Оразовательное учреждение

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА 8
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НАБУХАНИЯ
ПЛАСТОВЫХ ГЛИН

8.1. Общие положения

Большинство продуктивных коллекторов нефти и газа содержат в своем составе то или иное количество глины, которая может находиться в виде порового цемента, прожилок и пропластков. Определенное количество глины может привноситься искусственно в призабойную зону скважины вместе с фильтратом бурового раствора при разбуривании продуктивной части пласта, при капитальном и текущем ремонтах скважин, при заводнении пластов.
Глины продуктивных коллекторов, в большинстве своем, состоят из каолинитовых, монтмориллонитовых, гидрослюдистых и хлоритовых глин, которые обладают различной набухаемостью.
Содержание их в продуктивном пласте изменяется от долей до 33% и более.
В процессе разработки месторождения глина может изменять свой объем и, тем самым, существенно влиять на нефтеотдачу.

∆µ – абсолютная погрешность измерения коэффициента вязкости нефти;

∆P – погрешность измерения перепада давления на концах керна.
Абсолютные погрешности определения этих параметров составляют:
∆V = 0,02 см³; ∆t = 0,2 с; = 3%; = 0,06%; ∆P/(P₁-P₂) = 0,3% - при применении ртутного дифференциального манометра и 1,0% - при определении перепада давления на пружинных манометрах; ∆L/L = 0,2%; ∆r/r = 0,3%.
Абсолютную погрешность определения коэффициента проницаемости породы можно оценить из выражения k = ± %. Отсюда ∆k = ± ∆k/k %.
Тогда значение коэффициента проницаемости породы равно (k ± ∆k) мкм².

7.6. Вопросы для самоподготовки

1. 
   Почему коэффициент проницаемости породы по нефти отличается от коэффициента проницаемости по газу?
   
2. 
   В каких пределах может меняться величина коэффициента проницаемости нефтеносных горных пород?
   
3. 
   Напишите формулу для определения коэффициента нефтепроницаемости горных пород.
   
4. 
   Единица измерения коэффициента проницаемости горных пород
   

• 
  В случае изменения давления его регулируют с применением пресса 9, открыв вентили В-17 и В-11;
  
• 
  после проведения опыта следует открыть вентиль В-16. При этом в коленах дифференциального манометра уровень жидкости выравнивается;
  
• 
  при измерении перепада давления, с применением образцовых манометров, необходимо вводить поправку на потерю давления в поршневых контейнерах на перемещение поршня. Для определения величины потерь необходимо с заданным расходом перемещать флюид мимо керна в направлении от контейнера 10 к контейнеру 13, а затем переменить направление движения жидкости на противоположное. Каждый раз необходимо определять перепад давления. Величина потерь составляет полу-сумму абсолютных значений перепадов давлений;
  
• 
  прекращение фильтрации флюида через керн достигается нажатием на кнопку “Стоп”, размещенную между кнопками “1-пресс” и “2-пресс”.
  

7.4. Обработка результатов измерений на установке

На установке получают данные о перепадах давлений на концах керна при различных установившихся расходах флюида через породу. С использованием этих данных строят графики зависимости величины перепада давления от расхода флюида, т.е. реологические линии. По форме этих линий можно судить о законах фильтрации флюида через

образец породы. Кроме того, путем обработки этой линии можно построить график зависимости между коэффициентом подвижности флюида и перепадом давления на керне, а по данным на линейной части можно определить коэффициент нефтепроницаемости породы.
Подвижность флюида в породе определяется по формуле:


, мкм²/(мПа*с) , (7.1)
где – расход флюида через породу, см³/с;
∆P – перепад давления на концах керна при заданном расходе, кг/см²;
L – длина керна, см;
F – площадь поперечного сечения породы, см²;
µ – коэффициент динамической вязкости нефти, мПа*с;
k – коэффициент нефтепроницаемости породы, мкм².
Коэффициент нефтепроницаемости породы определяется по выражению:
, мкм² (7.2)

Результаты обработки опытов по фильтрации флюида через керн записывают в таблицу 7.2.

По результатам опыта дают заключение об особенностях фильтрации нефти через керн.
Таблица 7.2
Результаты обработки опытов по фильтрации нефти через керн

Номер Режима	Расход нефти через керн, см3/с	Перепад давления на концах керна, МПа	Коэффициент подвижности нефти в породе, мкм2/(мПа*с)	Коэффициент нефтепроницаемости породы, мкм2/(мПа*с)
1	2	3	4	5
1.	1,04	0,034
2.	1,58	0,05
3.	2,36	0,075

7.5. Определение погрешности измерений

Относительная погрешность измерения коэффициента нефтепроницаемости породы определяется по выражению:
, (7.3)
где ∆V – абсолютная погрешность измерения объема флюида V, прошедшего через керн, за время t;
∆t – абсолютная погрешность, допускаемая в измерении секундомером;
∆L и ∆r – абсолютные погрешности измерения соответственно длины L и радиуса r керна;