Методы измерения пористости г.п.

а) по определению объема образца V_обр:

1. метод погружения исследуемого образца в ртуть. По объему вытекаемой из пикнометра ртути или по увеличению V_рт в ней определяют объем образца.

2. метод насыщения образца жидкостью под вакуумом с последующим вытеканием той же жидкости в пикнометре.

3. Путем покрытия образца породы парафином и вытеснения жидкости в пикнометре.

4. определение объема образца по его геометрическим размерам.

 

б) для определения объема пор V_пор:

1. метод сравнения сухого образца с его массой после вакуумного насыщения жидкостью (керосином). При этом объем пор определяют по следующей формуле:

М_{нас ж-ти} – М_{сух. обр.} = М_{жид в обр.}

ρ _ж → V_пор → V_пор = М_жид / ρ _ж, [м³]

2. как разность между объемом образца и объемом зерен.

V_обр. – V_зер = V_пор, m = V_пор / V_обр.

Объем зерен можно определить:

1) измерение V_зер с помощью пикнометра;

2) по массе сухого образца и средней плотность минералов:

V_зер = М_{сух. обр} / ρ _{ср. мин.}

Пористость зависит от гранулометрического состава горной породы, его неоднородности, степени сцементированности частиц. Если бы порода состояла из одинаковых шарообразных частиц, то ее пористость не зависела бы от их диаметра, а определялась только их расположением относительно друг друга. Модель такого грунта, состоящего из шарообразных частиц одинакового диаметра, называют фиктивным грунтом. Эта модель широко используется для изучения связи физических характеристик пористых сред между собой. Для фиктивного грунта при наиболее плотной упаковке частиц пористость составляет 25, 9%, а при наименее плотной — 47, 6%. Пористость реальных коллекторов нефти и газа редко превышает 30%, а в большинстве случаев составляет 12 — 25%.

Для характеристики коллекторских свойств пласта недостаточно одной пористости, они также связаны с размером поровых каналов. По величине поровые каналы нефтяных и газовых коллекторов условно подразделяют на три группы, сверхкапиллярные — диаметром 2 — 0, 5 мм; капиллярные — 0, 5 — 0, 0002 мм; субкапиллярные — менее 0, 0002 мм.

 

5. Проницаемость горных пород. Методы её измерения. Формула определения проницаемости пород.

Проницаемость ю горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Почти все без исключения осадочные породы обладают проницаемостью. Однако такие породы, как глины, доломиты, некоторые известняки, несмотря на сравнительно большую пористость, имеют заметную проницаемость только для газа. Это объясняется малым размером пор, преимущественно субкапиллярного характера, в которых даже движение газа при реально существующих в пластах перепадах давления затруднено. Кроме пористости и размера пор на проницаемость горной породы влияют также свойства фильтрующейся жидкости и условия фильтрации. Так проницаемость породы для жидкостей, содержащих активные компоненты, которые способны взаимодействовать с пористой средой, будет существенно отличаться от проницаемости той же породы для жидкостей и газов, нейтральных по отношению к ней. При содержании в пористой среде двух и более фаз (нефти, газа, воды) одновременно проницаемость различна для каждой из фаз, более того, зависит от доли объема пор, занимаемой фазами, и от взаимодействия самих фаз. Это привело к необходимости введения понятий абсолютной, фазовой и относительной проницаемостей.

Под   абсолютной проницаемостью принято понимать проницаемость горной породы, которая определена по жидкостям или газам, полностью насыщающим пустотное пространство породы и химически инертным по отношению к ней. Абсолютная проницаемость характеризует только свойства самой породы и не должна зависеть от физико-химических свойств фильтрующейся жидкости или газа и от условий фильтрации.

Фазовой (эффективной) проницаемостью называют проницаемость горной породы для одной фазы при наличии или движении в поровом пространстве породы многофазной системы. Фазовая проницаемость зависит не только от свойств породы, но и от условий фильтрации, в основном от насыщенности порового пространства той или иной фазой и от характера межмолекулярного взаимодействия на границах раздела между фазами и на поверхности пор.

Влияние условий фильтрации на проницаемость горной породы характеризует относительная фазовая проницаемость - это отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Проницаемость горных пород характеризуется коэффициентом проницаемости, который определяется из формулы линейного закона фильтрации Дарси. По этому закону скорость фильтрации жидкости в пористой среде прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорционально вязкости:

(1.4)

где  - скорость линейной фильтрации; k — коэффициент пропорциональности, который называется коэффициентом проницаемости;  - динамическая вязкость жидкости;  - перепад давления между двумя точками в образце на расстоянии L по направлению движения жидкости.

Подставляя значения v = Q / F в формулу (1.4) и решая относительно k, получим          

(1.5)

 

где Q — объемный расход жидкости через породу; F — площадь поперечного сечения образца.

По формуле (1.5) определяют коэффициент проницаемости пород в лабораторных условиях.

Размерностью коэффициента проницаемости в Международной системе (СИ) является м². Эта размерность получается, если в формулу (1.5) подставить размерности [ L ] = м; [ F ]= h ²; [ Q ]= m ³ / c; [Р]=Па; [μ ]=Па с:

(1.6)

Таким образом в Международной системе (СИ) за единицу проницаемости (1 м²) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1 м² и длиной 1 м при перепаде давлений 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па • с составляет 1 м³/с. Для удобства на практике проницаемость измеряют в микрометрах квадратных - 1 мкм²= 10^-12  м².

Закон Дарси используется для определения как абсолютной, так и фазовой проницаемости горных пород. Он справедлив в широком диапазоне условий и нарушается лишь при высоких скоростях фильтрации.

 

Измерение проницаемости г.п.:

       Для любого определения проницаемости обычно используют образец пористой среды правильной геометрической формы (чаще всего цилиндр). Перед проведением эксперимента образец экстрагируется, очищается от воды, нефтепродуктов и мех. примесей, промывается дистиллированной водой от содержания солей, высушивается при температуре 105⁰ – 107⁰ С и доводится до постоянного веса и затем определяется его проницаемость.

       Конструкций, приборов и установок достаточно много и они классифицируются по группам следующим образом:

1) по давлению в системе установок:

а) приборы работающие при высоком давлении Р → 30...60 МПа  

    ИПК – 1М, УИПК – 1У

б) приборы для определения коэф-та проницаемости при низких

   давлениях Р → 0, 2...0, 3 МПа

   ГК – 5

в) приборы, работающие при вакууме. Прибор Товарова

 

2) по используемому рабочему агенту:

а) на установки, где рабочим агентом является воздух или газ (озон)  

б) установки с использованием многофазной ж-ти (систем)

в) установки однофазной жидкости

Не смотря на большое разнообразие установок по определению коэф-та проницаемости, все они обязательно содержат:

1. кернодержатель
2. устройство для питания установки рабочим  агентом (емкости, болоны, компрессоры)
3. приборы для измерения давления (манометры, пьезометры, барометры)
4. устройство для измерения расхода жидкости или газа (газовые расходомеры, счетчики, устройство поддерживающее постоянные расходы )
5. приспособления для регулирования расхода и контроля расхода раб. агента и перепада давления.
6. устройство для измерения температуры.
7. осушающий агент при использовании устройства газа.

 

       Приведем принципиальную схему простейшей установки для определения коэф-та проницаемости:

1 – компрессор для сжатия и нагнетания газа ч/з эту установку

2 – манометры, изм. давления

3 – фильтр, очищающий газ от капель воды и мех. примесей

4 – осушитель газа

5 – редуктор для регулирования перепада давления на установке

6 – кернодержатель с исследуемой поверхностной средой

7 – расходомер (опр. V газа за ед. времени)

 

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: