Форма записи исходных данных и результатов определений

Исходные данные и результаты определений d_с способом взвешивания в воздухе записываются по форме, приведенной в табл. 9.

Таблица 4.1

Дата

№ обр.

Порода

Масса, г

Плотность, г/см3

Объем, г/см3

Погрешность Ddс/dс %

Примечание

mс

mвс.пар

mс.пар.пр

mв.пр

mвс.пар

dпар

dс

Vпар

Vc.пар

Vc

Погрешности. Наибольшая метрологическая относительная погрешность

.

где Dd_с и Dd_т —наибольшие абсолютные погрешности определения соответственно сухой породы и твердой фазы.

При d_в=1.0 г/см³ и , формула упрощается

. Здесь Dd_с/d_с = 0,005 и Dm_c/m_c= 0.0001.

Наибольшая относительная погрешность в определении возрастает с уменьшением массы т_с, увеличением плотности образца сухой породы d_с и погрешности определения его массы в воздухе Dd_с. В общем случае она зависит от масс , ,плотностей d_с, d_ви относительных погрешностей , , .

При работе с парафинированными образцами погрешность увеличивается из-за дополнительного взвешивания запарафинированного образца, пузырьков воздуха и трещин в парафине; первые увеличивают объем образца и, следовательно, потерю его жидкости, вторые способствуют проникновению рабочей жидкости в образец, что приводит к увеличению его массы в жидкости.

Контрольные вопросы.

1. Какие факторы влияют на величину плотности горной породы? 2. В чем заключается сущность весового метода определения плотности горной породы? 3. Какими еще методами на ваш взгляд можно определить плотность горной породы? 4. Вывести формулы для плотности абсолютно сухой, полностью водонасыщенной и нефтегазонасыщенной горной породы.

Лабораторная работа № 5

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ МЕТОДОМ

ПРЕОБРАЖЕНСКОГО

При определении коэффициента открытой пористости К_п используют весовые, объемно-весовые, объемные (газоволюметрические) способы. В практике наиболее часто определение К_по осуществляется весовым способом.

1. Теоретическая часть

Пористость – наличие в горной породе пространства не заполненного твердой фазой (пор).

В зависимости от размера выделяют мегапоры, сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные.

Мегапоры – полости, средний радиус которых > 10 мм, иногда (карстовые полости) достигающий многих метров, размер сверхкапиллярных пор от 0,1 до 10 мм, капиллярных пор – 10^-3 до 0,1 мм и субкапиллярных пор – < 10^-3 мм.

По происхождению выделяют межзерновую (первичную), трещинную и кавернозную (вторичную) пористость.

Различают общую, открытую, закрытую, эффективную и динамическую пористости горных пород.

Общая пористость – характеризует пространство горной породы не заполненное твердой фазой. Коэффициент общей пористости К_по представляет отношение объема всех пор V_поб к полному объему сухого образца V.

, (5.1)

где V_тф, V, d_тф, d_пс, m_тф, m_с – соответственно объемы, плотности и массы твердой фазы и сухой породы.

В сухом состоянии m_тф » m_с и, следовательно,

(5.2)

Открытая пористость – отражает совокупность пор, сообщающихся между собой и атмосферой. Коэффициент открытой пористости К_прассчитывается как отношение объема открытых пор V_по к объему сухой породы V.

. (5.3)

Объем открытых пор определяют по изменению массы образца при его полном насыщении известной (рабочей) жидкостью (способ Преображенского)

, (5.4)

где m_с, m_п.ж – соответственно массы сухого образца и образца, полностью насыщенного рабочей жидкостью плотностью d_ж. В качестве рабочей жидкости используют керосин или модель пластовой воды, хотя чаще всего берут керосин как жидкость, хорошо проникающую в поры породы. Однако использование керосина для определения К_п имеет ряд недостатков: необходимость последующей отмывки образцов от керосина, если предполагается проведение других измерений на данном образце, керосин не вызывает набухания глинистых минералов, тогда как в естественных условиях возможны изменения объема глинистых частиц. В связи с этим целесообразно использовать модель пластовой воды.

Как правило, измерение коэффициентов открытой пористости для одних и тех же образцов проводят как по керосину, так и по воде.

Объем образца V определяют по потере массы образца при погружении его в жидкость

, (5.5)

где m_п.ж - масса насыщенного рабочей жидкостью образца в воздухе; m’_п.ж и m_пр – соответственно массы образца, насыщенного рабочей жидкостью, и проволочки, полученные при взвешивании их в рабочей жидкости плотностью d_ж .

Коэффициент открытой пористости К_п рассчитывают с учетом приведенных выше уравнений как:

, (5.6)

где Кп –открытая пористость породы, проценты;

m₀ - масса сухого образца по уравнению, г;

m₁ - масса образца полностью насыщенного рабочей жидкостью в воздухе, г;

m₂ - масса образца полностью насыщенного рабочей жидкостью в рабочей жидкости, г;

dж - плотность рабочей жидкости, г/см³;

а - масса петли из лески в рабочей жидкости (при массе лески менее 0,004г, влиянием её можно пренебречь).

В случае образцов слабосцементированных пород масса сухого образца(m₀) находится с учетом уравнения (1).

. (5.7)

Установлено, что в терригенных осадочных породах Западной Сибири закрытая пористость (К_пз) равна нулю, по крайней мере, в породах с открытой пористостью более 6%. При меньшей открытой пористости пород можно допустить, что величина закрытой пористости соотносится с погрешностью определения пористости лабораторными методами. В связи с этим, различием между общей и открытой пористостью для терригенных осадочных пород можно пренебречь.

Эффективная пористость – характеризует объем порового пространство пород-коллекторов, которое может быть заполнено углеводородами или подвижной водой. Коэффициент эффективной пористости К_пэф определяют как:

К_пэф = К_{п *} (1 – К_во), (5.8)

где К_во – коэффициент остаточной водонасыщенности равный отношению объема остаточной воды к объему порового пространства (см. лабораторную работу № 6).

Динамическая пористость – характеризует объем порового пространство пород-коллекторов, которое может быть заполнено подвижными углеводородами. Коэффициент динамической пористости Кпд определяется по формуле:

К_пд = К_{п *} (1 – К_во – К_но), (5.9)

где К_но – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, равный отношению объема остаточной нефти (газа) к объему порового пространства.

2. Практическая часть

Задание:Определить открытую пористость образцов способом Преображеннского.

2.1. Приборы, оборудование, материалы соответствуют перечню, указанному в лабораторной работе 3.