Petrol românesc și Universitatea de Stat Gaze la
Figura 1.1. Structura porilor Diverse spatiilor
roci clastic: a - foarte poros cu granule bine rotunjite și sortate; B - foarte foarte poros cu granule bine rotunjite și sortate; în - porozitate mică cu granule rotunjite și sortate slab; g - o porozitate redusă cu granule sortate dar cimentat bine rotunjite; d - cu pori de dizolvare; e - cu porozitate fractură (O.E.Meyntseru)
Porii primare ale rocilor sedimentare numite intergranulară sau intergranulare. Primar a prezentat pori sau golurile intergranulare mezhformennymi. Acestea au o formă neregulată unghiulară, determinată de forma și rotunjimea boabe. O astfel de pori caracteristic rocilor clastic - nisip, gresie, argile precum și pentru diferențele de chemogenic formațiuni carbonatice (Ris.1.5.1a cm, b, c, d.). porii Mezhformennye reprezintă un secțiuni tubulare cu formate între formațiuni (radicali organici, fragmentele lor, fragmente de rocă, oolites, cheaguri, noduli etc.). caracteristică secundară a porilor de carbonat-TION - calcar, dolomit, precum și unele metamorfice și roci vulcanice (vezi ris.1.1g, d, e.).
Figura 1.2. Tipuri de înrudire are: a) pori străbatere; b) o fundătură;
pori de tip conectat depinde de condițiile de rocă a formațiunii. Deschideți porozitatea este tipic pentru clastic și carbonat de roci neconsolidate triate și slab cimentate.
In litogenezei proces de diferentele cimentate relație sedimentului dintre porii individuali adesea se deteriorează datorită părții de suprapunere a porilor din ciment și etanșarea mecanică (Fig.1.2). În formațiunile de carbonat, se dizolvă porii (cavități) sunt adesea fără legătură între ele datorită ocluziei legării de căi de filtrare precipitate minerale secundare (calcit, gips, etc.).
porozitatea secundară are adesea o importanță decisivă în formarea capacității efective a sistemului rezervor. Acest lucru se datorează faptului că majoritatea zăcămintelor de petrol și gaze în timpul formării sale suferit multiple modificări de textură și de caracteristicile structurale, modificarea structurii și morfologia spațiului porilor și compoziția minerală a rocilor.
porozitatea inițială rezervor adesea roci tipice pentru depozitele geologice de vârstă antice care constituie o mică parte din zăcămintele cunoscute de hidrocarburi.
porozitatea secundară promovează formarea unui tip complex de spațiu poros. Pe baza porilor primare apar secundare - crăpături și goluri de leșiere. Fractura porozitate, deși cantități mai mici de crack, joacă un rol important prin creșterea conectivității dintre site-urile de celule individuale și apoi.
porozitatea secundară complică structura primară a spațiului porilor.
porozitate secundară cu mici fisuri este favorabil pentru stimularea utilizând fisurarea hidraulică și acidizare.
porozitate închisă este caracteristică rocilor magmatice cu pori celulare (de exemplu, piatră ponce) cu bule-E și.
Porozitatea totală a rezervoarelor de petrol și gaze formate pori intergranulare, fisuri și cavități. Prin natura fizică raportul gol este o proprietate scalară ce caracterizează concentrația porilor pe unitatea de volum a formațiunii. Raportul gol este aditiv. Prin urmare, porozitatea totală poate fi exprimată ca
Vgran. VTR. Vkav - volumul granular (intergranulare) pori, fisuri și cavități, mgran. mtr. mkav - factori granulara, fractură și porozitatea cavernos.
Raportul (1.2) V - este volumul unității de formare, în care sunt definite volumele de pori de diferite tipuri. Dimensiunile unității volumul rezervorului trebuie să fie suficient de mare pentru a include un număr suficient de mare de pori, vugs sau fracturi. Dacă această condiție nu este îndeplinită, atunci definiția concentrației volumului de pori de diferite tipuri vor fi inegale și din cauza violării ratio aditivitate (1.2) este deja
Pentru selectarea practică comercială de tip predominant de porozitate este important, deoarece dezvoltarea de straturi tehnologice cu diferite porozitate sunt diferite tipuri.
In majoritatea cazurilor, dezvoltarea zăcămintelor de petrol și gaze trebuie să se confrunte cu un tip complex de porozitate (granular-split,-fissure caverna și mai complexe).
magnitudine Mgran. mtr și mkav utilizate pentru a identifica rezervoare în tipul predominant de porozitate:
- colectori pur granule - m similar cu mgran;
- rezervorii fracturate m mtr;
- m cavernos fracturată (m Kav mp + m);
- m granular fracturată (m + tr mgr).
practicile de pescuit tipice este un „dublu“ porozitate, sugerând prezența a două medii poroase capacitiv. Una dintre ele - porozitate intergranulară blocuri medii (bloc sau o matrice de porozitate), a doua porozitatii fracturii - capacitanță fisuri înșiși.
Porozitatii majoritatea colectorilor este între 5 și 30%, dar de obicei este în intervalul 10-20% (sm.tabl.1.1). depozitele carbonatice au de obicei o porozitate mai mică decât clastic, dar acesta din urmă poate avea o permeabilitate mai mare.
Un domeniu tipic de valori și roci rezervor porozitate
munca Poryadokprovedeniya
Proba extrasă a fost uscată și divizată în două părți aproximativ egale (primul este utilizat pentru a determina volumul eșantionului, al doilea - pentru a determina cantitatea de boabe).
Prima piesă este cântărită cu o precizie de 0,01 g
Prima piesă este plasat într-un pahar de laborator, care este plasat timp de 5 minute într-un balon de evacuare aparatul de vid.
Într-un pahar se toarnă kerosen și continuă să vid până la nici o separare de bule de aer de probă.
Deși există o saturație în porozimetrul (vezi. Figura 1.1.) Turnat kerosen strâns în vas închis, răsturnată.
kerosen la nivel de scală este stabilită după încetarea creșterii acesteia.
piesă saturat este îndepărtat din aparatul de vid este plasat pe geamul și rostogolindu-l de mai multe ori pentru drenaj.
Proba a fost plasată în porozimetrul.
Porosimeter cupa a fost sigilat, inversat, îndepărtați-o a doua lectură pe scala (diferența dintre prima și a doua mostre va corespunde volumului eșantionului).
Cea de a doua piesă a eșantionului este bine măcinat într-un mojar și se cântăresc cu o precizie de 0,01 g
Se repetă pp 5,7,8,9.
Toate măsurătorile sunt incluse în tabelul 1.2. Trebuie remarcat faptul că toate valorile măsurate atunci când intră în tabel trebuie să fie redus la un singur unități SI.
1 - o scală gradată;
2 - un pahar de sticlă.
Volumul bobului este egală cu diferența dintre eșantioane pe o scală porozimetru cu și fără granule.
Coeficientul de porozitate totală:
laborator 2
Determinarea raportului porozitate deschisă
Pentru a cuantifica proporția relativă de pori interconectați se folosește un raport porozitate deschisă:
unde
În conformitate cu raportul standard acceptat deschis porilor este determinat pe probe extrase, se usucă la temperatura de 105 0 C. Pentru sigileze uscare rezervor se efectuează la o temperatură de 0 C. 70 porozitate deschisă este determinată prin proba de lichid de saturație (pentru I.A.Preobrazhenskomu) diferența de masă uscat și proba de lichid saturat, volumul său extern (diferența dintre greutatea probei în aer saturat cu lichid și în saturarea lichid) și calcularea porozitatea prin împărțirea primului volum la al doilea.
Standardul a deschis metoda porozitatii saturație presupune că volumul de pori deschiși nu depinde de caracteristicile interacțiunii unei perechi specifice de schelet - fluid. Asta este, se presupune că pentru o varietate de fluide porozitate deschisă - valoarea neschimbată. Cu toate acestea, experimentele efectuate de diferențele cantitative marcate special coeficient deschis porozitate la saturare probelor diferitelor fluide (ulei, apă, fluide de prelucrare și altele.) Valorile coeficientului de porozitate deschisă utilizate în industria minieră simulator hidrodinamic moderne și rezerve de calcul.
Prin urmare, utilizarea unor valori de coeficient de porozitate deschis uniforme fără legătură cu o anumită pereche de fluid - formarea schelet poate conduce la erori semnificative în simulare.
La calcularea rezervelor acestor efecte nu joacă un rol, la fel ca în calcularea volumului de utilizare efectivă a porilor naturale care conțin hidrocarburi.
In general mo m, deoarece în majoritatea straturilor nu comunică între ele (închis) pori. De asemenea, incluse în straturile pot fi prezente și în mod condiționat de comunicare - pori mort-end.
Lucrările în curs de desfășurare
Eșantionul extras și uscat este cântărit în aer până la 0,01 g
Eșantionul este plasat într-un pahar de laborator pentru saturarea kerosen și apoi vasul până când degajarea plantelor vid înaintat a încetat bule de aer.
piesă saturat este îndepărtat din aparatul de vid este plasat pe geamul și rostogolindu-l de mai multe ori pentru drenaj.
Proba saturată este cântărită în aer și petrol lampant pe scara destinată pentru cântărire hidrostatică.
Toate măsurătorile sunt incluse în tabelul 2.1. Trebuie remarcat faptul că toate valorile măsurate atunci când intră în tabel trebuie să fie redus la un singur unități SI.