Метод преображенского для определения пористости кратко

Обновлено: 30.06.2024

Пористость – наличие в горной породе пространства не заполненного твердой фазой (пор).

В зависимости от размера выделяют мегапоры, сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Мегапоры – полости, средний радиус которых > 10 мм, иногда (карстовые полости) достигающий многих метров, размер сверхкапиллярных пор от 0,1 до 10 мм, капиллярных пор – 10 -3 до 0,1 мм и субкапиллярных пор – -3 мм.

По происхождению выделяют межзерновую (первичную), трещинную и кавернозную (вторичную) пористость.

Различают общую, открытую, закрытую, эффективную и динамическую пористости горных пород.

Определение открытой пористости методом насыщения жидкостью.

Одним из наиболее важных параметров пород-коллекторов является коэффициент открытой пористости (К_п), характеризующий количество связанных между собой пор (пустот между зернами горной породы), в которые может проникнуть жидкость или газ:

Кп = Vпор. /Vобр.

где Voбp. и Vпop. - соответственно объем образца и суммарный объем его пор. Различают также общую, эффективную, закрытую и динамическую пористости горных пород, которые оцениваются соответствующими коэффициентами. Коэффициент К_п обычно измеряется по методу Преображенского для открытой и по методу Мельчера - для общей пористости.

По И.А. Преображенскому, объем открытых пор определяется объемом керосина, вошедшего в поровое пространство керна (по разности масс сухого и насыщенного жидкостью образца), а внешний объем образца - по разности масс насыщенного жидкостью образца в воздухе и насыщающей жидкости, т.е. гидростатическим взвешиванием насыщенного керосином образца в керосине.

Отбор и методы подготовки образцов горных пород.

Отбор образцов горных пород осуществляется по ГОСТ 26450.0-85, представительность отбора керна из интервалов однородных пород должна составлять не менее 2 образцов на 1 метр и обеспечивать представительство каждой литологической разновидности.

Наличие в образцах каверн может искажать количественные оценки объемов пор и породы, поэтому для измерения пористости могут быть использованы образцы литологической однородных пород массой 50-80 г правильной или произвольной, окатанной формы, не имеющие видимых трещин, каверн, не свойственных породе, из которой взят образец и загрязнений твердой фазой глинистого раствора. Образцы, содержащие углеводороды, нужно проэкстрагировать, высушить при температуре Ю5°С до постоянной массы и поместить в эксикатор, заполненный силикагелем или хлористым кальцием, где оставить до начала измерений.

Аппаратура и материалы.

Аппаратура для насыщения образцов жидкостью (рис.4) состоит из;

какого-либо сосуда (например, вакуумного эксикатора), в который помещают кювету с образцом;

ёмкости для жидкости (что позволяет вакуумировать жидкость и образец раздельно);

устройства для перепуска жидкости в кювету с образцами.

Рабочая жидкость не должна: вызывать набухания породы, отслаивания частиц, деформации образца; вступать с веществом породы в химическое взаимодействие; быть токсичной.

Для взвешивания образцов применяются:

аналитические весы типа ВЛА-200 или аналогичные им;

стаканчик с рабочей жидкостью (керосин, дистиллированная вода или модель пластовой воды);

подставка-мостик для стакана;

металлическая или капроновая нить (леска) для подвешивания образца.

Для экстрагирования образца:

вакуумный сушильный шкаф с регулируемой температурой нагрева.

Последовательность выполнения работы.

Предварительно проэксграгированные и высушенные при 105°С до постоянной массы образцы взвешивают в воздухе, определяя Р₁ (массу сухого чистого образца породы в воздухе). Для последующего взвешивания в жидкости к образцу привязывают проволочку с петелькой на конце, чтобы не учитывать ее массу в дальнейших расчетах.

Затем образец вакуумируют раздельно с керосином до полного прекращения выделения пузырьков воздуха (в течение 30-40 мин.) После чего их медленно погружают в вакуумированный керосин, поднимая ступенями уровень жидкости, чтобы насыщение происходило в основном за счет капиллярной пропитки. Вакуумирование в керосине продолжается 10-20 мин. По окончании его вакуум-насос выключают, медленно открывают кран и извлекают кювету с образцами. До проведения измерений образцы выдерживают под уровнем жидкости чтобы не было их контакта с атмосферой.

После насыщения образец взвешивают в керосине так, как показано на рисунке 3, определяя Р₂ (массу насыщенного керосином образца породы в керосине). Для этого над левой чашкой весов на специальной подставке-мостике помещают сосуд с дегазированным керосином. Образец после насыщения вынимают из керосина за петлю, аккуратно подвешивают к коромыслу весов, полностью погрузив в рабочую жидкость, и взвешивают. При взвешивании образец не должен прикасаться ни ко дну, ни к стенкам стакана.

Для взвешивания керосинонасыщенного образца в воздухе, образец вынимают из керосина и освобождают от его избытка, стряхивая образец или перекатывая по стеклу или смоченной керосином фильтровальной бумаге до получения матовой поверхности. Образовавшуюся после этого на нижней плоскости высокопористого образца каплю керосина не удалять. Керосинонасыщенный образец подвешивают к коромыслу весов за петлю и взвешивают в воздухе - Р₃.

Пористость образца определяют по формуле:

где К_п - коэффициент открытой пористости. %;

P₁ - масса сухого чистого образца породы в воздухе, г;

Р₂ - масса насыщенного керосином образца породы в керосине, г;

Р₃ - масса насыщенного керосином образца породы в воздухе, г.

Форма записи результатов измерения:

P₁, масса сухого чистого образца породы в воздухе, г

Р₂, масса насыщенного керосином образца породы в керосине, г

Р₃, масса насыщенного керосином образца породы в воздухе, г

Допустимая погрешность измерений.

Погрешность определения коэффициента открытой пористости слагается из:

погрешности взвешивания, г;

погрешности подготовки насыщенного образца к взвешиванию, г;

погрешности, вызванной неполнотой насыщения.

Суммарная относительная погрешность выражается формулой:

К - абсолютная погрешность, %; К_П/К_{П ср} - относительная погрешность; М₁ - погрешность взвешивания; М₂ - погрешность подготовки насыщенного образца к взвешиванию; - погрешность, вызванная неполнотой насыщения. Величина М₁ |=±0,02 г; М₁ = М₃ = 0,02 г; = 5/5_П, где 5 - недонасышенный объем, а 5 - полный объем порового пространства. При соблюдении режимов насыщения , суммарная относительная погрешность составляет от 2 до 10% (в зависимости от значения К_п).

Меры безопасного выполнения работы:

Перед работой необходимо убедиться в исправности масляного вакуум-насоса и наличии достаточного количества в нем масла (до метки), а также герметичности воздушной линии.

После окончания насыщения образцов необходимо отключить насос, перекрыть кран и впускать воздух в систему с образцами очень медленно и плавно во избежание поломки стеклянных частей прибора.

При экстрагировании образцов пользоваться вытяжным шкафом.

Сформулируйте понятие пористости породы.

Классификация пор по размерам.

Виды пористости.

Сущность способа Преображенского.

Объяснить возникающие погрешности определения К_по.

Преимущества и недостатки использования в качестве рабочей жидкости керосина и модели пластовой воды.

Как подготовить образцы к определению пористости

Как подготавливают образцы для определения их пористости?

Перечислите необходимые приборы и материалы.

В каком порядке производится работа?

Какие меры безопасности должны выполняться при проведении работы?

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Цель работы:Определение открытой пористости керна методом И.А. Преображенского.

Краткие теоретические сведения

Под пористостью породы-коллектора понимают наличие в ней пустот, заключенных между зернами в гранулярных коллекторах, а также каверн и трещин в карбонатных коллекторах. Количественно пористость характеризуется коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор (трещин, каверн), к геологическому объему породы и выражается в долях единицы или процентах. В нефтегазовой геологии различают три вида пористости:

1) полная (или общая);

2) открытая (или пористость насыщения);

3) динамическая (или эффективная).

Полная пористость включает все поры (пустоты) открытые и закрытые, независимо от их формы и взаимного расположения. Коэффициент полной пористости определяется отношением суммарного объема всех пор (пустот) открытых и закрытых к видимому (геометрическому) объему породы:

где k_пор – общая пористость; V_откр – суммарный объем открытых пор образца; V_закр – суммарный объем закрытых пор образца; V –геометрический объем образца;

Общую (полную) пористость определяют по методу Мельчера (объемным способом).

Коэффициентом открытой пористости называется отношение суммарного объема пор образцов, заполняющихся данной жидкостью, к видимому объему образца:

Коэффициент открытой пористости определяется по методу И.А. Преображенского сравнением масс сухого и насыщенного керосином образца для расчета объема керосина, вошедшего в поровое пространство керна, а объем образца (керна) – по разности масс насыщенного образца в воздухе и погруженного в керосин того же образца, то есть методом гидростатического взвешивания насыщенного керосином образца.

Коэффициентом эффективной пористости называется отношение объема, по которому происходит движение жидкости, к объему горной породы:

Понятие эффективной пористости предполагает наличие в породах таких пор (или части объема, связанных между собой пор), в которых движение жидкости практически не происходит.

Пористость образца керна рассчитывается по формуле:

где k_откр – коэффициент открытой пористости, %; m₁ – масса сухого чистого образца породы в воздухе, г; m₂ – масса насыщенного керосином образца породы в керосине, г; m₃ – масса насыщенного керосином образца породы в воздухе, г.

Суммарная относительная погрешность выражается формулой:

где ΔK_п – абсолютная погрешность, %; ΔK_п/K_п.ср. – относительная погрешность; ΔM₁ – погрешность взвешивания; ΔM₃ ’ – погрешность подготовки насыщенного образца к взвешиванию; φ –погрешность, вызванная неполнотой насыщения.

Величина ΔM₁=+/-0,02 г; ΔM₁=ΔM₃ ’ =+/-0,02 г; φ=ΔV/V_п, где ΔV – недонасыщенный объем, V_п – полный объем порового пространства. При соблюдении режимов насыщения φ~0. Суммарная относительная погрешность составляет от 2 до 10% (в зависимости от значения K_п);

Расчеты

Наименование величины	Обозначение	Результат
Масса сухого чистого образца в воздухе	m₁	51,087 г
Масса насыщенного керосином образца в керосине	m₂	49,213 г
Масса насыщенного керосином образца в воздухе	m₃	51,317 г
Пористость образца	k_пор	10,9 %

В первую очередь, мы определили массу сухого чистого образца керна в воздухе (m1), путем взвешивания. Затем этот образец насыщаем керосином и взвешиваем в подвешенном состоянии в жидкости (m2). Следующим действием, освобождаем поверхность от избытка керосина и взвешиваем образец насыщенный керосином в воздухе (m3).

По полученным результатам рассчитывается пористость образца керна по формуле (1.4):

В итоге рассчитываем суммарную относительную погрешность, по формуле (1.5):

Вывод:в данной лабораторной работе мы искали открытую пористость образца керна, она составила 10,9 %. Образец керна, который я использовал в своей работе, был добыт с глубины 1800 м.

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,

Пористостью горных пород называют общий объем пор в единице объема породы. Поры могут быть взаимосвязанными - открытыми (поры сообщаются друг с другом) и изолированными - закрытыми (поры не сообщаются между собой).

Общая пористость породы равна суммарному объему открытых и закрытых пор. Общую пористость в долях единицы или в процентах вычисляют главным образом по данным плотности ( удельного веса) r м и плотности скелета породы r _ск. По следующей формуле:

Определение открытой пористости методом керосинонасыщения

Открытую пористость скальных и полускальных пород можно определять методом насыщения их какой-либо жидкостью. В качестве жидкости обычно используют чистый отфильтрованный керосин, так как он хорошо смачивает породы и легко проникают в поры. Кроме того, керосин почти не летуч и не вызывает разрушения погружаемых в него слабосцементированных образцов.

Оборудование для определения пористости этим методом необходимо то же, которое используют при определении плотности (объемной массы) горных пород методом гидростатического взвешивания плюс вакуумный шкаф.

Образец горной породы высушивают в сушильном шкафу при температуре 100-105 о С до постоянной массы, взвешивают на технических весах с точностью до 0.01 г, получают массу m.

Высушенные образцы и отдельно керосин помещают под вакуум на 30 мин.- 1 час. Затем образцы заливают керосином и для полного насыщения вновь вакуумируют в течение 2-4 час. В зависимости от проницаемости породы. Затем каждый образец после насыщения обвязывают ниткой и взвешивают на гидростатических весах в керосине, получают массу образца в керосине m₁. Образец вынимают из керосина, промокают фильтрованной бумагой, взвешивают на воздухе, получают массу m₂. Величину открытой пористости вычисляют по формуле:

Открытая пористость равна объему керосина, пошедшего на насыщение образца. Зная общую и открытую пористость, легко вычислить закрытую пористость.

Методы определения пористости

Определение общей пористости методом расчета

Определение открытой пористости методом керосинонасыщения

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.

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

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 60 0 .

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:

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

Читайте также: