способ определения емкостных свойств слабосцементированных и рыхлых горных пород

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ И РЫХЛЫХ ГОРНЫХ ПОРОД, включающий выделение из керна образца, экстракцию из него углеводородов и воды, высушивание образца, взвешивание его в воздухе, парафинирование образца, взвешивание его в воздухе и в жидкости известной плотности, дезинтеграцию образца, определение минералогической плотности породы, с учетом которой рассчитывают емкостные свойства породы, отличающийся тем, что, с целью повышения производительности способа, взвешивание и парафинирование образца производят до его экстракции, после которой определяют объем воды, выделившийся из образца, затем вычисляют его объем по формуле

V_обp= (m₂-m₃) / _ж-(m₂-m₁) / _паp , ,

где V_обр - объем образца с ненарушенной структурой;

m₁ - масса образца в воздухе;

m₂ - масса парафинированного образца в воздухе;

m₃ - гидростатическая масса парафинированного образца;

_ж - плотность жидкости, в которой производят взвешивание;

_паp - плотность парафина,

и по полученным данным с учетом плотности нефти рассчитывают коэффициенты пористости, водо- и нефтенасыщенности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано при обосновании емкостных параметров коллекторов в практике подсчета запасов месторождений нефти и газа.

Известен способ определения коэффициентов пористости, водо- и нефтенасыщенности горных пород [1] , включающий проведение геофизических исследований в скважине электрическими методами с замерами электрического сопротивления пород и определение коэффициентов пористости, водо- и нефтенасыщенности с использованием петрофизических зависимостей параметр пористости - пористость и параметр насыщенности - водонасыщенность, полученных лабораторными методами на образцах горных пород.

Однако ограничением данного способа является то, что вышеуказанные петрофизические зависимости можно получить лишь для хорошо сцементированных горных пород. Для слабосцементированных и рыхлых горных пород эти зависимости получить не удается в связи с тем, что образцы таких пород разрушаются при подготовке и проведении исследований. Это делает невозможным определение искомых коэффициентов.

Наиболее близким к изобретению является способ определения емкостных свойств горных пород [2] , включающий выделение из керна образца, экстракцию из него углеводородов и воды, высушивание образца, взвешивание его в воздухе, парафинирование образца, взвешивание его в воздухе и в жидкости известной плотности, дезинтеграцию образца, определение минералогической плотности породы и вычисление ее емкостных свойств, в частности пористости и кавернозности.

Недостатком этого способа является то, что определение искомых коэффициентов возможно лишь для хорошо сцементированных горных пород, а слабосцементированные и рыхлые породы разрушаются в процессе лабораторных определений.

Сущность изобретения состоит в том, что в способе определения емкостных свойств горных пород, включающем выделение из керна образца, экстракцию из него углеводородов и воды, высушивание образца, взвешивание его в воздухе, парафинирование образца, взвешивание его в воздухе и в жидкости известной плотности, дезинтеграцию образца, определение минералогической плотности породы и ее емкостных свойств, взвешивание и парафинирование образца производят до его экстракции, после которой определяют объем воды, выделившейся из образца, вычисляют его объем по формуле

v_обр= - где V_обр - объем образца с ненарушенной структурой;

m₁ - масса образца в воздухе;

m₂ - масса образца с парафином в воздухе;

m₃ - гидростатическая масса образца с парафином;

_ж - плотность жидкости, в которой производят взвешивание;

_пар - плотность парафина, и по полученным данным с учетом плотности нефти рассчитывают коэффициенты пористости, водо- и нефтенасыщенности.

Достигаемым техническим результатом при использовании изобретения является расширение возможностей способа за счет дополнительного определения (помимо коэффициента пористости) коэффициентов водо- и нефтенасыщеннгости на одном образце слабосцементированных и рыхлых пород.

Изобретение основано на том, что парафинирование образца предохраняет его от разрушения при взвешивании в жидкости и до его экстракции, а новая формула, учитывающая массу образца с парафином в воздухе и гидростатическую массу, позволяет вычислить объем образца с ненарушенной структурой. Именно это дает возможность определять всю совокупность искомых параметров на одном образце. Без парафинирования же образца, выделенного из слабосцементированных и рыхлых горных пород, можно определить только один из указанных параметров.

Способ реализуют следующим образом.

В лаборатории керн очищают от бурового раствора, снимают глинистую корку и части, затронутые кольматацией - проникновением твердых из бурового раствора в поровое пространство внешних частей керна, выделяют из керна образец и взвешивают его на весах. Затем парафинируют образец - покрывают его оболочкой парафина известной плотности, опуская несколько раз образец в расплавленный парафин, и определяют массу образца с парафином в воздухе, а также его гидростатическую массу взвешиванием в жидкости известной плотности, например в воде. Во время парафинирования наращивают слой толщиной 1 мм, не оставляя пузырьков воздуха под и в слое парафина. Образец заворачивают в высушенную фильтровальную бумагу с известной массой и помещают в аппарат для экстракции. Экстракцию воды проводят, например, в аппарате Закса, с использованием органической жидкости, в которой нерастворима вода, например, толуола или ксилола, с замером выделившейся из образца воды. Толуол и ксилол являются органическими жидкостями, растворяющими углеводороды. Однако для ускорения процесса экстракции углеводородов из образца последний переносят в аппарат Сокслета, где экстракцию проводят с помощью более сильных органических растворителей, например спиртобензола. В процессе экстракции воды и углеводородов из образца растворяется также и парафиновая оболочка. После окончания экстракции образец высушивают и определяют его массу. Разворачивают фильтровальную бумагу, дезинтегрируют образец и определяют минералогическую плотность дезинтегрированных частиц, слагающих образец.

Затем производят следующие расчеты.

Вычисляют объем образца с ненарушенной структурой по формуле

v_обр= - , где V_обр - объем образца с ненарушенной структурой;

m₁ - масса самого образца в воздухе;

m₂ - масса образца с парафином в воздухе;

m₃ - гидростатическая масса образца с парафином;

_ж - плотность жидкости, в которой производят взвешивание;

_пар - плотность парафина.

Определяют объем твердой фазы образца (объем частиц дезинтегрированного образца) по уравнению

v_тф= где m₄ - масса экстрагированного образца;

_мп - минералогическая плотность образца.

Объем пор образца находят из соотношения:

V_пор = V_обр - V_тф.

В заключение проводят расчет искомых коэффициентов по следующим стандартным формулам:

коэффициент пористости

K_п= 100%

коэффициент водонасыщенности

K_в= 100%

коэффициент нефтенасыщенности

K_н= 100% где V_в - объем извлеченной из образца воды;

_в - плотность воды, извлеченной из образца;

_н - плотность нефти, содержащейся в образце.

Этот параметр может быть определен, например, при исследовании пробы нефти, отобранной из изучаемого пласта.

Остальные параметры расшифрованы выше.

С помощью предлагаемого способа можно изучать не только нефте-, но и газонасыщенность породы. В этом случае коэффициент газонасыщенности определяют как

К_г = 100 - К_в.

Эффективность способа в сравнении с известными заключается в том, что он впервые обеспечивает получение на одном образце комплексной информации о емкостных свойствах слабосцементированных и рыхлых горных пород - о коэффициентах пористости, водо- и нефтенасыщенности, что может быть использовано для оценки промышленных запасов месторождений нефти и газа. Коллекторы нефти и газа, сложенные такими породами, имеют широкое распространение в различных регионах СНГ и в ряде зарубежных стран. Экономическая эффективность предлагаемого способа заключается в снижении капиталовложений в разработку и обустройство нефтяных и газовых месторождений благодаря повышению надежности оценки их запасов. (56) 1. Вендельштейн Б. Ю. Резванов Р. О. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М. : Недра, 1978, с. 64-174.

2. Авторское свидетельство СССР N 614365, кл. G 01 N 15/08, 1977.