I UVOD

Tema ovog seminarskog rada je „Petrofizičke karakteristike rezervoar stena i metode njihovog

određivanja“,stoga smatram da je neophodno razjasniti termine koji se u ovom radu koriste.

Petrofizika (petro - stena, phisis - priroda) je nauka koja proučava prirodu stena.

Poznavanje petrofizičkih karakteristika rezervoar stena predstavlja polaznu tačku pri razradi naftnih, gasnih i

gasokondenzatnih ležišta.

Osnovne petrofizičke karakteristike ležišta ugljovodonika su poroznost,propusnost,zasićenje

fluidima,granulometrijski sastav,specifične površine...

Bez poznavanja petrofizičkih karakteristika kao što su poroznost i propusnost nemoguće je započeti bilo kakvu

analizu odnosno razradu ležišta ugljovodonika.

Da bi se odredile vrednosti petrofizičkih karakteristika mora postojati uzorak kolektor stene koji se dobija

metodom jezgrovanja.

Na dobijenom uzorku kolektor stene vrše se laboratorijska ispitivanja primenom odgovarajuće opreme i dobro

utvrđenih metoda.

U radu su prikazane osnovne petrofizičke karakteristike ležišta ugljovodonika i laboratorijske metode njihovog

određivanja.

1

1.1 LEŽIŠTA UGLJOVODONIČNIH FLUIDA

Ležišta ugljovodonika su elementarne, pojedinačne i zasebne prirodne akumulacije nafte i gasa.

Naftna i gasna polja predstavljaju akumulacije gasa u jednom ili više ležišta, koja su uslovljena i koja se

nalaze u okviru jednog određenog strukturnog elementa ili oblika, pod uslovom da njihova projekcija čini

jednu celinu, odnosno jedno polje.

Osnovni elementi ležišta su:

Prirodni rezervoari,

Zamke,

Prirodni ležišni fluidi.

2

1.1 PRIRODNI REZERVOARI

Prirodni rezervoari su geološke sredine u kojima se vrši akumulacija i cirkulacija ležišnih fluida. Sastoje

se od rezervoar stena u kojima se nalaze fluidi i zaštitnih - izolacionih stena koje prostorno ograničavaju

rezervoar stene. Rezervoar (kolektor) stene akumuliraju i pod određenim uslovima oslobađaju ugljovodonične

fluide. Akumulaciju i kretanje fluida omogućava specifična, porozna i propusna struktura rezervoar stena.

Rezervoar stene naftnih i gasnih ležišta su najčeše sedimentnog tipa, peskovi, peščari, breče, konglomerati,

krečnjaci i dolomiti, a znatno ređe magmatskog i metamorfnog porekla. Oko 99% rezervoar stena, najvećih

svetskih naftnih i gasnih ležišta su sedimentnog tipa, a relativno retko magmatskog i metamorfnog porekla

koje čine svega 1 % ležišta. Zaštitne - izolacione stene su uglavnom gline, glinci, laporci, magmatske i

metamorfne stene.

Imajući u vidu oblike rezervoar stena i karakter odnosa između rezervoar i zaštitnih stena, Ruski naftni

geolog I.O.Brod je svrstao prirodne rezervoare u tri osnovna tipa:

Slojni prirodni rezervoari,

Masivni prirodni rezervoari,

Rezervoari sa nepravilnim oblikom (zonarni).

3

2.0 PETROFIZIČKE KARAKTERISTIKE REZERVOAR STENA

2.1 Poroznost rezervoar stena

Poroznost je primarna karakteristika rezervoar (kolektor) stena. Neporozne stenske mase nisu kolektori

ležišnih fluida. Pojam poroznosti se deskriptivno definiše kroz različite, u suštini slične, formulacije:

Poroznost obuhvata zapreminu svih pora, pukotina, prslina, šupljina, kaverni, kanala i dr. u stenskoj

masi, nezavisno od njihove veličini, morfologije i geneze.

Poroznost je “slobodna” zapremina u stenskoj masi.

Poroznost je prostor u steni koji nije ispunjen čvrstom fazom (Serra 1984).

Poroznost je deo ukupne zapremine koji je ospunjen fluidima.

Poroznost (φ )

se, egzaktno, definiše kao odnos između zapremine pornog prostora u steni - uzorku

stene (Vp) i ukupne zapremine stene - uzorka stene (Vu):

Zapremina pora je adekvatna razlici ukupne zapremine stene – uzorka i zapremine čvrste faze stene - uzorka

(Vm):

V p=V u−V m

odnosno:

φ=V u−V m

V u

Vrednosti poroznosti se izražavaju u delovima jedinice (d.j.). Ilustracija porozne strukture rezervoar stene

prikazana je na slici 1.

4

Slika 1 Ilustracija poroznosti rezervoar stene

Klasifikacija poroznosti sa fizičkog aspekta poroznost se tretira kao:

Apsolutna poroznost koja predstavlja razliku izmedu zapremine uzorka i zapremine skeleta (čvrste

faze). To je sumarna zapremina svih pora nezavisno od njihove povezanosti.

Otvorena poroznost (poroznost zasicenja) - predstavlja sve pore koje su medusobno povezane i kroz

koje se vrši cirkulacija fluida.

Dinamička poroznost - uključuje samo onaj deo pora kroz koje može da se kreće tečnost u procesu

filtracije. Subkapilarne pore ne mogu se računati u dinamičke jer kroz njih nema nikakvog kretanja

tečnosti zbog molekularno-površinskih sila koje tu tečnost zadržavaju. Dinamička poroznost nema

stalnu vrednost u jednom istom uzorku već se menja u zavisnosti od pada pritiska, brzine filtracije i

svojstva tečnosti.

Poroznost idealizovanih intergranularnih uniformnih struktura ne zavisi od veličine zrna već od

njihovog rasporeda a kreće se u rasponu od 0.259 - 0.476 d.j.

Na osnovu vrste pora poroznost se klasifikuje na:

Intergranularnu (između zrna),

Intermedijalnu (u stenskoj masi).

Prema genezi pora, poroznost je:

Primarna poroznost nastala u vreme nastanka stene,

Sekundarna poroznost koja predstavlja nastanak pora i šupljina u postgenetskim uslovima,

5

Kombinovana (dvojna) poroznost.

Po veličini pora poroznost se svrstava u:

Superkapilarnu sa veličinom pora > 0.5 mm (šljunkovi, peskovi, krečnjaci…),

Kapilarna sa veličinom pora od 0.5 - 0.0002 mm (sitnozrni peskovi, peščari…),

Subkapilarne sa veličinom pora manjom od 0.0002 mm (gline, glinci, lapori…).

Poroznost se često identifikuje kao normalna, pukotinska - prslinska, kavernozna, stilolitska itd. ili u vidu

njihovih kombinacija,što je prikazano na slici 2.

Slika 2.Vrste poroznosti

A - dobro sortiran aluvijalni materijal; B -mala poroznost; C -vrlo velika poroznost; D - smanjena poroznost usled cementacije; E - stene sa kavernoznom poroznošću; F – stene sa pukotinskom poroznošću;A, B, C, D - primarna poroznost; E, F - sekundarna poroznost

2.1.1Određivanje poroznosti

6

1.1.1.1 Određivanje apsolutne poroznosti

Pri određivanju poroznosti neophodno je utvrditi neophodnu zapreminu uzorka. U te svrhe koristi se

specijalna vaga koja funkcioniše na principu Arhimedovog zakona . Uzorak se postavlja na tas tj. donji deo

rama i tegovi se dodaju sve dok vrh reperne igle ne dodirne nivo žive. Pri tome je težina ovih tegova Pi. Nakon

toga uzorak se postavlja ispod klinastih držača i na tas se dodaju tegovi kako bi se uzorak zagnjurio u živu. Kad

reper igla dodirne nivo žive težina tegova na tasu biće P2. Ovakvim načinom merenja eleminsana je težina

samog uzorka. Ako je specifična težina žive oHg, ukupna zapremina uzorka je:

Vu=P2 ∙ P1

σ H g

σHg zavisi od temperatrnih uslova merenja.

Ukupna zapremina uzorka se može takođe odrediti pomoću piknometra. Da bi se odredila apsolutna

poroznost uzorka neophdno je izmeriti zapreminu čvrste faze. Pri tom se uzorak usitni do veličine zrna, smešta

u piknometar (slika 3) i meri se Včf.

Slika 3.Piknometar

Poroznost se zatim proračunava po relaciji:

Ф=V p

V u

=V u−V čf

V u

7

1.1.1.2 Određivanje otvorene poroznosti ili poroznosti zasićenja

Otvorena poroznost se može odrediti pomoću porozimetra koji funkcioniše na principu Bojl-Mariotovog

zakona (slika 4) .

Slika 4.Poroziometar na principu „Bojl-Mariotovog zakona“

U komori se preko ulaznog ventila-7, utiskuje gas ili vazduh pod pritiskom od 4-5 bara. Ulazni pritisak treba da

je konstantan u toku merenja. Preko izlaznog ventila-8 pušta se gas u ekspanzionu komoru-5. Ekspanzija se

uvek vrši na jednu određenu zapreminu V, prateći pritisak na živinom manometru. U toku jednog merenja

održava se konstantna temperatura.

Pritisci posle ekspanzije gasa su: Pb- pritisak kada je komora bez uzorka;

Pd - kada se u komori nalazi veštački uzorak koji je neporozan ali iste ukupne zapremine kao i originalni uzorak;

Pc-kadaje u komori pravi porozan uzorak.

8

1.1.1.3 Metoda utiskivanja žive

Metoda utiskivanja žive pod pritiskom u uzorak kolektor stene u cilju određivanja poroznosti je prvi predložio

Horner 1944.godine. Hornerova aparatura je sastavljena od više konstruktivnih celina, a osnovni funkcionalni

deo instrumenta predstavlja piknometar specijalne konstrukcije (za visoke pritiske) izveden po sistemu

„Rusca".

Poroznost uzorka se određuje merenjem njegove zapremine pri atmosferskom pritisku, pomoću žive koja se

istiskuje iz piknometra i utiskuje u porni prostor uzorka pod pritiskom, pri čemu se meri zapremina tečnosti

koja zauzima porni volumen. Piknometar za visoke pritiske izrađuje se od nerđajućeg čelika i može da primi

uzorak veličine do 30 cm3. Piknometar je povezan sa mernom presom za određivanje zapremine žive istisnute

klipom, a sa presom su spojene graduisane skale za grubo očitavanje ( u cm3) i limb za fino očitavanje (0,01

cm3) tečnosti koja se potiskuje kroz sistem. Presa je povezana sa manometrom koji registruje pritiske do 71,38

bara. Ukupna zapremina uzorka određuje se istisnutom živom u piknometru pri otvorenom sistemu. Naime,

uzorak se stavlja u piknometar i vrši potiskivanje žive sve dok se prva kap žive ne pojavi na otvoru piknometra.

Količina potisnute žive tj. zapremina uzorka očitava se na skali. Otvor piknometra tj. ceo sistem se zatim

zatvara igličastim ventilom i vrši dalje utiskivanje žive povećanjem pritiska. Tada se porni prostor ispunjava

živom i zapremina žive tj. veličina pornog prostora se neposredno očitava na skali i limbu.

1.1.1.4 Određivanje dinamičke poroznosti

Za merenje dinamičke poroznosti još uvek ne postoje utvđene metode. Za sada se uglavnom koristi u svrhe

naučnog-istraživačkog rada aparatura Orkina (slika 5) koja se bazira na određivanju inteziteta filtracije vode

kroz nevezane uzorke.

9

Slika 5 Aparatura Orkina

Aparatura se sastoji od balona sa vodom-1, merne menzura-2, sabirne menzure-3, držača sa uzorkom-4, piezometra-5, ventila-6, regulatora nivoa-7, i filtera-8. Pesak koji se ispituje prethodno se ispere vodom i hlorovodoničnom kiselinom, a zatim se uzorak suši, hladi i stavlja u cev 4. Za cev na svakih 15cm su priključeni piezometri za merenje pritiska po dužini cevi. U donji deo cevi se dovodi voda pod pritiskom, s tim što se pritisak može regulisati promenom visine suda sa vodom. Pomoću filtera- 8 vrši se čišćenje vode od mehaničkih primesa. U graduisanoj cevi-2 nalazi se fluoroscentna obojena tečnost koja se preko ventila-6 pušta u cev. Kretanjem obojene tečnosti određuje se brzina kretanja vode kroz pesak. Voda koja prođe kroz poroznu sredinu dolazi u merni cilindar- 3.

Pošto se posuda-1 postavi na određenu visinu, pusti se voda da teče i posmatra podizanje nivoa u piezometru. U donj deo cevi se pušta obojena tečnost i istovremeno meri vreme za koje količina vode prođe kroz uzorak.

Stvarna srednja brzina je:

Vs=Lt

gde je:L-dužina uzorka;t - vreme za koje obojena tečnost prođe kroz uzorak. Brzina

filtracije je:

f=V v

F ∙t

2.2 Propusnost rezervoar stena

Propusnost je sposobnost rezervoar stena da pod određenim uslovima propušta određenu količinu

tečnih, odnosno gasovitih fluida. Stene su propusne ukoliko su porozne ali između poroznosti i propusnosti ne

10

postoji proporcionalna uslovljenost. Pojedine vrste stena karakterišu visoke vrednosti poroznosti ali su

nepropusne (gline). Propusnost zavisi od celokupne strukture pornog sistema stene tj. od veličine, oblika,

rasporeda i prostorne distribucije pornih provodnika.

Shvatanja pornih sistema kao nosioca složene dinamike fluida i međufaznih odnosa omogućava analizu

propusnosti sa tri aspekta:

Apsolutna ili fizička propusnost (K) predstavlja stepen propusnosti nekog homogenog, inertnog fluida

kroz stenu pod uslovom da izmedju čvrste faze i fluida ne postoji fizičko - hemijska interakcija.

Apsolutna propusnost zavisi od karakteristika stene, a pre svega od veličine i povezanosti pornih

provodnika tj. od konstitucije pornog sistema.

Efektivna ili fazna propusnost za naftu (Ko,), gas (Kg) i vodu (Kw) je propusnost stene za pojedini fluid koji

se kroz pornu sredinu kreće u prisustvo drugih fluida. Pošto prisustvo jednog fluida ometa kretanje

drugog, propusnost za taj fluid je manja nego kod jednofazne filtracije. Fazna propusnost je manja od

apsolutne. Ona zavisi od vrste i karakteristika fluida, strukture pornog sistema i uslova kretanja a uvek

je manja od apsolutne propusnosti.

Relativna propusnost za naftu (Kor,), gas (Kgr) i vodu (Kwr) predstavlja odnos efektivne i apsolutne

propusnosti a veličina se kreće od 0 - 1. Relativne propusnosti pre svega zavise od kvantitativnih

odnosa tj. zasićenja pornog prostora fluidima.

K ro=Ko

K ;

K rg=Kg

K

;

K rw=Kw

K

gde su:

K ro ,K rg ,K rw - relativne propusnosti za naftu, gas i vodu,

Ko ,K g ,Kw - efektivna propusnost za naftu, gas i vodu,

K - apsolutna propusnost.

Na osnovu ispitivanja filtracije jednorodne tečnosti kroz izotropnu pornu sredinu (vode kroz pesak),

Darsi je utvrdio da je količina vode (Q) koja prolazi kroz ispitivani uzorak u jedinici vremena proporcionalno

11

padu potencijala (Δh) na dužini dela uzorka (Δl) i površini poprečnog uzorka (F), a obrnuto proporcionalan

dužini (Δl) i da zavisi od koeficijenta filtracije (Kf).

Q= ΔhΔl

⋅F⋅K f

gde je:

ΔhΔl

=i - hidraulički nagib

Ova formula nije bila pogodna za naftalogiju pa se moralo pribeći transformaciji Darsijevog zakona na

osnovu pritisaka:

h1=P1

γ ;

h2=P2

γ

odnosno:

Δh=h1−h2=P1−P2

γ 2.3.8

pa je:

i=1γ⋅ΔP

Δl 2.3.9

12

Brzina filtracije je:

v=QF

=K f⋅i2.3.10

Prvi oblik Darsijeve jednačine se sada može izraziti:

K= v⋅γ⋅ΔlΔP 2.3.14

ili

K=Q⋅Δl⋅γF⋅ΔP 2.3.15

Veličina propusnosti se izražava u kvadratnim jedinicama (10-12 mm2=10-15 m2 ≈1 Darsi). Za merenje

propusnosti koristi se jedinica Darsi (1D≈10-12 mm2). Jedan Darsi jednak je proticanju 1 cm3 tečnosti viskoziteta

1mPа·s, kroz stenu površine 1 cm2, dužine 1 cm за 1 sekundu, pri pritisku od 1 barа, a pri kretanju tečnosti

laminarnim režimom.

Ruska podela: dele se na 6 klasa po Todoroviču:

stene koje imaju vrlo dobru propusnost……………K > 10 - 12m2

stene koje imaju dobru propusnost………………...K = (1 - 0.1). 10 - 12 m2

stene koje imaju srednju propusnosti………………K = (0.1 - 0.01) . 10 -12 m2

13

stene koje imaju slabu propusnost……………….K = (0.01 - 0.001) .10 -12 m2

stene koje imaju vrlo slabu propusnost………K = (0.001 - 0.0001) .10 -12 m2

nepropusne stene…………………………………..K < 0.0001.10 -12 m2

Americka podela koja je zasnovana na produktivnosti stene koju je dao autor Džons:

visoko produktivna stene………….K >10 - 12m2

srednje produktivne stene…………K=(0.1-1) 10 - 12m2

malo produktivne stene…………….K=(0.01-0.1) 10 - 12m2

U praksi postoje 3 nacina odredivanja propusnosti stena:

laboratorijskim ispitivanjem uzorka stena dobijenog jezgrovanjem,

prilikom geofizičkih karotažnih merenja,

hidrodinamičkim ispitivanjima (testiranjem bušotina i slojeva)

1.1.2 Određivanje propusnosti

1.1.2.1 Određivanje apsolutne propusnosti

Određivanje apsolutne propusnosti se izvodi pomoću IFP 50 aparature i pomoću gasnog I tečnog

permeametra tipa RUSCA.

1.IFP 50 APARATURA

k=B η ∙ ∙lS

∙1t

gde su:

k - propusnost (101S m3);

B - konstanta cevi (В=0,1376 • 108 cev najmanjeg prečnika; 1,0361 • 108 cev srednjeg prečnika; 10,014 •

108cev najvećeg prečnika);

η - viskoznost,

14

S - površina poprečnog preseka uzorka (cm);

L- dužina uzorka (cm);

t - vreme za koje nivo vode pređe raspon između dve oznake u određenom promeru cevi (s)

2. Gasni permeametar„Rusca"

Slika 6.Gasni permeametar RUSCA

„Rusca" gasni permeametar se koristi za određivanje propusnosti uzorka kolektor stene pri potiskivanju gasa

kroz uzorak. Polazeći od Darsijevog zakona na instrumentu se - određuje pritisak filtracije vazduha (gasa),

temperatura i količina protoka gasa kroz uzorak. Instrument se sastoji od držača jezgra-1, termometra-2,tri

merača protoka-3,prekidača za merače protoka-4,manometra-5,regulatora pritiska-6,ventila za regulaciju

protoka-6,7,8,9,10,regulatora protoka- 11,manometra za azot-12,sigurnosnog ventila za azotnu bocu-13,boce

sa azotom-14. Uzorak se stavlja u držač, podešava pritisak od 0.25 atm, a količina protoka se određuje u skladu

sa položajem kuglice u mernoj cevi „Large". Ako je merenje neprihvatljivo pritisak se podešava na 0*.5 atm,

regulatorom bira srednja cev „medium", a količina protoka određuje prema položaju kuglice u toj cevi. Ako je

merenje i tada neizvodljivo regulatorom se podešava pritisak u manometru na 1 atm, a merni sistem

prebacuje na cev „small". Položaj kuglice određuje količinu protoka.

Propusnost se određuje po obrascu:

K=Q∙ L∙ μ

A ∙P

15

2.3 Specifične površine rezervoar stena

Specifične površine rezervoar stena predstavljaju ukupne površine svih pora u jedinici zapremine kolektora.

Kod idealizovanih uniformnih pornih sistema sa zrnima sfernih oblika specifična površina je ukupna površina

sfera u jedinici zapremine kolektora. Veličina specifične površine zavisi od granulometrijskog sastava, oblika,

reljefa i rasporeda zrna, stepena i rasporeda cementne mase kolektora i dr. Kod sitnozrnih struktura specifične

površine su veće nego kod krupnozrnih.

Specifične površine faktički, predstavljaju površinu kontakta fluida i rezervoar stene. Tečni ležišni fluidi (nafta i

voda) se srazmerno fizičko hemijskom afinitetu (stepenu kvašenja) vezuju za specifične površine kolektor

stena. Vezana, apsorbovana masa tečne faze je nemobilna i pripada rezidualnom zasićenju.

Specifične površine realnih kolektora zavise od veličine, oblika i broja pornih provodnika u jedinici zapremine

stene.

Specifične površine realnih kolektora često se kreću u granicama od nekoliko hiljada do stotina hiljada

kvadratnih metara u jednom kubnom metru uzorka.

1.1.3 Određivanje specifičnih površina

1.1.3.1 Analitičko određivanje

Specifične površine idealizovanih uniformnih pornih sistema se određuju formulom:

Sp=6⋅(1−φ )

d

Specifične površine granulometrijski razronodnih pornih sistema određuju se po formuli:

Sp=α⋅6⋅(1−φ )

p⋅∑

pi

di

Najkompleksnija definicija specifičnih površina rezervoar stena izražena je Kozen – Karmanovom relacijom:

Sp=φ3

f⋅S p2⋅T 2

16

T=( La

L )2

gde su:

d - prečnik zrna svake granulometrijske frakcije,

φ - poroznost uzorka stene,

p - masa uzorka stene,

pi - masa pojedine frakcije,

di - prečnik svake granulometrijiske frakcije,

a - Orkinov koeficijent oblika zrna koja iznosi 1,2 - 1,4,

f – koeficijent oblika pornih provodnika,

T – faktor izvijenosti pora (tortuozitet).

Pored analitičkih mogućnosti odredivanja specifične površine na osnovu poznavanja vrednosti drugih

petrofizičkih parametara kolektora (k,gi,di,ф...), specifična površina se može odrediti laboratorijskom metodom

tj. pomoću metode adsorpcije (slika 7).

Slika 7.Adsorbciona metoda

Metode adsorpcije baziraju se na merenju veličine fizičke adsorpcije inertnog gasa (argona ili azota) na

površini čvrste faze, pri niskim vrednostima pritisaka i konstantnoj temperaturi. Pomoću teorije izotermne

adsorpcije može se odrediti količina gasa tj. broj molekula koji je potreban da se čvrsta površina prekrije

17

monomolekularnim slojem. Ukoliko se poznaje vrednost površine koju zahvata jedan molekul, može se

odrediti ukupna površina tela. Pri tome se koristi relacija:

Sp=Vm N ω∙ ∙ 0

gde je:

Vm – količina adsorbovanog gasa neophodna za formiranje monomolekularnog sloja

N – Avogadrov broj (6,023 10∙ 23)

ω0 – površina koju zahvata jedan molekul (za argon na 195,88 °C=12,8 10∙ 16 cm2 )

1.2 Zasićenje rezervoar stena fluidima

18

Zasićenje predstavlja odnos zapremine fluda u pornom prostoru stene i zapremine pornog prostora.

Odnosno, zasićenje fluidom predstavlja procenat pornog prostora koji je zasićen tim fluidom. Posebno se

defininiše zasićenje za vodu, naftu i gas.

;

;

gde su:

Sw, So, Sg - zasićenje vodom, naftom i gasom (%),

Vw, Vo, Vg - zapremina vode, nafte i gasa (m3) i

Vp – zapremina pornog prostora (m3).

Zbir zasićenja pornog prostora fluidima (naftom, gasom i vodom) u svim uslovima i u svakom momentu

jednak je jedinici.

S0+Sg+Sw=1

U kolektor stenama dominantno zasićenim ugljovodoničnim fluidima najčešće se nalazi i izvesna

količina nemobilne - vezane vode. Pod određenim uslovima prestaje kretanje ugljovodoničnih fluida a

nemobilne količine pripadaju rezidualnom - zaostalom zasićenju nafte, odnosno gasa.

Efektivno zasićenje je zasićenje mobilnim fluidima (S*), tj. efektivno zasićenje naftom (So*), efektivno

zasićenje gasom (Sg*), i efektivno zasićenje vodom (Sw*).

Šematski prikazi i definicije efektivnih zasićenja predstavljeni su na slikama 8 i 9.

Za sistem koji se sastoji iz vezane vode, mobilne nafte i mobilnog gasa:

Swi+So+Sg=1

19

Slika 8 Šematski prikaz efektivnih zasićenja za sistem koji se sastoji iz vezane vode, mobilne nafte i mobilnog

gasa

So¿=

So

1−Swi ; Sg

¿ =Sg

1−Swi

Za sistem koji se sastoji iz vezane vode, mobilne vode i mobilne nafte:

Swi+Sw+So=1

Slika 9 Šematski prikaz efektivnih zasićenja za sistem koji se sastoji iz vezane vode, mobilne vode i mobilne

nafte

Sw¿ =

Sw−Swi

1−Swi ; So

¿=So

1−Swi

20

1.2.1 Određivanje zasićenja

Određivanje zasićenja vodom vrši se pomoću aparature Dina i Starka (slika 10).

Slika 10 Aparatura Dina i Starka

U metalnu bocu-3 stavlja se ispitivani uzorak, koji treba da je očišćen od parafina, i težine do 25 grama. U bocu

se sipa 200 cm3 toluola bez vode ili benzina sa tačkom ključanja oko 100°C. Posle toga na bocu se stavlja

taložnik aparata-2 i hladnjak kroz koji neprekidno struji hladna voda-1. Ispod boce se postavlja električni grejač

i vrši se zagrevanje tako da se voda koja isparava iz uzorka podiže kroz aparat, hladi u hladnjaku i sliva u

taložnik (2-4 kapi u sekundi). Zapremina taložnika je 10 cm3. Proces je završen kada se nivo vode u taložniku ne

povećava i kada je rastvarač iznad vode potpuno prozračan. Prema nivou vode u taložniku očitava se

zapremina vode u uzorku - Vv. Zasićenje uzorka kolektor stene naftom se određuje na osnovu proračuna

zapreminskog sadržaja nafte u uzorku

Vn=1

σn ∙ [¿¿ ]

gde je:G1-težina uzorka pre estrahovanja;

21

G2-težina uzorka posle estrahovanja i sušenja; G3-težina uzorka koji se ispituje; (G1- G2)-težina nafte i vode u uzorku; σv— specifična težina vode; σn - specifična težina nafte;Vv-zapremina vode u uzorku određena aparatom Dina i Starka.

U cilju određivanja zasićenja uzorka kolektora vodom i istovremeno ekstrakcije uzorka koristi se aparatura Laksa koja praktično objedinjuje konstrukciju Soksleta i Dina i Starka (slika 11).

Slika 11.Aparatura Laksa

Sastoji se od staklenog rezervoara-4, graduisane menzure-2, hladnjaka-1, i staklenog cilindra-3 sa dnom od filter

materijala. Procedura je analogna prethodno opisanim.

22

1.3 GRANULOMETRIJSKI SASTAV

Granulometrijski sastav predsatvlja procentualno učešće zrna,frakcija,i fragmenata u strukturi kolektor

stena.Granulometrijski sastav može biti:

jednorodan –zrna su istih veličina

raznorodan-zrna su različitih veličina

Svi stenski materijali bez obzira da li se radi o čvrstim,plastičnim ili rastresitim stenama dobijaju se u

rastresitom stanju gde učešće pojedinih komada po veličini zavisi od vrste materijala i primenjene metode.

Pod granulometrijskim sastavom plastičnih i rastresitih stena podrazumeva se kvalitativna raspodela zrna u

analiziranoj steni,izražena u procentima od mase koja je uzeta u analizu.

1.3.1 Određivanje granulometrijskog sastava

1.3.1.1 Određivanje granulometrijskog sastava metodom prosejavanja

Postupkom prosejavanja uglavnom se određuje granulometrijski sastav uzoraka kolektora sastavljenih od krupnozrnih frakcija prečnika 0,05mm i iznad. Koriste se laboratorijska sabirna (selektivna) sita raspoređenja u vertikalnom nizu po različitim standardima (sistemima). Mrežice se raspoređuju tako da se na vrhu nalazi sito sa najvećim dimenzijama otvora. Na njega se stavlja 50g rastresitog uzorka i prosejava oko 15min (slika 12). Nakon toga, meri se preostala količina na svakom nivou.

23

1.3.1.2 Određivanje granulometrijskog sastava sedimentacionom analizom

U cilju određivanja granulometrijskog sastava uzorka sastavljenih od sitnozrnih frakcija prečnika manjeg od

0,05mm koristi se postupak sedimentacione analize. Ovaj postupak se bazira na korišćenju Stoksove formule

koja povezuje brzinu ravnomernog kretanja sfernih čestica - ш, prečnika - d, sa silom otpora viskozne tečnosti

- f, a po relaciji:

f = 3 ∙ π ∙ μ ∙ d ω∙

gde je μ dinamička viskoznost tečnosti.

Imajući u vidu gustine čvrste i tečne faze, izraz za brzinu taloženja čestica u tečnosti je:

ω = d ∙2 ∙(ρčf −ρt ) ∙ g

18 ∙ μ

gde su ρčf i ρt gustine čvrste i tečne faze.

Ako je h visina stuba tečnosti u kojoj se disperzno nalaze čestice čvrste faze, vreme taloženja svih čestica istih

dimenzija određuje se po formuli:

t=hω

=h

a ∙r 2

gde je:

a - koeficijent proporcionalnosti;

r - radijus čestica;

ω - brzina talozenja svih čestica istog prečnika.

Ove zakonitosti primenjene su u sedimentacionoj analizi pipetnom metodom (slika 13).

Slika 13.Pipeta

Od frakcija čestica koje su prošle sito sa najmanjom veličinom otvora odvaja se 10g i meša sa viskoznom

tečnošću u cilindričnom sudu-4 smeštenog u parnom kupatilu-5. U sud se stavlja pipeta-2 i spušta na određenu

24

dubinu. Očigledno je da će na dubini h, u toku vremena t, u pipetu ući samo čestice prečnika d i eventualno

manje, jer se tokom vremena čestice u tečnosti distribuiraju prema veličini. Postupak određivanja količine

frakcija je jednostavan jer je poznata ukupna težina-Gi, zapremina odvođene suspenzije-V, masa suvog ostatka

u njoj-G, i zapremina tečnosti u cilindru-Vi, pa je procentualni sadržaj frakcija stena selektovan pipetom:

a=V 1∙ G∙ l

V ∙G1

gde je l procenat frakcija koje su prošle kroz sito sa najmanjim otvorima.

Postoje i druge varijante sedimentacione analize.Poznata kao veoma precizna analiza je metoda Figurovskog.

25

3.0 ZAKLJUČAK

U ovom seminarskom radu prikazao sam petrofizičke karakteristike stena i laboratorijske metode njihovih

određivanja,i to po sledećem redu:

poroznost rezervoar stena

propusnost rezervoar stena

specifične površine rezervoar stena

zasićenje pornog prostora rezervoar stena i

granulometrijski sastav

Ideja je bila da svaku petrofiziču karakteristiku prikažem teorijski,a odmah nakon teorije sledi praktičan primer

odnosno primer određivanja u laboratorijskim uslovima,tako da čitalac može napraviti sliku celokupne

tematike ovog rada.

Budući da je ova tematika poznata u krugovima studenata naftnog smera,nastojao sam da rad bude što

jednostavniji i pregledniji.

Ovaj rad može poslužiti studentima koji žele da obnove gradivo,a isto tako i onima kojima je ova materija

nepoznata.

26

4.0 LITERATURA

1. Vladimir Mitrović, “Materijali sa predavanja i rukopisi iz predmeta fizika sloja i mehanika

fluida i razrada naftnih i gasnih ležišta” RGF Beograd;

2. “Reservoir petrophysics”, Texas university 2000

3. Djebbar Tiab and Erle C. Donaldson,”Petrophysics of reservoir rocks”

27

I UVOD...................................................................................................................................................................................1

1.1 LEŽIŠTA UGLJOVODONIČNIH FLUIDA...............................................................................................................................2

1.1 Prirodni rezervoari..........................................................................................................................................................3

2.0 PETROFIZIČKE KARAKTERISTIKE REZERVOAR STENA.......................................................................................................4

2.1 Poroznost rezervoar stena...............................................................................................................................4

2.1.1Određivanje poroznosti.................................................................................................................................7

2.2 Propusnost rezervoar stena...........................................................................................................................11

2.2.1 Određivanje propusnosti.....................................................................................................................................14

2.3 Specifične površine rezervoar stena..............................................................................................................16

2.2.2 Određivanje specifičnih površina........................................................................................................................16

2.3 Zasićenje rezervoar stena fluidima...........................................................................................................19

2.3.1 Određivanje zasićenja..........................................................................................................................................21

2.4 GRANULOMETRIJSKI SASTAV....................................................................................................................23

2.4.1 Određivanje granulometrijskog sastava..............................................................................................................23

3.0 ZAKLJUČAK....................................................................................................................................................................26

4.0 LITERATURA...................................................................................................................................................................27

28