/см3, жидкостей – от 0,7 (нефть) до 1,24 г/см3 (сильно минерализованная вода).

Плотности жидкостей обычно определяют пикнометрическим (весовым) способом. При определении плотности твердой фазы пород пикнометрический способ применяется для определения их объема, а масса – взвешиванием.

 

Методы определения абсолютной, открытой и эффективной пористости

 

Объем образца породы Vобр состоит из объема минеральной массы Vм и объема порового пространства Vп.

Пористость m=Vп/Vобр=(Vобр-Vм)/V обр.

Обычно пористость определяют через плотность минеральной части породы (Δ) и объемную плотность породы (γ). В этом случае mабс=1- γ/Δ; mотн= Δ/γ=Vп/Vм.

mабс определяют методом Мелчера (1921). Объем образца определяют по объему жидкости, вытесненной образцом в пикнометр (для создания оболочки применяют парафин и др. вещества). Необходимо введение поправки на объем и плотность парафина, после чего его удаляют, образец измельчают и определяют Vж по вытеснению жидкости в пикнометре. Взвешивание проводят на аналитических весах. Vобр можно определять и на ртутном пикнометре.

mабс образца в некоторых случаях определяют измерением его линейных размеров (образцу придают форму куба), сухого веса и удельного веса зерен. Путем деления веса образца Робр на его объем Vобр определяют объемную плотность породы γ=Робр/Vобр, тогда mабс=(Δ-γ)/Δ=1- γ/Δ.

Открытую пористость mо определяют методом И.А. Преображенского путем заполнения пустот очищенным керосином и взвешиванием предварительно экстрагированного и высушенного образца в воздухе и керосине

mо=(Pобркер-Робр)/(Робркер-Ркеркер).

Из других методов определения пористости следует отметить газовую порозиметрию, оптические методы, стохастические методы (Х. Чокли, Дж. Корнфилд, Х. Парк, 1949). На увеличенную микрофотографию многократно (500-1000 раз) бросается иголка, mабс=n1/n2, где n1 – число попаданий острия в пустоты, n2 – общее число бросаний.

Важным является установление соотношений между ma и mo. В слабосцементированных и малоуплотненных породах они почти совпадают. При погружении общая пористость все более и более превышает открытую. В глинистых породах ситуация аналогичная: пористость убывает в основном за счет открытой, закрытая же пористость более стабильна.

Для промысловой геологии очень важной является величина эффективной пористости mэ, под которой понимается объем пор, в которых совершается движение флюидов. Она меньше открытой, так как из нее нужно вычесть объем застойных участков (тупиковые каналы, тонкие каналы сложной конфигурации, углы между зернами). Чаще всего такие участки заняты остаточной водой. Поэтому эффективную пористость чаще всего определяют путем вычитания из mo объема остаточной воды.

 

Вопросы для самоконтроля

 

2.1 От чего зависит пористость обломочных пород?

2.2 Перечислите разновидности цемента в обломочных породах.

2.3 Перечислите разновидности пористости и методы ее определения.

 

Остаточная вода в коллекторах и методы ее определения

Студент должен получить представление о разновидностях воды в породах, ее свойствах, методах определения ее содержания в коллекторе.

Виды воды в породах

 

При заполнении коллектора нефтью или газом не вся вода вытесняется. Количество остаточной воды тем больше, чем меньше диаметр пор и частиц, слагающих породу. Содержание остаточной воды выражают в долях единицы от объема порового пространства. Варьирует это содержание от сотых до 0,7 долей единицы и более, составляя для большинства песчано-алевритовых коллекторов нефти 0,2-0,3 долей ед.

Остаточную воду принято разделять на связанную и несвязанную (свободную). Связанные воды (конституционная, кристаллизационная, адсорбированнная и абсорбированная, капиллярная, пендулярная). Иммобилизованная вода – в изолированных пустотах.

Количество связанной воды сильно зависит от содержания глинистого вещества в породе и его природы.

При эксплуатации скважин выносится обычно свободная вода, а при очень больших депрессиях, особенно при разработке газовых залежей – и часть связанной. Это заставляет предусматривать мероприятия по удалению воды с забоев скважин и обезвоживанию продукции.

Л.И. Орлов (1963) сделал остаточную воду видимой. Если она содержит ионы хлора, на скол породы наносят 10 %-ный раствор азотнокислого серебра или насыщенный раствор азотнокислой ртути. Осадок белого цвета показывает капельное, менисковое или капиллярное распределение воды.

 

Свойства и состав воды

 

Свойства свободной и прочно связанной воды различны. Обычно минерализация остаточной воды выше, чем у подошвенных и законтурных вод (преимущественно за счет хлоридов).

Прочно связанная вода имеет плотность до 1,7 г/см3, замерзает при минус 78 оС, удерживается на поверхности частиц с силой т 10 до 10 тыс. атм. Рыхло связанная вода удерживается давлением менее 10 атм.

Прочно связанная вода при высвобождении не содержит примесей и является очень чистой. В силу этого, в первые моменты освобождения она оказывается чрезвычайно химически активной.

Повышение солености пластовых вод приводит к уменьшению рыхло связанной воды, в породе может остаться только тонкая пленка прочно связанной. На, в свою очередь, может быть прорвана за счет поверхностно-активных веществ нефти, что приведет к смачиванию частиц породы нефтью.

Остаточная вода уменьшает объем порового пространства, занимаемого нефтью или газом. Если определить объем остаточной воды и вычесть его их объема открытой пористости, можно получить примерную величину эффективной пористости. Остаточная вода влияет и на проницаемость, снижая ее. В алевролитах при водонасыщенности 0,3-0,5 долей ед. проницаемость снижается на 20-40%. Содержание глинистой примеси, особенно монтмориллонитовой, даже в небольших количествах (0,05 долей ед.) резко снижает проницаемость, прежде всего за счет резкого возрастания содержания воды.