Физико-химические свойства пластовых вод.

П л о т н о с т ь п л а с т о в ы х вод возрастает с увеличе-

нием концентрации солей, и в связи с широким изменением минера-

лизации плотность вод может быть различной.

Т е п л о в о е р а с ш и р е н и е воды характеризуется

коэффициентом теплового расширения: Е= дельта V/Vдельта t. Где дельта V изменение объема воды

при изменении темпера-

туры на A t;

V — объем воды в нормаль-

ных условиях.

С ж и м а е м о с т ь п л а с т о в о й воды. Коэффициент

сжимаемости воды

бетта в= дельта V/Vдельта p

В я з к о с т ь в о д ы в пластовых условиях зависит в основном

от температуры и концентрации растворенных солей.

22 Газо-, водо-, нефтенасыщенность коллекторов и методы ее определения

В процессе разработки месторождений в зависимости от режима разработки, применяемой технологии или методов воздействия нефть или газ вытесняются к добывающим скважинам. В результате в поровом пространстве соотношение воды, нефти и газа изменяется, при этом выделяется остаточная нефтенасыщенность, характеризующая эффективность используемого процесса извлечения нефти.

При количественной оценке соотношения воды, нефти, газа в горных породах пользуются различными коэффициентами: коэффициентом водонасыщенности, коэффициентами нефтенасыщенности и газонасыщенности.

Коэффициент водонасыщенности определяется как отношение объема воды к объему открытых пустот матрицы, т. е. содержание воды в единице объема открытых пустот, а коэффициенты нефтенасыщенности и газонасыщенности характеризуют содержание нефти или газа в единице объема открытых пустот соответственно.

Определение нефтегазоводонасыщенности пород-коллекторов реальных месторождений на любой стадии разработки осуществляется самыми различными способами: геофизическими, физико-химическими, с применением закачки индикаторов и др. Однако все методы требуют эталонирования путем прямых определений нефтегазоводонасыщенности по керну, отобранному в специальных оценочных скважинах. Для получения надежных данных о насыщенности образцов породы из продуктивного пласта необходимо выполнение двух условий.

В процессе выбуривания керна нефтегазоводонасыщенность не должна изменяться в результате проникновения фильтрата промывочного раствора в породу на забое.

Необходимо сохранить содержащиеся в породе флюиды в процессе подъема керноотборного снаряда на поверхность, когда резко меняется давление и температура.

Выполнение 2-ого условия возможно при применении керноотборных снарядов с герметизацией на забое. Зарубежные методики предусматривают охлаждение керноотборной капсулы на поверхности (на скважине) помещением ее в «сухой» лед. В боксе с «сухим» льдом капсулу доставляют в лабораторию и перед извлечением образца породы капсулу вместе с керном охлаждают жидким азотом.

Наиболее распространенный и достаточно точный способ определения остаточной водонефтенасыщенности кернов основан на определении потери массы исследуемого образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С, а также на определении объема отогнанной из керна или из смежного образца воды при кипячении его в растворителе с температурой кипения до 110°С. При этом методе экстрагирование образцов проводят в аппарате Сокслета, а определение объема воды – в аппарате Дина и Старка (рис. 8.1, а) или в аппарате ЛП-4 (рис. 8.1, б), в котором экстрагирование и определение водонасыщенности совмещаются. Погрешность в определениях остаточной водонефтенасыщенности кернов методом перегонки при содержании в образце воды не менее 5 см3 не превышает 2%. Достоверные результаты при этом получаются, если взята навеска образца не менее 25 г. В случае совпадения открытой емкости пустот с полной результаты определения остаточной водонефтенасыщенности не зависят от того, в размельченном состоянии используется керн в приборах или в виде куска.

23 Конденсационный метод заключается в измерении температуры равновесия между образованием и испарением росы на поверхности металлического зеркала, контактирующей с анализируемым газом. Метод применяется для определения температуры точки росы влаги в газах, не содержащих капельной жидкости и точка росы углеводородов которых не превышает точки росы влаги более чем на 5°С. Кроме этого, метод не может быть использован для природных газов, осушенных метанолом или другими водорастворимыми спиртами. Пробы анализируемого газа отбирают путем присоединения прибора к источнику анализируемого газа. При отборе проб газа для предотвращения конденсации паров температура в пробоотборной линии должна быть не менее чем на 3°С выше предполагаемой точки росы газа.

В электролитическом методе производится извлечение водяных паров из потока испытуемого газа частично гидратированной пятиокисью фосфора при одновременном электролитическом разложении извлеченной воды и измерении величины тока электролиза. Метод применяется для измерения содержания водяных паров и определения точки росы газов, объемная доля влаги в которых не более 0, 2 % и парциальная доля метанола в парах воды не превышает 10 %.