Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 [ 77 ] 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94

нельзя. Кроме того, как уже отмечалось [192], керн в процессе отбора нередко промывается фильтратом глинистого раствора, а в некоторых случаях содержит хлориды в твердом виде. Следовательно, получение достоверной информации о содержании погребенной воды в нефтяных и газовых залежах хлоридным методом вообще маловероятно.

Изложенное выше определение водонасыщенности керна дистил-ляционным методом относится к оценке ее в открытых пустотах. Для определения содержания воды и ее минерализации в изолированных пустотах используется керн после отгона из него воды, экстракции углеводородов и сушки до постоянной массы при температуре до 105-107° С или керн, не бывший в употреблении, если кроме хлоридов необходимо еще определять сульфат и другие соединения. В том и другом случаях из керна проводится отмывка солей дистиллированной водой в аппарате Сокслета до отрицательной реакции на ион СГ. После сушки этого образца до постоянной массы его разрушают на мельчайшие частицы в толуоле во избежание испарения или поглощения влаги им из окружающей среды. Затем из этой массы отгоняют воду в аппарате ЛП-4, ее сушат и готовят вытяжку хлоридов для определения минерализации отогнанной воды. Если исследования минерализации сводятся к определению одних хлоридов, то очередность изложенных операций не имеет значения, имея в виду хорошую растворимость их в воде. Если необходимо определение других химических соединений, отмывка солей из разрушенного образца породы должна предшествовать отгону воды. При более или менее однородном керне определение погребенной воды и ее минерализации в открытых и в изолированных пустотах можно проводить на смежных образцах.

УСТАНОВЛЕНИЕ ГРАНИЦЫ ПОЛНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПОРОД

Полная водонасыщенность нефтегазоносных пород обычно не имеет четкой границы, которой бы соответствовали определенные значения пористости и проницаемости. В некотором диапазоне пористостей и проницаемостей одного и того же горизонта встречаются образцы керна как полностью водонасыщенные, так и с некоторым количеством нефти. Между тем для определения нефтенасыщенной мощности коллекторов очень важно знать, с какой емкостью пустот ii проницаемостью входят в нее литологические разности, чтобы иметь возможность установить общее количество нефти и газа в коллекторе, представляющие геологические запасы их в залежи.

Если имеются полноценные результаты анализа керна, отобранного в процессе промывки скважин раствором на водной или нефтяной основе, установление границы полной водонасыщенности коллектора по керну сводится к статистической обработке полученных данных [105]. Для этого используются данные всего керна с пористостью, в пределах которой встречаются образцы, полностью насыщенные водой. По ним составляют таблицу, в которой приводятся по воз-

растанию в процентах с шагом в 1 или 2%, частота щ образцов с данной пористостью, в том числе частота водоносных образцов /г;. В соответствии с этим нижний предел емкости пустот матрицы для 100%-ной водонасыщенности, очевидно, определится из выражения

(345)

где п - общее количество обработанных образцов.

Та же практическая граница 100%-ной водонасыщенности может быть найдена графическим путем: построением кривых относительной частоты водоносных образцов Пдп по емкости пустот матрицы т в % (рис. 71) или построением кумулятивных кривых частоты по емкости пустот всех образцов и отдельно водоносных. На рис. 71 эта граница соответствует или близра к наибольшей частоте.

Рис. 71. Распределение образцов по величине пористости (в долях единицы) для карбонатных пород водонасьпценной зоны Речицкого и Осташковичского месторождений:

1 - СКВ. 89 и 51, семилукские отложения; 2 - скв. 89 и 51, воронежские отложэния; S - СКВ. 89, саргаевские отложения; 4 - СКВ. 13, межсолевые отложения

0,J5

0,05

Нетрудно заметить, что более точная величина нижнего предела емкости пустот матрицы для нефтенасыщенных литологических разностей получается по формуле (345), так как ею учитывается вся масса образцов керна с пористостью, в пределах которой встречаются полностью водонасыщенные образцы. По этой же причине величина этого предела по формуле (345) получается больше, чем по кумулятивным кривым, поскольку образцы с наибольшей емкостью пустот не участвуют в искомой величине предела по кумулятивным кривым. Еще менее точной получается граница 100%-ной водонасыщенности

по кривым относительной частоты (см. рис. 71); она может быть меньше и больше, чем по формуле (345), в зависимости от того, на какую величину емкости пустот приходится наибольшая относительная частота водоносных образцов керна. В данном случае она оказалась меньше, чем по кумулятивным кривым, и еще меньше, чем по формуле (345).

ос,х

80 60 W 20

100 1000 КнД

Рис. 73. Корреляционные зависимости между водонасыщенностью (а) и проницаемостью параллельно напластованию (А;и) для некоторых месторождений: 1 - Грачевское, рифогенные отложения, а = (г = 0,29); г - Туйма-

зинское, Д:, а = .-lM(т = ,ЧЬУ,з- Арланское, угленосные отложения, ct = = 81,17-1876 Ig А II (г = 0,75); 4, - Ни-Коло-Березовское, угленосные отложения а = 94,0-22,28 Ig fe 11 (г = 0,96)

Рис. 72. Корреляционные зависимости между водонасыщенностью а и открытой емкостью пустот матрицы т для некоторых месторождений:

1 - Речнцкоё, семилукские отложения, а = 48,19 171**8; - Речицкое, воронежские отложения, а = 157,67/ml2. g Грачевское, рифогенные отложения, а = 2,3 -f -t- l?8,3/m; (г = 0,85); 3 - Туймазинское,

Д1, а = (5.33-0 145) (т = 0,86); 4-Туймазинское, Дц,» = (5,37 - -0,1441", (г = 0,93); 5 - Арланское, угленосные отложения, а = (6,46 -0,156 т), (г = =0,89); 6 - Николо-Березовское, угленосные отложения, а = 168,2-5,94 m (г = 0,97); 7 - Пелагиадинское газоаое, хадумские отложения, а = 186-4,52 m (г - коэффициент корреляции)

В связи с изложенным заметим, что согласно лабораторным исследованиям, более точно можно установить присутствие нефти в породах с малым ее содержанием колориметрическим методом, чем методом, основанным на разности масс образца до и после отгона из него воды, экстрагирования и сушки. Из-за многообразия операций п связанных с этим потерь массы образца при определении нефтенасыщенности керна по разности масс к нефтенасыщенным литоло-гическим разностям по ошибке могут быть отнесены разности, полностью насыщенные водой.

При статистической обработке результатов исследований керна, отобранного с применением раствора на нефтяной основе, для нахождения указанной выше границы строят корреляционные кривые зависимости водонасыщенности а от емкости пустот матрицы т, (рис. 72) и а от проницаемости А; (рис. 73) [103]. В качестве отправного материала из них следует использовать корреляционные кривые а = / {т), так как по емкости пустот обычно больше информационного материала, и коэффициент корреляции для этой связи