Водонасыщение это: это 📕 что такое ВОДОНАСЫЩЕНИЕ

Содержание

Водонасыщение асфальтобетона как показатель качества уплотнения

Водонасыщение асфальтобетона — это способность его к насыщению, заполнению всей своей структуры: пор и трещин влагой. Из этого следует, что повышенное водонасыщение асфальтобетона характеризует его пористость и (или) недостаточное уплотнение.

Показатели вотонасыщения определяют по стандартной методике в соответствии с ГОСТ. В условиях стационарной лаборатории образцы (керны) асфальта в заданном режиме насыщаются водой. Сущность этих испытаний заключается в определении количества воды, которую поглотят испытываемые образцы асфальтобетона.

Почему повышенное водонасыщение недопустимо? И регламентировано требованиями ГОСТ 9128-2013 п. 4.1.10

Дело в том, что асфальт при не нормативном (повышенном) водонасыщении уложенный летом, ни как себя внешне в отрицательную сторону не проявляет. Только специалисты могут после визуального осмотра дать предварительную оценку технического состояния покрытия. К примеру на фотографии слева — нормативное состояние, а справа асфальтобетон с незакрытыми порами. В том числе видно, что щебень из покрытия в скором времени будет выкрашиваться.

Такой дефект снижает морозостойкость асфальтобетона и проблемы начнутся при наступлении морозов в осенний, зимний и весенний период. При отрицательной температуре вода, попавшая в поры асфальта, замерзает, расширяется, увеличивается в объеме. Это закон физики. Опыт со стеклянной бутылкой заполненной водой выставленной на мороз, которая в итоге лопается, тому подтверждение. Так же и структура асфальтобетона рвется от давления воды, замерзшей в его порах. В результате, проходя несколько циклов замерзания, асфальтобетонное покрытие разрушается с прогрессией. К весне дорожное покрытие приходит в негодность.

Причины повышенного водонасыщения асфальтобетона

1. Нарушение технологии устройства дорожного покрытия: несоблюдение температурного режима асфальтобетонной смеси при уплотнении, укладка ее в дождливую погоду или при минусовой температуре, малое количество проходов вальцами катка, дорожно-строительная техника не соответствует требованиям.

2. Некачественная сама асфальтобетонная смесь, зерновой состав которой (рецепт приготовления) не соответствует требованиям ГОСТ. (Примечание: если водонасыщение в переформованных образцах нормативное, то асфальтобетонная смесь соответствует ГОСТ)

Пример лабораторных испытаний асфальтобетона

Сейчас мы попробуем объяснить результаты лаборатории, выполнив анализ показателей указанных в протоколе. См. Протокол.


Из протокола испытаний видно, что в 1, 3 и 6 кернах из покрытия повышенное водонасыщение, а в переформованных образцах все в норме, значит асфальтобетонная смесь соответствует ГОСТ, а выполненные работы по уплотнению асфальта на участках дороги, где отбирались 1, 3 и 6 керны не соответствуют нормативным требованиям. Обратите внимание, что и коэффициент уплотнения в тех же образцах не соответствует норме. Для полного понимания вышеизложенного следует знать, что такое переформованные образцы, но это уже другая тема.

Предлагаемое изобретение относится к испытаниям дорожно-строительных материалов и может быть использовано при определении водонасыщения асфальтобетона.

Известен способ ускоренного определения физических показателей асфальтобетона включающий лабораторное изготовление асфальтобетонных образцов требуемого диаметра и высоты. Образцы охлаждают на воздухе при комнатной температуре в течение 90 мин. После чего их взвешивают на воздухе, затем погружают на 30 мин в емкость с водой при температуре 20±2°С, после этого образцы взвешивают в воде, достают из воды, вытирают и вторично взвешивают на воздухе. По полученным данным по известным методикам определяют среднюю плотность асфальтобетона. Затем образцы помещают в емкость с водой, температура которой 20±2°С, и устанавливают в вакуум — прибор, где создают и поддерживают остаточное давление, равное 2000 Па (15 мм рт.ст.) в течение 1 ч 30 мин, после чего давление доводят до атмосферного и выдерживают в течение 1 ч. После этого образцы взвешивают в воде и на воздухе и определяют водонасыщение и набухание асфальтобетона [Патент BY 5410 C1 G01N 33/42 — аналог].

Недостатками аналога является то, что известный способ не позволяет достоверно определить водонасыщение асфальтобетона, так как формование образцов производится при высокой температуре, а при охлаждении образцов в течение 90 мин, учитывая высокую теплопроводность битума, пористая структура внутри образца не успевает сформироваться и, соответственно, водонасыщение образца будет неполным.

Известен способ определения водонасыщения включающий изготовление (формование), образцов, взвешивание их на воздухе при температуре 20±2°С, выдержке в воде при температуре 20±2°С в течение 30 минут, последующее их взвешивание в воде при температуре 20±2°С и на воздухе, вакуумирование в вакуумной камере в течение 1 часа, при остаточном давлении 2000 Па (15 мм рт.ст.) и выдержку в воде в течение 30 минут, после чего давление в вакуумной камере доводят до атмосферного и выдерживают образцы в воде в течение 30 минут, затем следует повторное взвешивание в воде и на воздухе. [п. 13.2 ГОСТ12801-98 Смеси асфальтобетонные дорожные и аэродромные, дегтебетонные дорожные, асфальтобетон и дегтебетон. Методы испытаний — прототип].

Известный способ имеет существенный недостаток, заключающийся в том, что испытываемые образцы, подвергающиеся вакуумированию в вакуумной камере, находятся непосредственно в воде. В процессе вакуумирования образцов, вода закупоривает поры, препятствуя выходу воздуха из пор и микротрещин, не обеспечивая более полное насыщение пор водой, а это ведет к значительному снижению точности измерений при определении водонасыщения асфальтобетонных образцов.

Технический результат — повышение точности определения водонасыщения асфальтобетона.

Техническая задача — повышение точности определения водонасыщения асфальтобетона за счет повышения заполнения водой пор и микротрещин при одновременном снижении затрат на осуществление способа.

Решение технической задачи — задача решается тем, что в способе определения водонасыщения асфальтобетона, включающем изготовление образцов, взвешивание их на воздухе при температуре 20±2°С, выдержку в воде при температуре 20±2°С в течение 30 мин, последующее взвешивание образцов в воде при температуре 20±2°С, удаление излишков влаги с поверхности образцов, последующее взвешивание их на воздухе при температуре 20±2°С, вакуумирование в вакуумной камере, частично заполненной водой, при температуре 20±2°С при остаточном давлении 2000 Па (15 мм рт.ст.), доведение давления до атмосферного, выдержку в воде при температуре 20±2°С, в течение 30 минут при атмосферном давлении для насыщения пор, освобожденных от воздуха, водой, повторное взвешивание в воде, удаление излишков влаги с поверхности образцов и взвешивание их на воздухе, с последующим расчетом водонасыщения, при этом, вакуумирование образцов, размещенных на подставке внутри вакуумной камеры над поверхностью воды, осуществляют одновременно с вакуумированием воды в течение 30 мин, а затем по истечении дегазации образцов и воды, образцы погружают в воду для насыщения пор освобожденных от воздуха, водой.

Сущность заявляемого способа заключается в определении количества воды, поглощенной образцом при заданном режиме насыщения. Водонасыщение определяют на образцах, приготовленных в лаборатории из смеси или на образцах-кернах, вырезанных из асфальтобетонного покрытия. Для определения водонасыщения, сухие образцы из асфальтобетона в количестве 3 шт. взвешивают на воздухе при нормальной температуре, и помещают в емкость заполненную водой с температурой 20±2°С на 30 минут. После выдержки образцы взвешивают в воде в той же емкости при температуре 20±2°С для определения плотности образца. Затем образцы достают из воды и обтирают влажной салфеткой для удаления с поверхности излишков воды и повторно взвешивают на воздухе при температуре 20±2°С. После этого образцы устанавливают на подставку, размещенную внутри вакуумной камеры, частично заполненную водой при температуре 20±2°С, при этом образцы находятся выше поверхности воды. Затем осуществляют одновременно процесс вакуумирования воды и образцов при остаточном давлении 2000 Па (15 мм рт.ст.) в течение 30 минут. Процесс вакуумирования воды и образцов позволяет осуществить дегазацию воды и освободить внутренние поры образцов от воздуха. После завершения вакуумирования, образцы, (не вынимая из вакуумной камеры) опрокидованием погружают в воду вакуумной камеры для полного насыщения пор и микротрещин водой и одновременно доводят давление до атмосферного, выдерживают образцы в воде при температуре 20±2°С в течение 30 минут, для полного заполнения освободившихся пор водой, т.е. их водонасыщения. Затем образцы достают из вакуумной камеры и помещают в емкость с водой при температуре 20±2°С для взвешивания в воде. После этого образцы достают, влажной салфеткой удаляют с поверхности излишки воды и взвешивают на воздухе при нормальной температуре.

По известным математическим расчетам вначале определяют плотность асфальтобетона:

где,

g — масса образца, в сухом состоянии, взвешенного на воздухе, г;

ρB — плотность воды, равная 1 г/см3;

g2 — масса образца, выдержанного в течение 30 минут в воде и вторично взвешенного на воздухе, г;

g1 — масса образца, взвешенного на воздухе, после вакуумирования, г;

Далее, математическими расчетами определяют водонасыщение 3-х образцов:

где,

g — масса образца, в сухом состоянии, взвешенного на воздухе, г;

g1 — масса образца, взвешенного в воде, г;

g2 — масса образца, выдержанного в воде и взвешенного на воздухе, г;

g5 — масса насыщенного водой образца, взвешенного на воздухе, г;

По окончании испытаний вычисляют среднее арифметическое значение водонасыщения одного образца. За результат определения водонасыщения принимают округленное до первого десятичного знака среднеарифметическое значение трех определений одного образца.

Предлагаемый способ определения водонасыщения асфальтобетона за счет более полного заполнения пор и микротрещин водой при раздельном вакуумировании воды и образцов, позволяет, по сравнению с прототипом, повысить точность определения водонасыщения асфальтобетона, сократить время выдержки образцов асфальтобетона (из смесей с вязкими органическими вяжущими) в вакуумной камере, снизить время проведения способа, а, следовательно, сократить расходы электропотребления и затраты на осуществление самого способа, что и является новым техническим результатом заявляемого способа.

Примеры конкретного исполнения.

Для испытаний при определении водонасыщения асфальтобетонов (из смесей с вязкими органическими вяжущими) изготавливали по три образца для различных типов асфальтобетона с составом минеральной части: относящиеся к типу А (щебень — 53%; отсев дробления щебня — 40%; минеральный порошок — 7%), типу Б (щебень — 45%; отсев дробления щебня — 46%; минеральный порошок — 9%), типу В (щебень — 35%; отсев дробления щебня — 50%; минеральный порошок — 10%), типу ЩМА (щебень фр. 5-10 мм — 25%; щебень фр. 10-15 мм — 43%; минеральный порошок — 12%; отсев дробления щебня — 20%).

По известным математическим расчетам определили плотность и водонасыщение различных типов асфальтобетонов:

Пример

Испытания проводились на образцах из асфальтобетона относящиеся к типу А.

Изготавливали 3 образца и охлаждали на воздухе в течение 4 часов при температуре 20±2°С, затем их взвешивали на воздухе и погружали на 30 минут в емкость с водой при температуре 20±2°С, после выдержки образцы взвешивали в воде той же емкости. Затем образцы доставали из воды и обтирали влажной салфеткой для удаления с поверхности излишков воды и повторно взвешивали на воздухе при температуре 20±2°С. После этого образцы устанавливали на подставку, размещенную внутри камеры вакуумной установки, частично заполненную водой при температуре воды 20±2°С, при этом образцы устанавливались на подставке таким образом, чтобы они находились выше поверхности воды. Затем осуществляли одновременно процесс вакуумирования воды и образцов при остаточном давлении 2000 Па (15 мм рт.ст.), в течение 30 минут. После завершения вакуумирования, образцы (не вынимая из вакуумной камеры) опрокидованием погружали в воду камеры вакуумной установки, для полного насыщения пор и микротрещин водой и одновременно доводили давление до атмосферного, выдерживали образцы в воде при температуре 20±2°С в течение 30 минут. Затем образцы доставали из вакуумной камеры и помещали в емкость с водой при температуре 20±2°С для их взвешивания в воде. После этого образцы доставали, влажной салфеткой удаляли с поверхности излишки воды и взвешивали на воздухе при нормальной температуре.

Таким же образом проводили испытания для асфальтобетонов относящимся к типам Б, В и ЩМА. Результаты испытаний по определению плотности и водонасыщения изготовленных асфальтобетонных образцов приведены ниже в таблицах 1, 2.

Как видно из таблицы 1 результаты средней плотности асфальтобетона, полученные по прототипу и по заявленному способу имеют незначительные расхождения, а именно по типу А расхождение составляет 0,01 г/см3, по типу Б 0,01 г/см3, по типу В и ЩМА расхождений нет.

Согласно выше приведенным результатам испытаний (табл. 1 и 2), можно сделать вывод, что при незначительном расхождении средней плотности асфальтобетона, значения водонасыщения для различных типов асфальтобетонов имеют существенное отличия. Водонасыщение асфальтобетона относящегося к типу А по отношению к прототипу повысилось на 31,4%, к типу Б на 33,3%, к типу В на 41,03%, к типу ЩМА на 27,6%.

Кроме того, предлагаемый способ позволяет снизить время проведения испытаний и, соответственно снизить затраты на его осуществление.
Способ определения водонасыщения асфальтобетона, включающий изготовление образцов, взвешивание их на воздухе при температуре 20±2°С, выдержку в воде при температуре 20±2°С в течение 30 мин, последующее взвешивание образцов в воде при температуре 20±2°С, удаление излишков влаги с поверхности образцов, последующее взвешивание их на воздухе при температуре 20±2°С, вакуумирование в вакуумной камере, частично заполненной водой, при температуре 20±2°С при остаточном давлении 2000 Па (15 мм рт.ст.), доведение давления до атмосферного, выдержку в воде при температуре 20±2°С, в течение 30 минут при атмосферном давлении для насыщения пор, освобожденных от воздуха, водой, повторное взвешивание в воде, удаление излишков влаги с поверхности образцов и взвешивание их на воздухе с последующим расчетом водонасыщения, отличающийся тем, что вакуумирование образцов, размещенных на подставке внутри вакуумной камеры над поверхностью воды, осуществляют одновременно с вакуумированием воды в течение 30 минут, а затем по истечении дегазации образцов и воды, образцы погружают в воду для насыщения пор, освобожденных от воздуха, водой.

Можно ли уменьшить водонасыщение асфальтобетона

Если результаты протокола имеют водонасыщение асфальта, превышающее норму, то совершенно очевиден вопрос: можно ли его уменьшить? Что нужно, что бы его уменьшить? Ответ один: для этого нужно слой асфальта дополнительно уплотнить.

Теоретически это возможно выполнить, но лишь с небольшими участками и только верхнего слоя покрытия путем нагрева его газовой горелкой и уплотнения разогретой структуры асфальта тяжелым пневмо-катком. В конце концов в сверх жаркий летний день покрытие асфальта чуть ли не плавится и тут можно этим воспользоваться, укатав его дополнительно.

К сожалению – это все теория, на практике же в масштабах строительства крупных дорожных объектов это практически невыполнимые и труднореализуемые способы.
12 февраля, 2021 / Экспертиза асфальта

Устойчивость асфальтобетона к водно-тепловым и химическим факторам

Вода – наиболее агрессивный фактор для всех строительных материалов.

Асфальтобетонные покрытия дорог испытывают круглогодичное воздействие воды в виде атмосферных осадков и талых вод. При длительном увлажнении вследствие ослабления структурных связей асфальтобетон может разрушаться за счет выкрашивания минеральных зерен, что приводит к повышенному коррозионному износу покрытий и образованию выбоин.

Водостойкость асфальтобетона зависит от его плотности и прочности адгезии битумной пленки к поверхности минеральных заполнителей.

Вода, как полярная жидкость, хорошо смачивает все минеральные материалы и при длительном контакте с ней возможна ее диффузия под битумную пленку. Такая ситуация наиболее вероятна при контакте влаги с кислыми минеральными материалами, где нет прочного хемосорбционного взаимодействия битума с поверхностью их частиц.

При воздействии транспортных нагрузок процесс «сдирания» битумных пленок с поверхности минеральных зерен усиливается при наличии влаги.

Сорбированные молекулы воды легко мигрируют по обнаженным (от битума) поверхностям минеральных частиц, что резко снижает структурную прочность асфальтобетона. Вода, проникая в микродефекты структуры асфальтобетона, приводит к адсорбционному понижению прочности материала (проявляется эффект Ребиндера). Это происходит вследствие снижения поверхностной энергии стенок трещины и ослабления структурных связей у вершины трещины по мере ее развития.

Значительно разрушают структуру асфальтобетона его частые попеременные увлажнение и высыхание.

Перемещаясь в порах, вода вызывает неравномерное распределение напряжений, что также интенсифицирует процессы разрушения асфальтобетона.

Остаточная пористость асфальтобетона оказывает большое влияние на водостойкость асфальтобетона. Для асфальтобетонов разных типов она составляет от 1 до 5 % по объему.

Поры в асфальтобетоне могут быть открытые и замкнутые. С уменьшением размера зерен увеличивается количество замкнутых, недоступных воде пор.

Водостойкость асфальтобетона характеризуется значениями водонасыщения, набухания и коэффициента водостойкости (отношение прочности водонасыщенных образцов асфальтобетона к прочности сухих образцов).

Водонасыщение по объему

для асфальтобетонов различных типов колеблется в пределах от 1 до 4 %, а набухание (также в % по объему) – от 0,5 до 1,0.

Коэффициент водостойкости

должен быть при длительном водонасыщении в агрессивной среде для асфальтобетонов типов А, Б, В, Г, Д после 14 суток – не менее 0,75…0,85, а для ЩМА – не менее 0,90.

Морозостойкость

Зимой вода в порах асфальтобетона замерзает и, переходя в лед, увеличивается в объеме на 9-10 %, что создает в них давление более 20 МПа.

Наибольшие разрушения асфальтобетонных покрытий происходят в осенне-весеннее время, когда наблюдается значительное число циклов попеременного замораживания – оттаивания и перехода через нулевую температуру. Знакопеременные температуры приводят к цикловым увеличениям внутрипоровых напряжений, что приводит к образованию трещин на асфальтобетонных покрытиях.

Морозостойкость асфальтобетона оценивается коэффициентом морозостойкости

, показывающим снижение прочности асфальтобетонных образцов при сжатии после установленных циклов замораживания – оттаивания.

Исследования показали, что каркасный асфальтобетон обладает меньшей морозостойкостью, чем асфальтовый раствор (песчаный асфальтобетон). Это объясняется повышенной пористостью каркасных бетонов.

Снижение морозостойкости асфальтобетона наблюдается при уменьшении вязкости битума (табл. 8.7).

Таблица 8.7 Зависимость морозостойкости асфальтобетона от вязкости (марки) битума

Тип системыМарка битумаКоэффициент морозостойкости после 50 циклов
Асфальтовый растворБНД 60/90 БНД 90/1300,86 0,79
АсфальтобетонБНД 60/90 БНД 90/1300,82 0,77

Морозостойкость асфальтобетона также зависит от характера взаимодействия битума с минеральным материалом. Так, морозостойкость асфальтобетона на щебне из плотного известняка (основная порода) выше, чем на гранитном щебне (кислая порода). Это объясняется тем, что природа связи в системе «битум – известняк» хемосорбционная (химическая), а природа связи «битум – гранит» — физическая. Поэтому напряжения, возникающие при замерзании воды, легко разрушают менее прочные физические связи и слабо разрушают химические.

Повысить водо- и морозостойкость асфальтобетона можно путем выбора материалов надлежащего качества, тщательного проектирования состава и применения ПАВ.

8.5.6. Стандартные требования к свойствам горячих, теплых и

Сооружение фундаментов в водонасыщенных грунтах

Естественно, что конструкциям, непосредственно контактирующим с грунтом, при проектировании уделяется особое внимание. Основная задача – поиск наиболее оптимального решения, которое поможет исключить неравномерную усадку здания.

  • Для этого при возведении ленточных и монолитных плитных опор применяют такие меры, как увеличение площади опирания фундамента и изменение глубины его заложения. Если на дне котлована имеется плотный верхний слой, под фундаментной лентой устраивают опорную подушку, и она может быть не только насыпной, но и бетонной (монолитной или сборной). Песчаная подушка обязательна и в этом случае.


Лента фундамента, опирающаяся на бетонную подушку
В тех местах, где есть вероятность наибольшей осадки, может быть предусмотрен более глубокий подвал либо, наоборот, отметка подошвы фундамента поднимается выше.

Уровни ответственности зданий: что это

Вообще, проектирование нулевого цикла здания связано с уровнем его ответственности. Государственный стандарт устанавливает три таких уровня: повышенный, нормальный и пониженный. К первому уровню относятся все промышленные объекты, высотные здания и уникальные сооружения.


Постройка с пониженным уровнем ответственности

  • Жилые дома и прочие здания массового строительства относятся ко второму уровню. К категории объектов пониженной ответственности, относятся постройки павильонного типа и МАФ (малые архитектурные формы). К ним относятся беседки, теплицы, гаражи, небольшие складские помещения и бани – всё, что возводится на приусадебных и дачных участках.

Обратите внимание! К фундаментам частных особняков, таунхаусов, коттеджей и комфортабельных загородных домов предъявляются требования, соответствующие II (нормальной) категории ответственности. А значит, при их строительстве должны быть выполнены геологические изыскания и разработана конструкция фундамента, привязанная к реальным условиям участка.


Строительство дома с подвалом на ленточном фундаменте
И вот какие рекомендации по выбору конструкции фундамента для зданий нормального уровня ответственности, дают специалисты:

Разновидность грунтаРекомендуемый тип фундамента
Пески средней и высокой плотности;Глинистые грунты с нижним показателем текучести 0,75Строить дом без подвала, на мелкозаглублённом или незаглублённом фундаменте.
Непучинистые грунтыФундаменты столбчатые, ленточные, монолитная плита. Подвал можно предусмотреть.
Пучинистые грунтыТолько ленточный мелкозаглублённый или плитный фундамент. Без подвала.
Водонасыщенные биогенные грунты: торфы, илы, рыхлые пески, текучие глиныСваи либо плитные фундаменты. О подвалах не может быть и речи.

Как уплотнить основание под фундамент

В масштабном строительстве используют самые разные способы понижения уровня влажности грунта (см. Как выполнить осушение участка с высоким уровнем грунтовых вод). Это и установка вертикальных дрен, и устройство дренажных скважин, и замораживание грунта, и установка иглофильтров. А что же делать обычному частнику, решившему самостоятельно построить дом?

  • Основным средством спасения от грунтовой влажности в данном случае является подушка из песка и гравия под подошвой фундамента. С её помощью можно уменьшить величину его заглубления и размеры, лучше распределить давление на грунт и сделать осадку более равномерной. Для устройства ложа под фундамент используют песок, песчано-гравийную смесь, щебень.

Можно ли уменьшить водонасыщение асфальтобетона. | Пенообразователь Rospena

Если результаты протокола имеют водонасыщение асфальта, превышающее норму, то совершенно очевиден вопрос: можно ли его уменьшить? Что нужно, что бы его уменьшить? Ответ один: для этого нужно слой асфальта дополнительно уплотнить.

Теоретически это возможно выполнить, но лишь с небольшими участками и только верхнего слоя покрытия путем нагрева его газовой горелкой и уплотнения разогретой структуры асфальта тяжелым пневмо-катком. В конце концов в сверх жаркий летний день покрытие асфальта чуть ли не плавится и тут можно этим воспользоваться, укатав его дополнительно.

К сожалению – это все теория, на практике же в масштабах строительства крупных дорожных объектов это практически невыполнимые и труднореализуемые способы. 12 февраля, 2021 / Экспертиза асфальта

К сожалению – это все теория, на практике же в масштабах строительства крупных дорожных объектов это практически невыполнимые и труднореализуемые способы. 12 февраля, 2021 / Экспертиза асфальта

Структурно-механические свойства асфальтобетона

Асфальтобетон, как материал с обратимыми микроструктурными связями, в зависимости от температуры и условий деформирования может находиться в следующих структурных состояниях:

— упруго-хрупком, при котором минеральный остов строго фиксирован застеклованными прослойками битума. В этом случае асфальтобетон по свойствам приближается к цементобетону и другим искусственным материалам с кристаллизационными связями;

— упруго-пластичном, когда зерна минерального остова соединены прослойками битума, которые проявляют при напряжениях, не превышающих предел текучести, упругие и эластичные свойства, а при больших напряжениях — упруго-вязкие свойства;

— вязко-пластичном, при котором зерна минерального остова соединены полужидкими прослойками битума и небольшое по величине напряжение приводит к деформированию материала.

Под механической нагрузкой асфальтобетон проявляет комплекс сложных свойств: упругость, пластичность, ползучесть, релаксацию напряжений, изменение прочности в зависимости от скорости деформирования, накопление деформации при многократных приложениях нагрузки и т. д. В зависимости от проявления тех или иных свойств к асфальтобетону применимы законы теории упругости или теории пластичности. Основными свойствами, характеризующими качество асфальтобетона, являются прочность, деформативность, ползучесть, релаксация, водостойкость, износостойкость, морозоустойчивость.

Под механической нагрузкой асфальтобетон проявляет комплекс сложных свойств: упругость, пластичность, ползучесть, релаксацию напряжений, изменение прочности в зависимости от скорости деформирования, накопление деформации при многократных приложениях нагрузки и т. д. В зависимости от проявления тех или иных свойств к асфальтобетону применимы законы теории упругости или теории пластичности. Основными свойствами, характеризующими качество асфальтобетона, являются прочность, деформативность, ползучесть, релаксация, водостойкость, износостойкость, морозоустойчивость.

Прочность — свойство асфальтобетона сопротивляться разрушению под действием механических напряжений. Теоретические основы прочности и устойчивости асфальтобетонных покрытий отражены в виде нормативов на физико-химические свойства в ГОСТ 9128-97. Показателем этих свойств в сумме прямо или косвенно характеризуют прочность при сжатии и сдвиге, трещиностойкость асфальтобетона в покрытиях.

Прочность при сжатии нормируют при 50, 20, 0°С, что соответствует температуре покрытия в жаркий летний день и осенне-зимний период.

Деформативность асфальтобетона оценивают по относительной деформации асфальтобетонных образцов при испытании на изгиб или растяжение. Покрытие будет устойчивым против образования трещин, если асфальтобетон обладает относительным удлинением при 0°С не менее 0,004…0,008, а при -20°С не менее 0,001…0,002 (при скорости деформации, близкой к 5…10 мм/мин).

Деформативность асфальтобетона оценивают по относительной деформации асфальтобетонных образцов при испытании на изгиб или растяжение. Покрытие будет устойчивым против образования трещин, если асфальтобетон обладает относительным удлинением при 0°С не менее 0,004…0,008, а при -20°С не менее 0,001…0,002 (при скорости деформации, близкой к 5…10 мм/мин).

Ползучесть. Испытание асфальтобетона на ползучесть позволяет установить изменение деформации во времени. Ползучесть — процесс малой непрерывной пластичной деформации, протекающей в материалах в условиях длительной статической нагрузки. При испытании на ползучесть к образцу, имеющему форму цилиндра или балочки, прикладывают постоянную нагрузку, чтобы проследить работу материала в упругой (линейной) и неупругой (нелинейной) области.

Релаксация — уменьшение напряжений в материале, величина деформации в котором поддерживается постоянной. Процесс релаксации заключается в «перерождении» упругой деформации в пластичную.

Релаксация напряжений в асфальтобетоне связана с наличием битума, обладающего гораздо меньшей прочностью и вязкостью, чем минеральные материалы. Температура и вязкость битума оказывают влияние на характер релаксации напряжений в асфальтобетоне. С понижением температуры различия в релаксационных процессах уменьшаются, с повышением — релаксационная способность материала увеличивается. На характер релаксации в значительной степени влияет напряжение, сообщаемое материалу. При высоком начальном напряжении процесс релаксации протекает интенсивно, в материале остается мало неотрелаксированных напряжений, что объясняется облегчением пластичного течения по релаксационным плоскостям.

Релаксация напряжений в асфальтобетоне связана с наличием битума, обладающего гораздо меньшей прочностью и вязкостью, чем минеральные материалы. Температура и вязкость битума оказывают влияние на характер релаксации напряжений в асфальтобетоне. С понижением температуры различия в релаксационных процессах уменьшаются, с повышением — релаксационная способность материала увеличивается. На характер релаксации в значительной степени влияет напряжение, сообщаемое материалу. При высоком начальном напряжении процесс релаксации протекает интенсивно, в материале остается мало неотрелаксированных напряжений, что объясняется облегчением пластичного течения по релаксационным плоскостям.

Релаксационные процессы в асфальтобетоне зависят от скорости деформации (нагружения). Процесс нагружения рассматривают как совокупность двух одновременно протекающих процессов — роста напряжений и их релаксации, поэтому, чем медленнее растет нагрузка, тем большая часть напряжений успевает отрелаксировать в процессе нагружения.

При высоких температурах интенсивность снижения напряжений служит показателем деформационной устойчивости асфальтобетона, а при низких отрицательных — показателем трещиноустойчивости.

При высоких температурах интенсивность снижения напряжений служит показателем деформационной устойчивости асфальтобетона, а при низких отрицательных — показателем трещиноустойчивости.

Водостойкость .

Асфальтобетонные покрытия при длительном увлажнении вследствие ослабления структурных связей могут разрушаться за счет выкрашивания минеральных зерен, что приводит к повышенному износу покрытий и образованию выбоин. Водостойкость асфальтобетона зависит от его плотности и устойчивости адгезионных связей. Вода, как полярная жидкость, хорошо смачивает все минеральные материалы, а это значит, что при длительном контакте минеральных зерен, обработанных битумом, возможна диффузия воды под битумную пленку. При этом минеральные материалы с положительным потенциалом заряда поверхности (кальцит, доломит, известняк) в большей степени препятствуют вытеснению битумной пленки водой, чем материалы с отрицательным потенциалом поверхности(кварц, гранит, андезит).

Пористость оказывает большое влияние на водостойкость асфальтобетона, обычно она составляет 3…7 %. Поры в асфальтобетоне могут быть открытые и замкнутые. С уменьшением размера зерен увеличивается количество замкнутых, недоступных воде пор. Водостойкость определяется величиной водонасыщения, набухания и коэффициента водостойкости Кв (отношение прочности водонасыщенных к прочности сухих образцов). Коэффициент водостойкости должен быть не менее 0,9, а при длительном водонасыщении (15 суток) не менее 0,8.

Пористость оказывает большое влияние на водостойкость асфальтобетона, обычно она составляет 3…7 %. Поры в асфальтобетоне могут быть открытые и замкнутые. С уменьшением размера зерен увеличивается количество замкнутых, недоступных воде пор. Водостойкость определяется величиной водонасыщения, набухания и коэффициента водостойкости Кв (отношение прочности водонасыщенных к прочности сухих образцов). Коэффициент водостойкости должен быть не менее 0,9, а при длительном водонасыщении (15 суток) не менее 0,8.

Морозостойкость. Замерзая зимой в порах асфальтобетона, вода переходит в лед с увеличением в объеме на 8-9 %, что создает в них давление свыше 29 МПа. Наибольшее разрушительное действие оказывает происходящее весной и осенью попеременное замораживание и оттаивание асфальтобетона. Знакопеременные температуры приводят к появлению трещин.

Морозостойкость асфальтобетона обычно оценивают коэффициентом KF

, показывающим снижение прочности при растяжении (и сжатия на раскол) после определенного цикла замораживания насыщенных водой образцов на воздухе при температуре -20°С и оттаивания в воде при комнатной температуре. Количество циклов принимают не менее 25. Повысить водо- и морозостойкость можно путем выбора материалов надлежащего качества, тщательного подбора составляющих, применения поверхностно-активных веществ.

, показывающим снижение прочности при растяжении (и сжатия на раскол) после определенного цикла замораживания насыщенных водой образцов на воздухе при температуре -20°С и оттаивания в воде при комнатной температуре. Количество циклов принимают не менее 25. Повысить водо- и морозостойкость можно путем выбора материалов надлежащего качества, тщательного подбора составляющих, применения поверхностно-активных веществ.

Износостойкость и шероховатость асфальтобетона в покрытии. Износ асфальтобетона происходит под действием сил трения, вызываемых проскальзыванием колес автомобиля по поверхности покрытия и вакуумных сил, возникающих под движущимся автомобилем. Износ покрытия определяется: истиранием его структурных элементов; отрывом и износом с его поверхности зерен песка и раздробленных щебенок.

Износостойкость асфальтобетона тем выше, чем больше его плотность, чем выше твердость входящих в его состав минеральных материалов и выше сцепление зерен щебня и песка с битумом. Асфальтобетоны, приготовленные на гранитном щебне, более износоустойчивы, чем асфальтобетоны на известняковом щебне. Применение щебня, загрязненного глинистыми частицами, приводит к резкому снижению износостойкости за счет вырывания щебенок из поверхности покрытия.

Асфальтобетонные покрытия с ровной, сухой и чистой поверхностью (за исключением покрытий с избытком битума) обеспечивают достаточное сцепление шин автомобиля с поверхностью покрытия. При этом шероховатость поверхности покрытия не оказывает существенного влияния на сопротивление скольжению шин. На покрытиях с увлажненной поверхностью степень сопротивления скольжению шин значительно снижается из-за наличия воды в зоне контакта шин с покрытием. Степень сопротивления скольжения оценивается коэффициентом сопротивления скольжению j

Асфальтобетонные покрытия с ровной, сухой и чистой поверхностью (за исключением покрытий с избытком битума) обеспечивают достаточное сцепление шин автомобиля с поверхностью покрытия. При этом шероховатость поверхности покрытия не оказывает существенного влияния на сопротивление скольжению шин. На покрытиях с увлажненной поверхностью степень сопротивления скольжению шин значительно снижается из-за наличия воды в зоне контакта шин с покрытием. Степень сопротивления скольжения оценивается коэффициентом сопротивления скольжению j

(коэффициент сопротивления), представляющим собой отношение силы сопротивления скольжению к нормальной нагрузке на покрытие в зоне контакта шины с покрытием. Коэффициент сцепления на сухом и мокром асфальтобетонном покрытии имеет следующие значения:

Шероховатая поверхность: Гладкая поверхность:

сухая 0,7…0,9 сухая 0,4…0,6;

мокрая 0,5…0,7 мокрая 0,3…0,4.

При коэффициенте сцепления менее 0,4 покрытие становится недопустимо скользким и аварийность на нем резко увеличивается. Коэффициент сцепления 0,4…0,5 в большинстве случаев удовлетворяет требованиям безопасности движения. Повышение коэффициента сцепления достигается за счет применения асфальтобетона поровой и контактно-поровой структуры. Шероховатость обеспечивается при содержании щебня из труднополирующихся пород в количестве 50-65 % в зернистых смесях и 35-55 % зерен крупнее 1,25 мм — песчаных на дробленом песке из труднополирующихся пород, а также уменьшением до возможных пределов содержания минерального порошка (4-10 % в зернистых смесях и 8-10 % в песчаных). Общие зависимости между шероховатостью, качеством составляющих и составом асфальтобетонных смесей следующие: степень шероховатости покрытия пропорциональна острогранности и собственной шероховатости зерен каменного материала; долговечность шероховатости тем больше, чем труднее шлифуется каменный материал, чем выше вязкость битума; чем больше дробленых зерен в смеси и чем меньше в ней минерального порошка, тем выше шероховатость.

При коэффициенте сцепления менее 0,4 покрытие становится недопустимо скользким и аварийность на нем резко увеличивается. Коэффициент сцепления 0,4…0,5 в большинстве случаев удовлетворяет требованиям безопасности движения. Повышение коэффициента сцепления достигается за счет применения асфальтобетона поровой и контактно-поровой структуры. Шероховатость обеспечивается при содержании щебня из труднополирующихся пород в количестве 50-65 % в зернистых смесях и 35-55 % зерен крупнее 1,25 мм — песчаных на дробленом песке из труднополирующихся пород, а также уменьшением до возможных пределов содержания минерального порошка (4-10 % в зернистых смесях и 8-10 % в песчаных). Общие зависимости между шероховатостью, качеством составляющих и составом асфальтобетонных смесей следующие: степень шероховатости покрытия пропорциональна острогранности и собственной шероховатости зерен каменного материала; долговечность шероховатости тем больше, чем труднее шлифуется каменный материал, чем выше вязкость битума; чем больше дробленых зерен в смеси и чем меньше в ней минерального порошка, тем выше шероховатость.

как не ошибиться при покупке и выбрать какой нужно.

Какие виды щебня бывают? Из каких материалов щебень производят? Применение щебня по фракциям. Свойства щебня и его характеристики.

Щебень

Щебень – это нерудный материал. Является популярным строительным материалом, широко применяемым на всех этапах строительства. Успешно используется в ландшафтном дизайне, сельском хозяйстве, в сферах жилищно-коммунальных услуг и т.д.

В ГОСТ 8267-93 предлагается следующее определение:

«…Щебень из горных пород – это неорганический сыпучий материал с зёрнами крупностью свыше 5 мм, получаемый дроблением горных пород, гравия и валунов, попутно добываемых вскрышных и вмещающих пород и вмещающих пород или некондиционных отходов горных предприятий по переработке руд (чёрных, цветных и редких металлов металлургической промышленности) и неметаллических ископаемых других отраслей промышлености и последующим рассевом продуктов дробления».

Фракции щебня

 Фракции щебня по ГОСТ 8267-93 

  Фракции щебня по ГОСТ 32703-2014 

Фр. 3-10 мм

Фр. 5-10 мм

Фр. 3-20 мм

Фр. 5-20 мм

Фр. 10-15 мм

Фр. 10-20 мм

Фр. 15-20 мм

Фр. 20-40 мм

Фр. 40-80 мм

Фр. 40-70 мм

Фр. 70-120 мм

Фр. 80-120 мм

Фр. 120-150 мм

Фр. 4-5,6 мм

Фр. 5,5-8 мм

Фр. 8-11,2 мм

Фр. 11,2-16 мм

Фр. 16-22,4 мм

Фр. 22,4-31,5 мм

Фр. 31,5-63 мм

Фр. 63-90 мм

Допускается выпуск фракций:

Фр. 4-8 мм

Фр. 8-16 мм

Фр. 16-31,5 мм

Фр. 32,5-63 мм



Гранитный щебень


Гранитный щебень — это щебень из твёрдой горной породы зернистого строения, которая является самой распространённой на Земле. Гранитная скала представляет собой магму, застывшую на больших глубинах. Магма состоит из хорошо сформированных кристаллов полевого шпата, кварца, слюды и т. д. Имеет цвет красный, розовый или серый, в зависимости от преобладания в нём шпата и слюды. Глыбы получают обычно путём взрыва монолитной скалы, затем они дробятся в машине, а полученный щебень просеивается по фракциям. Это последний этап производства щебня.

Фракции гранитного щебня

  • 0-5 мм гранитный отсев, щебеночно-песчанная смесь (ЩПС) — самая мелкая фракция гранитного щебня, не относится к щебню, а является побочным продуктом при его изготовлении. Применяется для создания «подушек» дорожного полотна. Применяется как декоративный материал для отделки, а также для отсыпания дорожек и дорог, детских и спортивных площадок; для изготовления бетонных изделий, в частности с поверхностью «мытого бетона»;
  • 0-10 мм щебеночно-песчанная смесь (ЩПС) — комплексный мелкофракционный строительный материал природного происхождения, который является продуктом при добыче и переработке горных пород. Области применения ЩПС во многом зависят от зернового состава. Наилучшим образом подходит для создания «подушек» дорожного полотна.
  • гранитный щебень 5-10 мм — самая мелкая фракция из коммерчески доступных. Используется в производстве бетона и конструкций из него для оптимизации фракционного состава крупного заполнителя, например в производстве плит перекрытия безопалубочным способом.
  • гранитный щебень 5-20 мм (смесь фракций 5-10 и 10-20) — пользуется наибольшим спросом. Используется в производстве бетона и конструкций из него, в фундаментных работах, при заливке мостовых конструкций, мостового полотна, дорожных и аэродромных покрытий оснований.
  • гранитный щебень 20-40 мм — средняя фракция, применяется в производстве бетона, железобетонных конструкций, в строительстве автодорог и железных дорог, трамвайных линий, при закладке фундамента и возведении производственных зданий.
  • гранитный щебень 25-60 мм — фракция, применяемая при строительстве основания для железнодорожных путей.
  • гранитный щебень 20-70 мм, гранитный щебень 40-70 мм — крупная фракция щебня, используется в производстве бетона, массивных конструкций из него и на работы с большим объёмом бетона. Применяется также в дорожном строительстве в пределах населённых пунктов, при возведении производственных зданий и сооружений.
  • гранитный щебень 70-120 мм, 120—150 мм, 150—300 мм — бутовый камень (БУТ). Применяется для забутовок, в габионах, в декоративных целях, обычно для отделки заборов, водоемов,бассейнов.

Это стандартные, наиболее частые способы использования данных фракций гранитного щебня, однако для каждой из них существует множество вариантов применения.

По техническим характеристикам гранитный щебень является прочным (марка 800—1200) и высокопрочным (марка 1400—1600), морозостойким (марка 300—400), с низкой лещадностью (5-23 %) и 1 классом эффективной удельной активности Аээф (менее 370 Бк/кг). Показатели содержания радионуклидов, вредных компонентов и примесей отсутствуют или не превышают нормы, что подтверждается соответствующими сертификатами и заключениями, выдаваемыми после проведения исследований.

Уникальные свойства гранитного щебня делают его популярным строительным материалом. Это лучший заполнитель для высокомарочного бетона. Гранитный щебень также используется как декоративный камень. Он может быть серым, красным или розовым, иметь множество оттенков. После шлифовки и полировки имеет красивую зеркальную поверхность. Гранитный щебень в основном состоит из кристаллов полевого шпата, кварца, слюды, содержание которых влияет на цвет и оттенки камня.

Лещадность — параметр, определяющий степень плоскостности или удлиненности зерен щебня (от слова «лещадь», то есть дощечка или плоская плитка). В щебне нормируют содержание зерен пластинчатой и игловатой форм. К зёрнам пластинчатой и игловатой форм относят такие зёрна, толщина или ширина которых менее длины в три раза и более. По форме зёрен щебень подразделяют на три группы:

Группа Содержание зерен пластинчатой и игловатой форм
I (кубовидная) до 10 %
II (улучшенная) 10-15 %
III (обычная) 15-25 %
IV 25-35 %

Необходимо заметить, что лещадность — одна из самых важных характеристик качества щебня. Использование щебня кубовидной формы даёт наиболее плотную утрамбовку.

Наличие в щебне зёрен пластинчатой и игловатой форм приводит к увеличению межзерновой пустотности в смеси. При изготовлении бутобетонных смесей это приводит к увеличению расхода связующего компонента, что влечет за собой дополнительные материальные затраты. Кроме того, кубовидные зёрна обладают большей прочностью, чем зёрна пластинчатой и игловатой форм. Следовательно, использование кубовидного щебня в производстве бутобетонных смесей экономически целесообразнее.

В то же время при строительстве железных и автомобильных дорог применяют щебень повышенной лещадности, так как он обладает лучшими дренирующими свойствами.

Прочность щебня характеризуют пределом прочности исходной горной породы при сжатии, дробимостью щебня при сжатии (раздавливании) в цилиндре и износом в полочном барабане. Эти показатели имитируют сопротивление каменного материала при воздействии проходящих по дороге транспортных средств и механические воздействия в процессе строительства дорожных конструкций (укладка и уплотнение катками).

В зависимости от марки щебень делят на группы:

  • высокопрочный М1200-1400,
  • прочный М800-1200,
  • средней прочности М600-800,
  • слабой прочности М300-600,
  • очень слабой прочности М200.

В щебне нормируют содержание зерен слабых пород с пределом прочности исходной породы при сжатии в водонасыщенном состоянии до 20 МПа. По ГОСТ 8267-93 щебень марок М1400, М1200, М1000 не должен содержать зерна слабых пород в количестве более 5 %, щебень марок М800, М600, М400 более 10 %, щебень марок М300 и М200 более 15 % по массе.

Наибольшим спросом пользуется гранитный щебень прочностью М1200, реже используется высокопрочный гранитный щебень или базальтовый щебень с маркой прочности М1400-1600. В основном он используется в производстве тяжелых высокопрочных бетонов, в несущих мостовых конструкциях, фундаментах.

Морозостойкость.

Морозостойкость щебня характеризуют числом циклов замораживания и оттаивания. Разрешается оценивать морозостойкость щебня по числу циклов насыщения в растворе сернокислого натрия и высушивания. По морозостойкости щебень подразделяют на марки: F15, F25, F50, F100, F150, F200, F300, F400. В строительстве в основном применяют щебень с маркой морозостойкости не менее F300 (300 циклов замораживания и оттаивания).


Гравийный щебень


Гравийный щебень — щебень, получаемый путём просеивания карьерной породы, а также путём дробления природной каменной скалы. По прочности уступает гранитному щебню, но есть и преимущества — радиоактивный фон его обычно очень низкий и цена ниже, чем на гранитный щебень.

Гравийный щебень применяют для фундаментных работ, для бетонов, в производстве ЖБИ, при строительстве дорог.

Существует два вида гравийного щебня:

  • Колотый — это обычный природный или дробленный;
  • Гравий — это округлые камешки, как правило речного или морского происхождения.

Фракции гравийного щебня

  • гравийный щебень 0-5 мм — очень мелкая фракция, используется для оформления ландшафта и предотвращения гололеда.
  • гравийный щебень 3-10 мм — используется для производства бетона, построек фундамента, в ландшафтных работах. Идеально подходит для отсыпки тротуаров и дорожек. Камушки приятные на ощупь, поэтому по ним хорошо ходить босиком. Этот момент принимаю во внимание владельцы пляжей и используют гравий для засыпки территорий.
  • гравийный щебень 5-20 мм — такая фракция щебня пользуется большим спросом в строительстве при возведение фундамента, в производстве цемента особенно популярен.
  • гравийный щебень 20-40 мм — фракция щебня средних размеров, обладающие высоким уровнем прочности. Его используют при обустройстве «подушек» автомагистралей, при заливке фундаментов, при строительстве железнодорожных путей.
  • гравийный щебень 40-70 мм —  крупная фракция щебня, добытого из карьерной породы. Она оптимально подходит при возведении фундамента. Из щебня таких размеров изготавливают бетонные перекрытия, делают насыпи на железных дорогах. Используется в дренажных системах,  для декоративных целей, широко используется в строительстве дорог.
  • гравийный щебень до 150 мм — БУТ, встречается крайне редко, используется для декоративных целей.

Известняковый щебень


Известняковый щебень — продукт дробления осадочной горной породы, а именно известняка, который, главным образом, состоит из кальцита (карбонат кальция — СаСО3).

Известняковый щебень, его ещё называют щебень известковый или доломитовый, один из основных видов щебня, который как  гравийный и гранитный щебень применяется в дорожном строительстве, а также при изготовлении железобетонных изделий. Допускается его использование при устройстве дренажей, при условии, что он имеет достаточно плотную структуру.

Характеристики известнякового щебня не находятся на высоком уровне, но у известняка есть другие преимущества. Он стойко переносит температурные изменения, а также известняковый щебень, наряду с гравийным щебнем, обладает высоким классом безопасности и экологичности. Поэтому может без опасений применяться для засыпки дорожек и в других ландашафтых работах.


У нас Вы можете купить следующие фракции известнякового щебня:

  • щебень известняковый 5-20 мм
  • щебень известняковый 20-40 мм
  • щебень известняковый 40-70 мм
Показатели значение показателя
1. Плотность камня 2,75-2,93 т./м.куб.
2. Водопоглощение 0,05-0,25%
3. Предел прочности при сжатии До 2080 г./см.кв.
4. Пористость 0,40-4,03%
5 Химический состав:

SiO2 48-65%

Al2O3 15-18%

CaO 3.5-10.5%

MgO 2.1-7.2%

SO3 0.38-1.01%

Fe2O3 7.0-12.5%
6. Суммарная удельная эффективность естественных радионуклидов 30-137 Бк/кг что соответствует 1 классу
7. Объёмный насыпной вес щебня по фракциям:

от 0 до 5 мм. 1,50 т/м3

от 0 до 40 мм. 1,53 т/м3

от 3 до 10 мм. 1,45 т/м3

от 5 до 20 мм. 1,37 т/м3

от 20 до 40 мм. 1,41 т/м3

от 20 до 60мм. 1,45 т/м3

от 20 до 90 мм. 1,48 т/м3

от 40 до 70 мм. 1,47 т/м3

Бутовый камень 1,60 т/м3
8. Морозостойкость F-300 (ГОСТ от F 15 до F 400)
9. Марка щебня по прочности 1400 (ГОСТ от 600 до 1400)
10. Марка щебня по износу И-1 (ГОСТ от И-1 до И-4)
11. Содержание слабых зерен 0,1-3% (ГОСТ до 5%)
12. Содержание пылевидных, глинистых частиц в том числе глины в комках До 1% ГОСТ 1% Не более 0,25% ГОСТ 0,25%
13. Содержание зерен пластинчатой формы 12-30% ГОСТ до 35%
14. Зерновой состав Соответствует ГОСТ 8267-93
15. Содержание вредных компонентов Отсутствуют
МАТЕРИАЛЫ ОТСЕВ ДРОБЛЕНИЯ ФАКТ ТРЕБОВАНИЯ
1. Марка прочности 800кг/см.кв. ГОСТ
2. Содержание пылевидных, глинистых частиц в том числе глины в комках До 9% до 10%
До 0,5% до 2%
3. Зерновой состав Соответствует ГОСТ 8736-93

Прочность щебня характеризуют пределом прочности исходной горной породы при дроблении щебня (раздавливании) в цилиндре и износом в полочном барабане. Эти показатели имитируют сопротивление каменного материала при воздействии проходящих по дороге транспортных средств и механические воздействия в процессе строительства дорожных конструкций (укладка и уплотнение катками).

Дробление щебня происходит в одном определённом режиме. Камни разной прочности пропускается через дробилку и в результате  дробления получается продукт разных размеров. Более мелким будет щебень из камней меньшей прочности. При отсеивании можно получить продукт однородный по фракции и прочности.

В зависимости от марки щебень делят на группы:

  • высокопрочный — М1200-1400,
  • прочный — М800-1200,
  • средней прочности — М600-800,
  • слабой прочности — М300-600,

По форме зерен щебень подразделяют на четыре группы (содержание зерен пластинчатой и игловатой форм, % по массе):

  • I группа до 15%,
  • II группа от 15% до 25%,
  • III группа от 25% до 35%,
  • IV группа от 35% до 50%.

Адгезия — одна из специфических характеристик щебня. Этот параметр отражает оценку качества сцепления битумных вяжущих с поверхностью щебня. Любопытно, но на качество сцепления влияет цвет щебня. Лучшие показатели по адгезии дает серый и темно серый щебень.  

Водопоглощение и водонасыщение  — это свойства щебня терять влагу, находящуюся в его порах.

Влагоотдача щебня характеризуется количеством воды в % (по массе или объему), теряемым стандартным образцом материала в сутки при относительной влажности окружающего воздуха 60% и температуре окружающей среды 20 градусов по С.  

Зерновой состав каждой фракции щебня должен удовлетворять требованиям ГОСТ 8267-93 «Щебень и гравий из плотных горных пород для строительных работ». Исходя из требований указанного ГОСТа следует, что в фракции щебня, поставляемой на строительство, например 20-40 мм, количество зерен размером мельче 20мм не должно превышать 10%, а зерен крупнее 1,25*D (50 мм) — не более 0,5%.

Радиоактивность — важная характеристика щебня. Отметим, что радиоактивность природного щебня из натуральных пород гранита всегда выше чем у известнякового или гравийного щебня. Это связано с природой возникновения горных пород.

Реакционная способность щебня от 51 до 261 моль/л.


Щебень. Виды и свойства.

Какие виды щебня бывают? Из каких материалов щебень производят? Применение щебня по фракциям. Свойства щебня и его характеристики. Щебень Щебень – это нерудный материал. Является популярным строительным материалом, широко применяемым на всех этапах строительства. Успешно используется в ландшафтном дизайне, сельском хозяйстве, в сферах жилищно-коммунальных услуг и т.д. В ГОСТ 8267-93 предлагается следующее определение: «…Щебень из горных пород – это неорганический сыпучий материал с зёрнами крупностью свыше 5 мм, получаемый дроблением горных пород, гравия и валунов, попутно добываемых вскрышных и вмещающих пород и вмещающих пород или некондиционных отходов горных предприятий по переработке руд (чёрных, цветных и редких металлов металлургической промышленности) и неметаллических ископаемых других отраслей промышлености и последующим рассевом продуктов дробления». Фракции щебня  Фракции щебня по ГОСТ 8267-93    Фракции щебня по ГОСТ 32703-2014  Фр. 3-10 мм Фр. 5-10 мм Фр. 3-20 мм Фр. 5-20 мм Фр. 10-15 мм Фр. 10-20 мм Фр. 15-20 мм Фр. 20-40 мм Фр. 40-80 мм Фр. 40-70 мм Фр. 70-120 мм Фр. 80-120 мм Фр. 120-150 мм Фр. 4-5,6 мм Фр. 5,5-8 мм Фр. 8-11,2 мм Фр. 11,2-16 мм Фр. 16-22,4 мм Фр. 22,4-31,5 мм Фр. 31,5-63 мм Фр. 63-90 мм Допускается выпуск фракций: Фр. 4-8 мм Фр. 8-16 мм Фр. 16-31,5 мм Фр. 32,5-63 мм Гранитный щебень Гранитный щебень — это щебень из твёрдой горной породы зернистого строения, которая является самой распространённой на Земле. Гранитная скала представляет собой магму, застывшую на больших глубинах. Магма состоит из хорошо сформированных кристаллов полевого шпата, кварца, слюды и т. д. Имеет цвет красный, розовый или серый, в зависимости от преобладания в нём шпата и слюды. Глыбы получают обычно путём взрыва монолитной скалы, затем они дробятся в машине, а полученный щебень просеивается по фракциям. Это последний этап производства щебня. Фракции гранитного щебня 0-5 мм гранитный отсев, щебеночно-песчанная смесь (ЩПС) — самая мелкая фракция гранитного щебня, не относится к щебню, а является побочным продуктом при его изготовлении. Применяется для создания «подушек» дорожного полотна. Применяется как декоративный материал для отделки, а также для отсыпания дорожек и дорог, детских и спортивных площадок; для изготовления бетонных изделий, в частности с поверхностью «мытого бетона»; 0-10 мм щебеночно-песчанная смесь (ЩПС) — комплексный мелкофракционный строительный материал природного происхождения, который является продуктом при добыче и переработке горных пород. Области применения ЩПС во многом зависят от зернового состава. Наилучшим образом подходит для создания «подушек» дорожного полотна. гранитный щебень 5-10 мм — самая мелкая фракция из коммерчески доступных. Используется в производстве бетона и конструкций из него для оптимизации фракционного состава крупного заполнителя, например в производстве плит перекрытия безопалубочным способом. гранитный щебень 5-20 мм (смесь фракций 5-10 и 10-20) — пользуется наибольшим спросом. Используется в производстве бетона и конструкций из него, в фундаментных работах, при заливке мостовых конструкций, мостового полотна, дорожных и аэродромных покрытий оснований. гранитный щебень 20-40 мм — средняя фракция, применяется в производстве бетона, железобетонных конструкций, в строительстве автодорог и железных дорог, трамвайных линий, при закладке фундамента и возведении производственных зданий. гранитный щебень 25-60 мм — фракция, применяемая при строительстве основания для железнодорожных путей. гранитный щебень 20-70 мм, гранитный щебень 40-70 мм — крупная фракция щебня, используется в производстве бетона, массивных конструкций из него и на работы с большим объёмом бетона. Применяется также в дорожном строительстве в пределах населённых пунктов, при возведении производственных зданий и сооружений. гранитный щебень 70-120 мм, 120—150 мм, 150—300 мм — бутовый камень (БУТ). Применяется для забутовок, в габионах, в декоративных целях, обычно для отделки заборов, водоемов,бассейнов. Это стандартные, наиболее частые способы использования данных фракций гранитного щебня, однако для каждой из них существует множество вариантов применения. По техническим характеристикам гранитный щебень является прочным (марка 800—1200) и высокопрочным (марка 1400—1600), морозостойким (марка 300—400), с низкой лещадностью (5-23 %) и 1 классом эффективной удельной активности Аээф (менее 370 Бк/кг). Показатели содержания радионуклидов, вредных компонентов и примесей отсутствуют или не превышают нормы, что подтверждается соответствующими сертификатами и заключениями, выдаваемыми после проведения исследований. Уникальные свойства гранитного щебня делают его популярным строительным материалом. Это лучший заполнитель для высокомарочного бетона. Гранитный щебень также используется как декоративный камень. Он может быть серым, красным или розовым, иметь множество оттенков. После шлифовки и полировки имеет красивую зеркальную поверхность. Гранитный щебень в основном состоит из кристаллов полевого шпата, кварца, слюды, содержание которых влияет на цвет и оттенки камня. Лещадность — параметр, определяющий степень плоскостности или удлиненности зерен щебня (от слова «лещадь», то есть дощечка или плоская плитка). В щебне нормируют содержание зерен пластинчатой и игловатой форм. К зёрнам пластинчатой и игловатой форм относят такие зёрна, толщина или ширина которых менее длины в три раза и более. По форме зёрен щебень подразделяют на три группы: Группа Содержание зерен пластинчатой и игловатой форм I (кубовидная) до 10 % II (улучшенная) 10-15 % III (обычная) 15-25 % IV 25-35 % Необходимо заметить, что лещадность — одна из самых важных характеристик качества щебня. Использование щебня кубовидной формы даёт наиболее плотную утрамбовку. Наличие в щебне зёрен пластинчатой и игловатой форм приводит к увеличению межзерновой пустотности в смеси. При изготовлении бутобетонных смесей это приводит к увеличению расхода связующего компонента, что влечет за собой дополнительные материальные затраты. Кроме того, кубовидные зёрна обладают большей прочностью, чем зёрна пластинчатой и игловатой форм. Следовательно, использование кубовидного щебня в производстве бутобетонных смесей экономически целесообразнее. В то же время при строительстве железных и автомобильных дорог применяют щебень повышенной лещадности, так как он обладает лучшими дренирующими свойствами. Прочность щебня характеризуют пределом прочности исходной горной породы при сжатии, дробимостью щебня при сжатии (раздавливании) в цилиндре и износом в полочном барабане. Эти показатели имитируют сопротивление каменного материала при воздействии проходящих по дороге транспортных средств и механические воздействия в процессе строительства дорожных конструкций (укладка и уплотнение катками). В зависимости от марки щебень делят на группы: высокопрочный М1200-1400, прочный М800-1200, средней прочности М600-800, слабой прочности М300-600, очень слабой прочности М200. В щебне нормируют содержание зерен слабых пород с пределом прочности исходной породы при сжатии в водонасыщенном состоянии до 20 МПа. По ГОСТ 8267-93 щебень марок М1400, М1200, М1000 не должен содержать зерна слабых пород в количестве более 5 %, щебень марок М800, М600, М400 более 10 %, щебень марок М300 и М200 более 15 % по массе. Наибольшим спросом пользуется гранитный щебень прочностью М1200, реже используется высокопрочный гранитный щебень или базальтовый щебень с маркой прочности М1400-1600. В основном он используется в производстве тяжелых высокопрочных бетонов, в несущих мостовых конструкциях, фундаментах. Морозостойкость. Морозостойкость щебня характеризуют числом циклов замораживания и оттаивания. Разрешается оценивать морозостойкость щебня по числу циклов насыщения в растворе сернокислого натрия и высушивания. По морозостойкости щебень подразделяют на марки: F15, F25, F50, F100, F150, F200, F300, F400. В строительстве в основном применяют щебень с маркой морозостойкости не менее F300 (300 циклов замораживания и оттаивания). Гравийный щебень Гравийный щебень — щебень, получаемый путём просеивания карьерной породы, а также путём дробления природной каменной скалы. По прочности уступает гранитному щебню, но есть и преимущества — радиоактивный фон его обычно очень низкий и цена ниже, чем на гранитный щебень. Гравийный щебень применяют для фундаментных работ, для бетонов, в производстве ЖБИ, при строительстве дорог. Существует два вида гравийного щебня: Колотый — это обычный природный или дробленный; Гравий — это округлые камешки, как правило речного или морского происхождения. Фракции гравийного щебня гравийный щебень 0-5 мм — очень мелкая фракция, используется для оформления ландшафта и предотвращения гололеда. гравийный щебень 3-10 мм — используется для производства бетона, построек фундамента, в ландшафтных работах. Идеально подходит для отсыпки тротуаров и дорожек. Камушки приятные на ощупь, поэтому по ним хорошо ходить босиком. Этот момент принимаю во внимание владельцы пляжей и используют гравий для засыпки территорий. гравийный щебень 5-20 мм — такая фракция щебня пользуется большим спросом в строительстве при возведение фундамента, в производстве цемента особенно популярен. гравийный щебень 20-40 мм — фракция щебня средних размеров, обладающие высоким уровнем прочности. Его используют при обустройстве «подушек» автомагистралей, при заливке фундаментов, при строительстве железнодорожных путей. гравийный щебень 40-70 мм —  крупная фракция щебня, добытого из карьерной породы. Она оптимально подходит при возведении фундамента. Из щебня таких размеров изготавливают бетонные перекрытия, делают насыпи на железных дорогах. Используется в дренажных системах,  для декоративных целей, широко используется в строительстве дорог. гравийный щебень до 150 мм — БУТ, встречается крайне редко, используется для декоративных целей. Известняковый щебень Известняковый щебень — продукт дробления осадочной горной породы, а именно известняка, который, главным образом, состоит из кальцита (карбонат кальция — СаСО3). Известняковый щебень, его ещё называют щебень известковый или доломитовый, один из основных видов щебня, который как  гравийный и гранитный щебень применяется в дорожном строительстве, а также при изготовлении железобетонных изделий. Допускается его использование при устройстве дренажей, при условии, что он имеет достаточно плотную структуру. Характеристики известнякового щебня не находятся на высоком уровне, но у известняка есть другие преимущества. Он стойко переносит температурные изменения, а также известняковый щебень, наряду с гравийным щебнем, обладает высоким классом безопасности и экологичности. Поэтому может без опасений применяться для засыпки дорожек и в других ландашафтых работах. У нас Вы можете купить следующие фракции известнякового щебня: щебень известняковый 5-20 мм щебень известняковый 20-40 мм щебень известняковый 40-70 мм № Показатели значение показателя 1. Плотность камня 2,75-2,93 т./м.куб. 2. Водопоглощение 0,05-0,25% 3. Предел прочности при сжатии До 2080 г./см.кв. 4. Пористость 0,40-4,03% 5 Химический состав: SiO2 48-65% Al2O3 15-18% CaO 3.5-10.5% MgO 2.1-7.2% SO3 0.38-1.01% Fe2O3 7.0-12.5% 6. Суммарная удельная эффективность естественных радионуклидов 30-137 Бк/кг что соответствует 1 классу 7. Объёмный насыпной вес щебня по фракциям: от 0 до 5 мм. 1,50 т/м3 от 0 до 40 мм. 1,53 т/м3 от 3 до 10 мм. 1,45 т/м3 от 5 до 20 мм. 1,37 т/м3 от 20 до 40 мм. 1,41 т/м3 от 20 до 60мм. 1,45 т/м3 от 20 до 90 мм. 1,48 т/м3 от 40 до 70 мм. 1,47 т/м3 Бутовый камень 1,60 т/м3 8. Морозостойкость F-300 (ГОСТ от F 15 до F 400) 9. Марка щебня по прочности 1400 (ГОСТ от 600 до 1400) 10. Марка щебня по износу И-1 (ГОСТ от И-1 до И-4) 11. Содержание слабых зерен 0,1-3% (ГОСТ до 5%) 12. Содержание пылевидных, глинистых частиц в том числе глины в комках До 1% ГОСТ 1% Не более 0,25% ГОСТ 0,25% 13. Содержание зерен пластинчатой формы 12-30% ГОСТ до 35% 14. Зерновой состав Соответствует ГОСТ 8267-93 15. Содержание вредных компонентов Отсутствуют № МАТЕРИАЛЫ ОТСЕВ ДРОБЛЕНИЯ ФАКТ ТРЕБОВАНИЯ 1. Марка прочности 800кг/см.кв. ГОСТ 2. Содержание пылевидных, глинистых частиц в том числе глины в комках До 9% до 10% До 0,5% до 2% 3. Зерновой состав Соответствует ГОСТ 8736-93 Прочность щебня характеризуют пределом прочности исходной горной породы при дроблении щебня (раздавливании) в цилиндре и износом в полочном барабане. Эти показатели имитируют сопротивление каменного материала при воздействии проходящих по дороге транспортных средств и механические воздействия в процессе строительства дорожных конструкций (укладка и уплотнение катками). Дробление щебня происходит в одном определённом режиме. Камни разной прочности пропускается через дробилку и в результате  дробления получается продукт разных размеров. Более мелким будет щебень из камней меньшей прочности. При отсеивании можно получить продукт однородный по фракции и прочности. В зависимости от марки щебень делят на группы: высокопрочный — М1200-1400, прочный — М800-1200, средней прочности — М600-800, слабой прочности — М300-600, По форме зерен щебень подразделяют на четыре группы (содержание зерен пластинчатой и игловатой форм, % по массе): I группа до 15%, II группа от 15% до 25%, III группа от 25% до 35%, IV группа от 35% до 50%. Адгезия — одна из специфических характеристик щебня. Этот параметр отражает оценку качества сцепления битумных вяжущих с поверхностью щебня. Любопытно, но на качество сцепления влияет цвет щебня. Лучшие показатели по адгезии дает серый и темно серый щебень.   Водопоглощение и водонасыщение  — это свойства щебня терять влагу, находящуюся в его порах. Влагоотдача щебня характеризуется количеством воды в % (по массе или объему), теряемым стандартным образцом материала в сутки при относительной влажности окружающего воздуха 60% и температуре окружающей среды 20 градусов по С.   Зерновой состав каждой фракции щебня должен удовлетворять требованиям ГОСТ 8267-93 «Щебень и гравий из плотных горных пород для строительных работ». Исходя из требований указанного ГОСТа следует, что в фракции щебня, поставляемой на строительство, например 20-40 мм, количество зерен размером мельче 20мм не должно превышать 10%, а зерен крупнее 1,25*D (50 мм) — не более 0,5%. Радиоактивность — важная характеристика щебня. Отметим, что радиоактивность природного щебня из натуральных пород гранита всегда выше чем у известнякового или гравийного щебня. Это связано с природой возникновения горных пород. Реакционная способность щебня от 51 до 261 моль/л.

Беспрецедентные по объёму дорожные работы завершаются в регионе

— Нам привозят подрядчики асфальт в виде кернов. Они могут быть 10 см в диаметре, могут быть 15. Вот такие.

По кернам, то есть образцам асфальта, специалисты видят все уложенные слои. Измеряют толщину и сцепление их друг с другом. После чего керн разогревают в печи — до 150 градусов.

— И когда она нагреется, она в горячем виде будет выглядеть вот так.

Полученную крошку укладывают в форму и ставят под пресс. Так в лабораторных условиях имитируют процесс укатки. Новый асфальт испытывают на водонасыщение, прочность и другие характеристики. Важно — определить состав смеси. Рецепт рассчитывают исходя из нескольких факторов: транспортной нагрузки, интенсивности движения и климата.

Жанна Тихомирова, техник-лаборант отдела лабораторно-технологического контроля дорожного агентства «Архангельскавтодор»:

— Самое главное — нам определить водонасыщение и коэффициент уплотнения. То есть если будет коэффициент уплотнения соответствующий и водонасыщение соответствующее ГОСТу, значит асфальт будет стоять.

В Поморье в этом году небывалый объем дорожных работ. Ремонтируют около 200 километров. На каждом новом километре делают три вырубки. Именно эти образцы отправляют в лабораторию, где и выносят вердикт: соответствует ли покрытие стандартам.

Михаил Никитин, заместитель начальника отдела лабораторно-технологического контроля дорожного агентства «Архангельскавтодор»:

— В этом году качество дорожных работ на должном уровне. Подрядчики ответственно относятся к выполнению своих работ. По результатам испытаний, серьезных недостатков выявлено не было.

В Автодоре контролируют и сам процесс ремонта. В структуре областного дорожного агентства — 12 райдоротделов. Их специалисты следят за работой подрядчиков на всей сети региональных автодорог: от замеров температуры свежего полотна до проверки ширины дороги и уклонов.

Владимир Дорофеев, главный специалист Приморского районного дорожного отдела дорожного агентства «Архангельскавтодор»:

— В процессе ремонта не реже одного раза в неделю мы выезжаем на объекты. Проверяем с помощью универсальной рейки уклоны асфальта уложенного, уклоны обочин, ширину проезжей части с помощью рулетки. Температуру асфальта.

Соблюдение технологий, говорят эксперты, прямой путь к качественной дороге.

Сергей Басов, начальник отдела лабораторно-технологического контроля дорожного агентства «Архангельскавтодор»:

— У нас многоступенчатый контроль. Во-первых, это контроль со стороны подрядчика операционный и входной. Во-вторых это контроль районных дорожных отделов. И последний — это уже приемочный контроль. Проходит через лабораторию нашу «Архангельскавтодора».

Вместе с дорожниками на объекты выезжают и общественники. Активисты создают странички и чаты в социальных сетях для жалоб и предложений. Ведь качественные автомобильные дороги мечта — любого водителя.

Екатерина Макарова

Подрядчики мэрии нарушили технологию укладки асфальта

Проведенные экспертизы выявили нарушения технологических режимов укладки, некачественный щебень и недостаточное количество битума, что привело к «шелушению» асфальта в Омске.

Стала известна причина так называемого «шелушения» асфальта на ряде дорог в Омске, которые были отремонтированы в прошлом году. Битум, поставленный дорожникам Омским НПЗ, как выяснилось, здесь ни при чем.

Напомним, что 5 апреля на заседании комитета Омского горсовета по вопросам градостроительства, архитектуры и землепользования первый вице-мэр Сергей Фролов заявил, что компания «Стройсервис», которая в прошлом году вела ремонт дорог в Омске, закупила 350 тонн «экспериментального битума» на Омском нефтезаводе. И на тех участках, где этот битум был применен, произошло «шелушение» асфальта.

После официального запроса в компанию «Газпромнефть – Битумные материалы» выяснилось, что эта организация в 2016 году не поставляла в адрес омских дорожников никакого «экспериментального битума». Тогда же компания предложила провести изучение проб разрушенного дорожного покрытия в научно-исследовательских центрах и выявить возможные причины дефектов. Асфальтобетонные керны (вырубки из дорожного покрытия) были отправлены на экспертизу в Москву и Рязань.

Сегодня редакция «Омск-информа» получила заключение федеральных экспертов. Специалисты независимой лаборатории «Инновационного технического центра» (г. Москва) и научно-исследовательского центра «Газпром нефти» (г. Рязань) изучили образцы дорожного покрытия, взятые 13 и 14 апреля в Омске на проспекте Мира, Космическом проспекте и на улице 70-лет Октября. Согласно результатам исследований, при производстве асфальтобетона использован некачественный щебень, значительно снижены нормы содержания битумных материалов.

vk.com/chp55

В асфальтобетонной смеси выявлены посторонние примеси в виде асбестового волокна от 0,14 % до 0,38 %. Нарушена рецептура асфальтобетонной смеси: удельное количество вяжущих составило 4,2 % при норме в 5,1%. Выявлены нарушения технологических режимов укладки и уплотнения верхнего слоя дорожного полотна.

– Из результатов испытаний наглядно видно, что данный асфальтобетон не имеет стабильности по технологическим показателям (коэффициент уплотнения и водонасыщение). Это может говорить о возможном нарушении технологии укладки и уплотнения асфальтобетонной смеси. Полученные фактические физико-механические показатели смеси в ряде случаев имеют отклонения от нормативных требований ГОСТа, – отметил генеральный директор «Инновационного технического центра» Денис Оверин.

omskinform.ru

Результаты исследования только подтверждают предположения самих омичей. В, казалось бы, недавно отремонтированных дорогах явно чего-то не хватает. Сегодня эксперты точно ответили, чего. И совсем не случаен недавний арест директора Омского филиала Федерального управления автомобильных дорог «Сибирь» Александра Сахарова. Ему, напомним, инкриминируется хищение бюджетных средств при строительстве дороги.

Во всей этой истории остается открытым вопрос: понесет ли ответственность руководство города за работу своего подрядчика? Когда «Стройсервис» полностью исправит ошибки и проведет гарантийный ремонт проблемных дорог? Кто будет контролировать ремонт омских дорог в новом сезоне? РИА «Омск-информ» следит за развитием событий.

Новости — Официальный сайт администрации Волгограда

С завершением строительного сезона в Волгограде все больше дорожных объектов входят в финальную стадию комплексного обновления – на десятках магистралей и соединительных улиц выполнена укладка и выравнивающего слоя и верхнего покрытия. В связи с этим у муниципальной службы заказчика значительно возрос объем работы по вырубкам покрытия и контролю качества нового дорожного полотна. Лабораторные испытания образцов асфальтобетона с восстановленных участков МУ «Комдорстрой» проводит ежедневно. Сейчас на очередной проверке – пробы покрытия с обновленных улиц Чуйкова, Череповецкой и проспекта Металлургов.

«Комдорстрой» совместно с дорожными компаниями регулярно проводит отбор проб – и асфальтовой смеси перед укладкой и уже уложенного асфальтобетонного слоя. На обновляемых объектах в обязательном порядке производится вырубка образцов каждого слоя асфальтобетона. Отбор проб строго регламентирован – МУ «Комдорстрой» проводит одну вырубку покрытия на 7 тыс. кв. метров проезда. Дорожные подрядные компании также выполняют операционный контроль. 

Данные лабораторных испытаний, которые проводит муниципальная служба заказчика «Комдорстрой», показывают, насколько используемый материал соответствует стандартам качества.

– Сейчас мы проводим испытания проб верхнего покрытия из щебеночно-мастичного асфальтобетона, взятых с улиц Чуйкова, Череповецкой, проспекта Металлургов, – рассказал начальник отдела контроля качества подрядных работ МУ «Комдорстрой» Захар Долгачев. – В первую очередь образцы моются, сушатся в сушильном шкафу до постоянной массы, остывают. Затем проводится ряд взвешиваний и других манипуляций, обозначенных ГОСТом. Сегодня в процессе лабораторных исследований определяли коэффициент водонасыщения – это очень важный основной показатель для щебеночно-мастичного асфальтобетона. По нему судят об уплотнении верхнего слоя. Если коэффициент водонасыщения превышает уровень ГОСТа, то в зимний период при низких температурах наружного воздуха это приведет к разрушению асфальтобетона вследствие накопления излишней влаги и ее замораживания.

Согласно итогам уже проведенных ранее испытаний образцов, в основном данный показатель выдерживается дорожными компаниями в норме. В случае его несоответствия стандарту качества, подрядные организации обязаны заново выполнить работы за свой счет.  

Отметим, что самостоятельные лабораторные исследования муниципальной службой заказчика стали проводиться лишь недавно. В 2015 году благодаря поддержке региона, в рамках комплексного подхода к развитию дорожной сферы, город получил помещение для лаборатории. В МУ «Комдорстрой» создана материально-техническая база для проведения самостоятельных лабораторных исследований и осуществления всестороннего прозрачного контроля качества дорожных восстановительных работ.

Комплексное восстановление городских магистралей и соединительных улиц проводится в Волгограде третий год. Как отмечают в МУ «Комдорстрой», на обновляемых участках после фрезерования старого деформированного полотна и устройства выравнивающего слоя выполняется верхнее покрытие из высокопрочного щебеночно-мастичного асфальта. Обновленные подобным  образом в 2015-2016 годах объекты благополучно выдержали испытания зимы. В ходе весеннего обследования на покрытиях отмечены лишь незначительные изъяны, которые дорожные службы устраняют за счет собственных средств. Гарантийный срок составляет 4 года.

Производственный процесс и качество восстановления контролируется на всех этапах  не только муниципальной службой заказчика и подрядной организацией, но и экспертами-общественниками. К работам привлекаются компании, имеющие достаточный опыт и качественное техническое оснащение. Это позволяет реализовывать инфраструктурные проекты, выполнять комплексное обновление существующих и строительство новых автомагистралей.

Напомним, сейчас в работе у дорожных компаний Вторая Продольная в Краснооктябрьском и Тракторозаводском районах, ул. 7-й Гвардейская, Хиросимы, Гагарина, Череповецкая, пр. Героев Сталинграда, центральная набережная, ул. Краснополянская и другие объекты улично-дорожной сети Волгограда, а также внутриквартальные проезды дворовых территорий. Автомобилистов просят с пониманием отнестись к временным ограничениям движения в городе – затруднения связаны с масштабным восстановлением дорожной сети.     

 

Водоотдача водопоглощение и набухание грунтов

Водоотдача — это способность водонасыщенных песков отдавать гравитационную воду путем свободного вытекания из грунта. В качестве наиболее общего показателя водоотдачи служит коэффициент водоотдачи, представляющий собой отношение объема воды, вытекающей под действием силы тяжести из некоторого объема грунта, ко всему этому объему.

Водоотдача является важнейшей характеристикой песков, используемой при определении статических и динамических запасов грунтовых вод, водопритока к водозаборным сооружениям, при расчете водопонижения и определении расстояния между осушительными каналами и др.

Водоотдача песчаных пород зависит от следующих факторов:
а) гранулометрического и минералогического состава, формы зерен, плотности, слоистости, наличия защемленного воздуха, капиллярности и др.;
б) глубины осушения, определяющей положение зон влагосодержания, количества и характера поступления дождевой и талой воды и др.

Водоотдача зависит также от положения осушенного слоя в разрезе и глубины залегания уровня грунтовых вод.

Большое влияние на водоотдачу песков оказывает их слоистость. При наличии слоев, неодинаковых по составу и плотности, водоотдача может быть различной не только для всей толщины в целом, но и для каждого слоя в отдельности.

Водопоглощение (свободное водонасыщение) — способность грунта поглощать воду при нормальном (атмосферном) давлении и комнатной температуре. Выражается отношением количества поглощенной воды к весу абсолютно сухого грунта в процентах.

Этот показатель особенно большое значение имеет для скальных и полускальных грунтов. Чем выше водопоглощение, тем сильнее проявляется размягчающее действие воды на грунт и тем ниже его морозостойкость, устойчивость по отношению к агентам выветривания.

Степень насыщения (коэффициент водонасыщения) — весьма важный показатель для оценки морозостойкости пород. Коэффициент водонасыщения  характеризует количество пор, заполненных водой, по отношению к общей пористости и выражается обычно в долях единицы или в процентах.

Величина коэффициента водонасыщения изменяется от нуля (для абсолютно сухого грунта) до единицы (при полном насыщении пор грунта водой).

Наибольшее заполнение пор достигается при вакуумировании и принудительном насыщении (98—100%), меньшее — при свободном насыщении в течение 45 суток (85—95%) и кипячении (90—95%). При свободном насыщении в течение пяти суток степень заполнения пор относительно низкая (35—60%).

Понятия о набухании, пластичности, проницаемости, водопрочности и плывунности грунтов.

Набухание — это увеличение объема грунта в процессе смачивания. Способность к набуханию связана с гидрофильным характером глинистых минералов и большой удельной поверхностью глинистых грунтов.

Большинство исследователей считает, что процесс набухания носит осмотический характер и причиной его является разница концентраций порового раствора и воды, окружающей грунт. Если концентрация порового раствора больше, чем в свободном растворе, то объем грунта увеличивается, и наоборот.

Набухание грунта обусловливают следующие основные факторы:
1) природа грунта, т. е. минералогический и гранулометрический состав, состав обменных катионов, тип текстуры грунта, начальные плотность и влажность грунта; 2) концентрация и химический состав водного раствора; 3) действующая нагрузка.

Величина набухания является одним из основных показателей инженерно-геологических свойств горных пород при расчете крепи горных выработок, выемок, котлованов под сооружения и пр. Она позволяет прогнозировать состояние грунта при изменении водного режима, является некоторой характеристикой дисперсности грунта.

Способность породы к набуханию характеризуется следующими основными величинами.

Определение водонасыщенности — PetroWiki

Водонасыщенность ( S w ) Определение является наиболее сложным из петрофизических расчетов и используется для количественной оценки более важного дополнения, насыщенности углеводородами (1 – S w ). Сложности возникают из-за того, что существует ряд независимых подходов, которые можно использовать для вычисления S w . Сложность заключается в том, что часто, если не обычно, эти различные подходы приводят к несколько отличающимся значениям S w , которые могут быть приравнены к значительным различиям в исходных объемах пластовой нефти (OOIP) или исходного пластового газа (OGIP). .Задача технической группы состоит в том, чтобы решить и понять различия между значениями S w , полученными с использованием различных процедур, и получить наилучший расчет S w и его распределение. по всему водоему по вертикали и площади. В расчетах OOIP и OGIP важно помнить об относительной важности пористости и S w . Изменение порового объема (PV) на 10 % в S w оказывает такое же влияние, как и изменение объемного объема (BV) на 2 % пористости (в коллекторе с пористостью 20 %).

Методы расчета водонасыщенности

S w в стволах скважин можно определить следующими первичными методами:

  • S w расчеты по резистивным каротажным диаграммам с применением модели, связывающей S w с пористостью, сопротивлением связанной воде и различными электрическими свойствами породы.
  • S S W W Расчеты из лабораторных капиллярных давлений / насыщенность ( P C / S W ) Измерения применением модели, относящиеся к S W к различным свойствам горных пород и флюидов и высоте над уровнем свободной воды.
  • S w расчеты с использованием определения объема воды по Дину-Старку буровым раствором на нефтяной основе (OBM)-керн-пробка.
  • Комбинации этих методов.

Этот список представлен в хронологическом порядке, в котором данные могут быть доступны, а не в ранжированном порядке, основанном на точности различных методов. Выбор используемого подхода к расчету часто зависит от наличия различных типов данных.Если керны с РУО не вырезаны, то этот метод нельзя использовать, если только не будут потрачены средства на получение таких данных из одной или нескольких недавно пробуренных скважин. Это не является высокой дополнительной стоимостью, если использование OBM планируется для других целей. Каротажи удельного сопротивления проводятся во всех скважинах, поэтому эти данные доступны для проведения стандартных каротажных расчетов. Ключевым моментом при выполнении калиброванных расчетов S w является доступность данных специального анализа керна (SCAL) для образцов керна из конкретного коллектора; P c / S w лабораторных электрических свойств и проведенных измерений.

Метод, выбранный для расчета S w , часто представляет собой гибрид, который сочетает в себе использование двух из этих основных источников данных. Например, данные керна OBM S w можно использовать в сочетании с каротажными диаграммами удельного сопротивления для расширения используемого набора данных, чтобы включить все скважины и всю углеводородную толщу. В качестве альтернативы данные OBM-core S w можно использовать в сочетании с данными P c / S w

4 900.Таким образом, данные керна OBM

S w определяют значения S w для большей части коллектора, тогда как значения S w в интервале чуть выше контакта с жидкостью и, возможно, в областях месторождения, где доступны данные P c , но нет данных керна РУО.

Доступность данных и качество данных

В этом разделе обсуждались вопросы доступности входных данных и качества данных для каждого метода S w .Эти соображения часто определяют первоначальный выбор методологии для расчета S w , и их необходимо рассмотреть в начале проекта, чтобы определить, практически возможно ли заполнить пробелы в базе данных, чтобы использовать более точную S w -расчетный подход. Это обсуждение предполагает, что точные значения пористости доступны из базы данных рутинного анализа керна и что пористость рассчитывается по точкам из каротажных диаграмм.Обсуждение сосредоточено на конкретных аспектах, влияющих на выбор методологии S w . Многие аспекты базы данных обсуждаются на странице петрофизической базы данных.

Каротажи удельного сопротивления

Скважины, как правило, имеют ту или иную разновидность латеролога или индукционного каротажа удельного сопротивления, потому что они широко применимы и потому что правительственные постановления обычно требуют их регистрации. Как правило, это обеспечивает точечные данные от верхней части углеводородного столба вниз через любые имеющиеся интервалы водоносных горизонтов.Тем не менее, на многих месторождениях ранние скважины разбросаны по площади пласта тонким слоем, а более поздние эксплуатационные скважины бурятся только в районах, выбранных для максимизации дебита и извлечения при минимальных затратах. Это означает, что часто небольшое количество скважин бурится вниз по падению, где углеводородная толща утончается из-за нижележащего водоносного горизонта, или в потенциально маломощных восходящих границах коллектора. Поэтому в таких областях может быть мало каротажных диаграмм удельного сопротивления.

Латерологи предпочтительнее, чем индукционные каротажи, когда буровой раствор имеет среднюю или высокую минерализацию.Это ограничение индукционных инструментов возникает из-за чрезмерной проводимости сигнала от скважины и зоны проникновения бурового раствора. Глубокие латерологические инструменты дают слишком высокие показания при измерении непосредственно под ангидритом и солью, [1] и альтернативные кривые удельного сопротивления. Когда удельное сопротивление пласта R t , очень высокое, индукционные инструменты предыдущих поколений имели ограниченную точность, но современные инструменты значительно улучшены. Хотя измерение глубокой индукции представляет собой скользящее среднее по многим вертикальным футам, современные инструменты включают системы для деконволюции необработанного каротажа и получения окончательного каротажа с хорошим вертикальным разрешением.

Глубокое проникновение фильтрата бурового раствора на водной основе (WBM) влияет на все каротажи удельного сопротивления, и, в крайнем случае, имеющуюся каротажную диаграмму сопротивления можно использовать только качественно. С другой стороны, когда фильтрат бурового раствора на нефтяной основе (РУО) проникает в резервуар углеводородов, проникающий фильтрат РУО обычно вытесняет только нефть и газ пласта, оставляя неизменными S w . Здесь проникновение РУО обычно не изменяет сопротивление глубинного пласта или зоны проникновения.Для умеренных глубин инвазии иногда используются графики лесозаготовительных компаний для корректировки каротажа глубокого чтения, чтобы обеспечить более точную оценку R t .

R xo , удельное сопротивление зоны проникновения бурового раствора и фильтрата. При использовании вместе с инструментами более глубокого чтения эти каротажи предоставляют ценную информацию о подвижности пластовых флюидов, включая присутствие смолы.В скважинах WBM они также обеспечивают оценку остаточной насыщенности углеводородами, S orw .

Данные удельного сопротивления связанного рассола

Точное значение удельного сопротивления попутного рассола, R w , или его значения и распределение по пласту необходимы для точных расчетов с использованием каротажа удельного сопротивления. Также необходимы расчеты температуры.

Первая проверка R w водоносного горизонта заключается в обратном расчете кажущегося R w с использованием уравнения Арчи с использованием каротажа удельного сопротивления с поправкой на проникновение и наилучших оценок и m параметры.Поскольку S w обычно представляет собой 100% PV в интервале водоносного горизонта, значение n здесь не имеет значения.

Каротаж спонтанного потенциала (СП) обеспечивает второй метод расчета R w в скважинах, пробуренных с РВО. Информация о составе и температуре фильтрата бурового раствора используется вместе с отклонением SP для расчета R w . [1] [2] Умеренно точный процесс расчета действителен для водоносного горизонта, но также действителен и для углеводородной толщи, если высокое удельное сопротивление не подавляет отклик SP.Когда измерения солености по керну РУО недоступны, каротаж SP предоставляет единственное свидетельство возможных изменений в углеводородном столбе.

Третья оценка состава воды водоносного горизонта часто берется из проб, отобранных во время гидродинамических испытаний интервала водоносного горизонта; однако R w нефтяной и/или газовой колонны не всегда совпадает с таковой для интервала водоносного горизонта. [3] [4] [5] Должны быть утверждены и проверены на загрязнение в результате проникновения фильтрата бурового раствора.

Для столба нефти или газа определение значения или значений R w является гораздо более сложной задачей, поскольку пластовая вода не будет течь. Типичное, но не обязательно правильное первое предположение состоит в том, что углеводородный столб R w такой же, как и нижележащий водоносный горизонт.Если скважины были отобраны с помощью РУО, образцы керна из углеводородных и водоносных интервалов могут быть проанализированы как на объем воды, так и на содержание солей, особенно хлорид-иона, который почти во всех случаях доминирует в анионной стороне определения солености. [3]

На рис. 1 показано изменение концентрации хлоридов с глубиной для резервуара в Эквадоре. [4] Значение содержания хлоридов обычно можно использовать для количественного определения солености воды в пласте, на основе которого можно рассчитать R w в пластовых условиях, используя стандартное сопротивление воды в сравнении схлоридные диаграммы или алгоритмы. Для коллекторов со значительным содержанием СО 2 (3+ мол.%) распределение ионов в поверхностных условиях будет отличаться от такового при пластовых температуре и давлении. Равновесные расчеты распределения ионов необходимо выполнять при приведении измерения поверхностной солености к условиям резервуара.

  • Рис. 1 – Изменение минерализации пластовой воды в толще углеводородов (нефтяное месторождение Виллано, Эквадор). [4] Hollin — название пласта нефтяного коллектора, а WOC — водонефтяной контакт.Концентрация хлоридов в рассоле резервуара варьируется примерно от 2 000 до 35 000 частей на миллион. Наименьшее проникновение относится к ограниченному проникновению фильтрата РУО в керны.

Пластовая температура влияет на оценки S w , поскольку при постоянном составе пластовой воды R w изменяется в зависимости от температуры. [1] Максимальная температура в скважине измеряется при большинстве спусков каротажа и испытаний бурильной колонны (DST), и они широко используются для оценки зависимости температуры от температуры.профиль глубины. Можно утверждать, что температура, необходимая для оценок удельного сопротивления, представляет собой преобладающую температуру в объеме породы, видимую прибором во время каротажа. В это время соответствующая порода, вероятно, будет холоднее, чем первоначальная температура пласта. Ошибка, вызванная обычным упрощением максимальной температуры, невелика, и проблема охлаждения обычно игнорируется.

Данные SCAL об электрических свойствах

Третьим аспектом выполнения этих расчетов является выбор модели для «электрической сети» в породе.Эти модели связывают S w с несколькими переменными пласта, включая удельное сопротивление объемного пласта и удельное сопротивление пластовой воды. Опубликован ряд моделей, например [6] [7]  :

  • Арчи
  • Ваксман-Смитс-Томас (WST)
  • Двойная вода (DW)
  • Индонезия

Лабораторные измерения двух или более типов электрических свойств. Все эти модели предполагают однородный образец горной породы.

Показатели Арчи

Во-первых, набор очищенных пробок керна с диапазоном пористости полностью насыщается рассолом с известным удельным сопротивлением, и измеряется объемное удельное сопротивление каждой пробки керна. Для этой простейшей модели наклон линии, подогнанной к логарифмическому графику набора данных, дает показатель цементации, m, а точка пересечения представляет собой константу цементации, [8] a (см. рис. 2). , где а = 1 и м = 1,77). Эти параметры используются для точечного прогнозирования F по пористости; что приводит к предсказаниям R 0 и S w .

………………….(1)

, где F = коэффициент формирования, R W W = рассол-водонепроницаемость, а R 0 = удельное сопротивление рок с нулевым маслом и газом насыщенность (100% PV S W ). Нанесенные на график логарифмические данные (log 10 F и log 10 ϕ ) соответствуют линейной модели вида

………………….(2)

, где ϕ = пористость, a = константа цементации и m = показатель цементации.Следовательно, м = — изменение log 10 F / изменение log 10 ϕ (наклон аппроксимирующей линии) и a = F при пористости 100% BV (пересечение аппроксимирующей линии).

  • Рис. 2 – Лабораторно измеренный коэффициент удельного сопротивления пласта ( F ) в зависимости от пористости для образцов керна на месторождении Дуланг, Малайзия. [9]

Эта модель была разработана Арчи, [8] , который предложил = 1.0 и м = от 1,8 до 2,0 для его набора данных. Последующая работа исследователей Exxon для нескольких пород песчаника рекомендовала a = 0,61 и м = 2,15 (формула Хамбла). [10] Карбонаты также были изучены и дали рекомендацию использовать м = 1,87 + 0,019/ ϕ ниже 9% BV (формула Шелла). [1] Однако сети карбонатных пор и трещин сильно различаются, и могут потребоваться значения m от 1,0 до 3,0. Ясно, что м не является постоянной величиной, а зависит от типа породы.

При нанесении на график этих данных о факторах формации обычно предполагается, что образцы горных пород имеют одинаковую геометрию пор, но с разными уровнями пористости и диагенеза. Значения экспоненты для конкретных коллекторов, скорее всего, обеспечат более точные результаты S w , чем глобальные корреляции. Однако до того, как будут определены значения для конкретных резервуаров, необходимо изучить описательные и экспериментальные данные, чтобы определить, нужно ли их подразделять на различные группы, которые связаны с явными различиями в литологических свойствах, таких как:

  • Зернистость
  • Сортировка
  • Содержание глинистых минералов

В горных породах, частично насыщенных рассолом, родственное экспериментальное исследование включает измерение электрических свойств в зависимости от водонасыщенности.В этих экспериментах индекс удельного сопротивления ( I R ), отношение удельного сопротивления ненасыщенной породы к удельному сопротивлению 100% PV насыщенной рассолом породы ( R t / R R 0 ), измеряется как функция насыщения рассола. Например, в аппарате с пористыми пластинами S w изменяется за счет увеличения давления газа и, следовательно, капиллярного давления на границе раздела газ/вода в порах.Рассол вытекает из основания пробки через пористую пластину. Из измерений на каждой пробке строится логарифмическая зависимость I R от S w (см. рис. 3 , где

    3 4 n 90,0004). Уклон линии (почти всегда наклона до I R R = 1,0 при S W W = 100% PV) — это показатель насыщенности архие N (см. EQS 3 и 4 ).На основе экспериментальных данных Archie [8] рекомендовал, чтобы n = 2,0, и это значение до сих пор широко используется, когда нет доступных экспериментальных данных. Несмотря на то, что показатели цементации могут быть определены из каротажного анализа, показатели насыщенности не могут быть и, следовательно, требуют внешней информации из данных керна.

    ………………….(3)

    и ……………….(4)

    , где n = показатель насыщенности, наклон от начала аппроксимации нескольких точек данных; I R = индекс удельного сопротивления; и S w = фракционное насыщение солевой водой.

    • Рис. 3 – Лабораторно измеренный индекс удельного сопротивления пласта ( I R ) в зависимости от насыщения соляным раствором для образцов керна из Дуланга, Малайзия. [9]

    Обычно используется прямолинейная посадка, но при необходимости можно использовать криволинейную посадку. Искривление часто является результатом содержания глинистых минералов, но также может быть результатом неоднородного распределения воды в масштабе пор (например, когда присутствуют микропористые зерна породы).Когда в породах присутствуют значительные количества глинистых минералов, требуются другие модели для расширения отношений Арчи. Модель WST, обсуждаемая далее, основана на лабораторных измерениях SCAL, включая емкость катионного обмена (CEC).

    Показатели Ваксмана-Смитса-Томаса и емкость катионного обмена

    WST показатели цементации и насыщения ( м * и n *) необходимы для применения уравнения WST модели глинистого песка, обсуждаемого ниже. Количество центров катионного обмена на грамм образца породы (CEC) может быть измерено в лаборатории несколькими методами и после преобразования в CEC на единицу PV используется в качестве параметра модели Q V . [11] [12] Наиболее надежное измерение Q V включает в себя проведение УЭС насыпных пород, R 0 , испытания при нескольких удельных сопротивлениях рассола и, следовательно, трудоемкость. . Значения проводимости горных пород (1/ R 0 ) нанесены на график в зависимости от проводимости рассола (1/ R w ) для определения избыточной проводимости, возникающей из-за сланцев и глинистых минералов. Наклон подобранной линии является обратной величиной F *, коэффициента формирования WST.Избыточная проводимость моделируется как равная БК v / F *, а B предполагается в этой модели всегда положительным. Параметр B представляет собой эквивалентную проводимость противоиона, [11] [12] , которая является функцией температуры и удельного сопротивления свободной воды. Q v оценивается по значениям F * и B . Удельное сопротивление активной зоны также измеряется, когда S w меньше 100 % PV и оба показателя WST m * и n * получаются (см.4 и рис. 5 соответственно). Следует отметить, что м * > м и n * > n , за исключением «чистых» песков.

    • Рис. 4 – Лабораторно измеренный коэффициент удельного сопротивления пласта ( F ) в зависимости от пористости для образцов керна из Шеннонского песка, штат Вайоминг, США (по Keelan and McGinley [13] ). F и m — параметры Арчи, а F * и m * — параметры Ваксмана-Смитса-Томаса.

    • Рис. 5 – Лабораторно измеренный индекс удельного сопротивления пласта ( I R ) в зависимости от насыщения соляным раствором для образцов керна из Шеннонского песка, Вайоминг, США (по Keelan and McGinley [13] ). n — показатель насыщения Арчи, а n * — показатель насыщения Ваксмана-Смитса-Томаса.

    Другие методы CEC требуют разрушения, дезагрегации и, как следствие, частичной потери реальной геометрии электрической сети горной породы.Эти более простые методы, такие как метод аммиака, используют методы аналитической химии для измерения CEC. После измерения пористости и плотности зерна эта практичная лабораторная единица преобразуется в требуемый параметр Q v . [14] Эти более простые измерения CEC часто выполняются на кернах боковых стенок и используются вместе со значениями экспоненты, измеренными на кернах из соседних скважин.

    Было разработано множество других моделей глинистых песков, и, в отличие от WST, многие из них рассчитываются на основе эффективной пористости.Эти типы моделей обычно применяются с использованием показателей Арчи. При использовании данных SCAL об электрических свойствах должна быть согласованность между моделью электрической сети, используемой для получения лабораторных параметров, и моделью, используемой в окончательных расчетах по каротажу пористости и удельного сопротивления (например, если лаборатория предоставляет стандартные значения Archie n , они не являются подходящими входными данными для уравнения WST).

    Данные SCAL о капиллярном давлении

    P c данные представляют собой другой тип данных SCAL, которые можно получить экспериментально несколькими способами.Все тесты на насыщение P c учитывают распределение пор по размерам в породе и межфазные свойства различных систем твердая/жидкая среда. Эти данные получают путем десатурации пробок керна либо с помощью центрифуги, либо с помощью аппарата с пористыми пластинами. Первоначально очищенные и сухие свечи пропитываются либо водой, либо маслом. Затем жидкость вытесняют воздухом или азотом. Поскольку воздух очень несмачиваем по сравнению с водой или маслом, использование этих пар жидкостей (воздух/вода или воздух/масло) означает, что по мере увеличения P c воздух сначала будет занимать самые большие поры.По мере увеличения P c и насыщения воздухом воздух будет занимать все меньшие и меньшие поры. Пробка керна начинает эксперимент насыщенной фазой смачивания, поэтому процесс десатурации дает данные для кривой дренажа P c . После завершения процесса дренажа пробку керна можно вращать под жидкостью в эксперименте с центрифугой, насыщение жидкостью увеличится, и будет создана кривая впитывания P c .Обычно берутся только данные о дренаже P c / S w , и для большинства пластовых ситуаций эти данные являются релевантными, поскольку они соответствуют первоначальному заполнению ловушки нефтью (или газом). обработать.

    Данные о капиллярном давлении при инжекции ртути (MICP) получают на очищенных и высушенных образцах керна неправильной формы. Куски керна вакуумируются до низкого вакуума, а ртуть впрыскивается с возрастающим давлением, до 20 000 фунтов на квадратный дюйм, а иногда и выше.Поправки на глинисто-минеральную адсорбированную воду, удаленную во время сушки, могут быть сделаны с помощью метода Хилла-Ширли-Кляйна. [15] Преимущество эксперимента MICP состоит в том, что он выполняется быстро, но это не настоящая система смачивания/несмачивания. Образец не может быть использован для последующих испытаний SCAL, поскольку некоторое количество ртути остается в образцах активной зоны в конце последовательности испытаний. S w данные MICP широко используются для измерения распределения пор по размерам, но при рассмотрении вопроса о том, следует ли их использовать для точных расчетов, MICP следует сравнивать с воздухом/водой или воздухом/маслом P c / S w данные.

    Данные P c / S w обычно сначала сравниваются на основе Leverett « J -функция». [16] Данные P c преобразуются в базис функции J путем умножения каждого значения P c на квадратный корень из его проницаемости. на IFT пары жидкости, умноженный на контактный угол (см. Eq.5 ). J -Значения функции различаются в зависимости от того, рассчитываются ли они в нефтяных или метрических единицах. Подход, основанный на функции J , предполагает одинаковое распределение пор по размерам во всех протестированных кернах. Таким образом, различные данные имеют тенденцию сходиться, когда основные предположения выполняются; тем не менее, может быть достаточно разброса, чтобы предположить, что данные необходимо разделить на две или более групп (см.6 ).

    ………………….(5)

    По графику J -функция по сравнению с S w техническая группа может определить, достаточно ли данных было получено, нужно ли собирать новые данные для заполнения частей диапазонов данных, и показывают ли данные, что подгруппы уместны и необходимы. Кроме того, этот график показывает, имеются ли значительные выбросы, которые следует исключить или изучить более подробно. Недостатком этого метода усреднения является введение в определение четырех измеряемых параметров и связанных с ними ошибок (т.е., пористость, проницаемость, IFT и краевой угол).

    • Рис. 6 – Пример графиков капиллярного давления воздуха/рассола в центрифуге ( P c / S w ) данных и их преобразование в J -функциональную основу; данные по газовому месторождению в Азии. Значение давления воздуха/рассола P c , равное 100 фунтов на квадратный дюйм, эквивалентно высоте над уровнем свободной воды от 200 до 350 футов, в зависимости от свойств пластового флюида и условий температуры и давления.

    Данные о капиллярном давлении также могут быть усреднены различными моделями. [17] [18] Изучается взаимосвязь S w с проницаемостью, а затем с пористостью, после чего исследуется зависимость от высоты.

    Данные о водонасыщенности керна OBM

    Последний тип данных S w , обсуждаемых здесь, получен в результате обычного анализа керна пробок, вырезанных из керна РУО, либо сохраненных как целые керны, либо с пробками керна, вырезанными на буровой площадке и сохраненными по отдельности.Эти данные получены пошагово и являются прямыми измерениями значений резервуара S w . [4] [5] [19] [20] [21] [22] На многих месторождениях, возможно, никогда не было скважин с РУО; другие могут иметь только одну или две скважины с РУО. Даже один керн РУО для всего интервала резервуара дает важные данные, которые могут повлиять на методологию технической группы для выполнения расчетов S w .Лучше иметь как минимум две скважины с полным кернением РУО из разных участков пласта.

    Для оценки данных керна РУО S w они должны быть нанесены на график в виде S w по сравнению с логарифмом 10 для определения тенденций по сравнению с проницаемостью данные. В частности, следует изучить диапазон данных низкой пористости/низкой проницаемости на предмет возможных проблем с измерениями. Иногда необработанные лабораторные измерения объема воды и данные PV необходимо пересмотреть на наличие проблемных точек и, при необходимости, выполнить перерасчеты.Наконец, данные следует разделить на различные возможные группы интервалов, чтобы можно было определить любую необходимую зональность.

    Если связанная вода пласта вытекала из пробки керна на любом этапе до проведения лабораторных измерений, данные керна РУО S w явно не репрезентативны для пластового резервуара S w . Это, безусловно, происходит в водоносных пластах, а также может происходить в самых нижних интервалах переходных зон нефть/вода или газ/вода.Эти самые нижние интервалы, мощность которых может составлять от нескольких футов до приблизительно 30 футов, являются точно такими же интервалами, в которых ожидается обводнение при начальной добыче нефти. Интервалы с подвижной водой могут быть идентифицированы в скважинах с РУО, где удельное сопротивление по малоглубинным показаниям индукционного каротажа выше, чем удельное сопротивление по индукционным каротажам по глубоким показаниям. Эта закономерность указывает на более высокую нефтенасыщенность в зоне проникновения по сравнению с исходной нефтенасыщенностью. Там, где наблюдается подвижная вода, измерения керна РУО S w не представляют на месте S w и являются слишком низкими.

    Применение каждого метода водонасыщения

    Методики количественного определения S w в стволе скважины обсуждаются здесь. Описаны основные особенности каждого подхода; однако в некоторых случаях существуют варианты, которые не рассматриваются. Для каждой техники обсуждаются ее сильные и слабые стороны.

    Каротажные диаграммы удельного сопротивления и реляционная модель

    Самая распространенная техника для расчета S W W — это использование журналов удельного сопротивления с моделью (эмпирической или теоретической), которая относится к S W до R T , R w и пористость.Как упоминалось ранее, было опубликовано большое количество моделей R t / S w . Модели применяются в каждой точке данных в резервуаре, где при необходимости доступны оценки глубокого удельного сопротивления, пористости и объема сланца. Оценка всех других необходимых параметров (постоянная или переменная R W W , A , M , N , Q V , V Sh , R 0 = F R w и т.д.) обсуждалось ранее. Доступно несколько коммерческих программных пакетов, которые выполняют эти расчеты S w для различных моделей каротажа.

    Чистый песок (Арчи) модель

    ………………….(1а)

    и, как вариант,

    ………………….(1б)

    Эта модель [8] используется для полевых исследований во многих песчаниковых и карбонатных коллекторах с низким содержанием глинистых минералов. Это решение укрепляется после того, как данные SCAL продемонстрировали, что самое простое решение является удовлетворительным.Когда присутствует значительная доля смектита (монтмориллонита) и встречаются мелкослоистые песчаные и сланцевые толщи, весьма вероятно, что потребуется одна из моделей сланцевого песка. Пласты с низким удельным сопротивлением являются проблемой в некоторых нефтедобывающих районах, таких как побережье Мексиканского залива США, Египет и Индонезия, и запасы углеводородов могут быть упущены и оставлены неразведанными в результате подавления удельного сопротивления глинистыми минералами и сланцами.

    Глинисто-песчаная модель

    В модели с чистым песком пластовая вода является единственной электропроводной средой.В глинистых породах значения R t подавлены, а расчеты Archie S w завышены. По мере изучения и экспериментальных испытаний пород, богатых глинистыми минералами, были разработаны более сложные электрические модели для учета влияния геометрии проводящих глинистых минералов и сланца на удельное сопротивление горных пород. Основная цель моделей глинистого песка состоит в том, чтобы определить рабочее соотношение между S w с использованием параметров, аналогичных модели Арчи, но также с учетом количества и конкретных электрических свойств глины-минерала/сланца.Все модели глинистых песков сводятся к уравнению Арчи, когда глинистая составляющая равна нулю. Для простоты во всех моделях глинистых песков постоянная цементации a принимается равной 1,0, но при необходимости ее можно снова легко связать с членом R w .

    Слоистый песок/сланец модель

    Модель с параллельным сопротивлением может использоваться для слоистых песков с несколькими тонкими параллельными слоями 100% сланца, перемежающимися слоями чистого песка.Тонкий в этом контексте означает, что в вертикальном разрешении инструмента каротажа удельного сопротивления имеется несколько пластов.

    ………………….(2)

    где удельное сопротивление чистого песка. Для этой многослойной модели сланца/песка эффективная пористость зависит просто от доли песка в общем объеме:

    ………………….(3)

    ………………….(4)

    Значение Φ SD можно предположить из соседних густых песков, и все параметры, кроме S W W , WSD WSD , можно оценить.

    Пупон-Лево (Индонезия), модель

    Модель Индонезии была разработана путем полевых наблюдений в Индонезии, а не при поддержке лабораторных экспериментальных измерений. [9] Он по-прежнему полезен, поскольку основан на доступных стандартных параметрах логарифмического анализа и дает достаточно надежные результаты. Формула была эмпирически смоделирована с использованием полевых данных в водоносных глинистых песках, но подробная функциональность для углеводородсодержащих песков не подтверждается, кроме как здравым смыслом и давним использованием. S w Результаты по формуле сравнительно легко рассчитать, и поскольку это не квадратное уравнение, результаты всегда больше нуля. Некоторые другие квадратичные модели и модели итеративного решения могут вычислять необоснованные отрицательные результаты.

    ………………….(5)

    ………………….(6)

    Модель Индонезии, [9] и другие подобные модели, часто используются, когда данные по электрическим свойствам породы SCAL для конкретных месторождений недоступны, но также иногда используются, когда показатели SCAL не измеряют полный диапазон объемов сланца.Хотя изначально она была смоделирована на основе индонезийских данных, индонезийская модель может применяться повсеместно. Входы представляют собой эффективную пористость, Φ E , то громкость сланца и удельным сопротивлением ( V SH и R SH ), и вода и глубокое сопротивление ( R w и R t ). Выход S w обычно принимается за водонасыщение эффективной пористости, но недавно было высказано предположение, что выход, вероятно, будет оцениваться как S вес. . [7] Многие другие модели глинистого песка на основе бревен были предложены [23] , но для краткости здесь не обсуждаются.

    Модели Waxman-Smits-Thomas и двухводные модели

    S wt , водонасыщенность общей пористости, рассчитывается в каждой точке данных коллектора путем итеративного решения сложных многопараметрических уравнений Ваксмана-Смитса-Томаса (WST) и двухводных (DW) уравнений ( уравнения 7 и 8 ). Детали методов решения здесь для краткости не приводятся.Модели WST и DW представляют собой системные модели с общей пористостью/ S w .

    Модель WST основана на лабораторных измерениях удельного сопротивления, пористости и насыщенности реальных горных пород. [11] [12] [13] [14] Q v – емкость катионного обмена (ЕКО) на единицу PV.

    ………………….(7)

    , где S вес = водонасыщенность общей пористости, как схематично показано на рис.1 , B = удельная катионная проводимость в (1/Ом•м)/(мэкв/мл), а Q В = ЕКО в мэкв/мл общего PV. Показатели m * и n * относятся к общему PV.

    • Рис. 1 – Общая, эффективная пористость и пористость керна и связанная с ними водонасыщенность глинистых песков (по Woodhouse and Warner [7] ).

    Модель DW [7] [24] [25] также основана на данных WST.Вместо коэффициента WST BQ v (см. уравнения 7 и 8 ) и альтернативного дескриптора shale-volume S 900 используется проводимость воды, связанной с глиной. насыщение физически связанной воды в общей ПВ (см. рис. 1 ). [1] [14] Когда В ш равно нулю, S wb равно нулю; а когда V ш составляет 100% BV, S wb и S вес 9100% также являются PV.

    ………………….(8)

    , где R wb = удельное сопротивление глинистых вод в сланцах, а R wf = удельное сопротивление свободных пластовых вод в зонах свободных от глинистых вод. Из-за различных допущений модели показатели DW m o и n o всегда должны быть меньше, чем показатели WST [24] , и могут быть значениями, аналогичными показателям «чистого песка». .Там, где модели WST и DW были правильно применены, результаты порового объема углеводородов ( V HCP ) должны быть равными. Все расчеты S wt по методам WST и DW должны быть проверены, чтобы убедиться, что они больше, чем S wb . После этой проверки они используются с ϕ t для получения V HCP . Для модели DW, когда выходные данные требуют преобразования в эффективную пористость, ϕ e , и эффективную водонасыщенность, S we , свойства преобразуются с помощью уравнения .9 и 10 соответственно.

    ………………….(9)

    и ……………….(10)

    Сильные и слабые стороны расчетов сопротивления на основе каротажа

    Наибольшая сила расчетов S w по каротажным диаграммам R t заключается в том, что эти расчеты могут быть выполнены на каждой эффективной глубине с достоверными данными для всех скважин в базе данных каротажных диаграмм. Расчеты могут учитывать любые подмножества входных параметров, относящихся к отдельным зонам.

    Слабые стороны R T -Based S W W Расчеты состоят в том, что нужно выбрать модель для описания отношений S W до R t , R w и множество других входных параметров. Любая модель является приближением к реальной природе поровой системы коллектора и, как правило, имеет ограничения, такие как то, как моделируется проводимость глина-минерал.Оценки логарифмического анализа V sh довольно неопределенны, поэтому пески, практически не содержащие глинистых минералов, могут быть легко и ошибочно отнесены к значительным объемам глины. В этих обстоятельствах могли быть применены сложные модели сланцевого песка, когда было бы более целесообразно моделировать песок как чистый песок. На эффективную пористость также влияют неопределенные оценки V sh . R w часто считается постоянным в пределах углеводородной толщи, и обычно имеется мало данных относительно R w , кроме как по пробам водоносных горизонтов.В нескольких случаях, когда распределение R w было изучено подробно, было обнаружено, что оно систематически изменяется в пределах углеводородной толщи и не обязательно должно быть таким же, как в нижележащем водоносном горизонте. [3] [4] [5]

    ЕКО можно измерить в лаборатории, но в пласте его необходимо оценивать по корреляциям с пористостью или V ш . Для лабораторных измерений CEC существуют фундаментальные неопределенности, такие как степень изменения геометрии глины-минерала в результате дезагрегации керна.Общая площадь поверхности и CEC могут быть увеличены за счет измельчения (т.е. измельчения до частиц размером с зерно). [26]

    Другие входные параметры для моделей S w / R t либо основаны на параметрах «мирового опыта» (например, параметры пакетов по умолчанию) или разработана на основе измерений электрических свойств породы с помощью SCAL на относительно небольшом количестве образцов керна из интервала коллектора.Следовательно, относительно мало данных, определяющих параметры, которые используются для поточечных расчетов журнала. Следует предположить, что характер распределения водонасыщенности в пробках керна во время этих лабораторных экспериментов такой же, как и в реальном резервуаре. Поскольку во время лабораторных измерений присутствует вода, глинистые минералы регидратируются во время испытаний.

    Лабораторные измерения капиллярного давления/насыщения

    Второй метод S w , полностью независимый от каротажа сопротивления, использует лабораторные измеренияОсновная концепция использования данных о капиллярном давлении заключается в том, что резервуар пришел к капиллярному равновесию в течение геологического времени (миллионы лет с тех пор, как углеводороды попали в ловушку резервуара и заполнили ее). Это равновесие воспроизводится в лабораторных экспериментах с использованием методов центрифуги, пористых пластин и капиллярного давления с инжекцией ртути (MICP). Данные P c / S w измеряются на выбранном наборе образцов керна коллектора, представляющих диапазон значений пористости и проницаемости (и, возможно, также литологии).

    Эксперименты с центрифугами обычно проводятся на 1-дюйм. пробки керна в течение нескольких дней в интенсивном гравитационном поле (до 1000 Гс) центрифуги и считаются эквивалентными тому, что происходит в резервуаре углеводородов в течение миллионов лет в гравитационном поле 1 Гс и на протяжении от 10 до сотен футов. Эти допущения широко признаются разумными при условии, что образцы не повреждаются во время испытаний в центрифуге. Представленные значения P c / S w не являются необработанными лабораторными данными.В лаборатории среднее насыщение определяется при каждой скорости центрифуги, и эти необработанные данные вводятся в математическую модель для преобразования их в таблицу значений насыщения торца и значений P c .

    Пористая пластина P c Испытания проводятся на пробках керна при нескольких различных давлениях газа и обычно проводятся одновременно с экспериментами по сопротивлению. После достижения равновесия с отсутствием дальнейшего потока рассола при каждом давлении S w остается постоянным вдоль каждой пробки и рассчитывается по ее потере веса.

    Испытания MICP проводятся на высушенных образцах керна, и объем введенной ртути, несмачивающей фазы, преобразуется в значение S w . Это считается суммарным S w , если при достаточно высоких давлениях ртуть попадает как в микропористость, так и в сухую глинисто-минеральную пористость. Наоборот, для центрифужных испытаний или испытаний на пористых пластинах, где рассол присутствует в качестве смачивающей фазы, глинистые минералы, вероятно, гидратируются, и маловероятно, что их физически связанная вода будет вытеснена во время испытания. P c / S w измерения могут давать общее или эффективное значение S w по глинисто-минеральной физически связанной воде включается или исключается из расчета пористости). Эффективные значения S w всегда ниже общих значений S w и должны быть очень низкими при высоком капиллярном давлении, если имеется небольшая микропористость, не связанная с глинистым минералом. [27]

    Преобразование лабораторных данных P c / S w требует знания IFT и контактного угла жидкости. свойства рассола и углеводородных флюидов в пластовых условиях. Они необходимы для расчета плотности каждой фазы и оценки межфазного натяжения (IFT) между парой флюидов в пластовых условиях. Значения P c (в фунтах на квадратный дюйм) преобразуются в вертикальную высоту над контактом углеводород/вода, H hwc (в футах) по следующей формуле:

    ………………..(11)

    , где плотности флюидов ( ρ ) выражены в г/см 3 , а индексы r = коллектор, s = поверхность, h = углеводороды и w = вода. В таблице 1 перечислены некоторые типичные значения [28] для IFT, σ и контактного угла θ , используемые в 11 . [29] и обеспечивает приблизительные диапазоны коэффициентов для преобразования P c -лабораторных данных в высоту над уровнем свободной воды водохранилища.Высота- P c Коэффициенты пересчета аналогичны для многих нефтяных и газовых коллекторов; сноски в таблице 1 описывают значения, которые были приняты для расчета этих диапазонов. Опубликованы более подробные сведения о корреляциях IFT для рассола/углеводородов в зависимости от силы тяжести нефти или газа. [30] Контактный угол пластовых условий, θ , обычно принимается равным 0 для газовых коллекторов и 0 или 30° для нефтяных пластов, потому что, как правило, данные по пластовым условиям недоступны.

    Люкс P C S W W Данные обычно преобразуются в математическую связь между S W в качестве зависимой переменной и независимой переменной-пористостью, проницаемость и H owc или H gwc . [18] [17] [31] Поскольку проницаемость обычно определяется как функция пористости, ее часто не включают в качестве независимой переменной.Две математические формы, которые были использованы, это

    ………………….(12)

    и ……………….(13)

    , где A , B , C , D и E — константы аппроксимации кривой. В уравнении . 13 , B позволяет удалять сингулярности на нулевой высоте.

    При разработке коэффициентов для этих взаимосвязей необходимо применить любую зональность интервалов коллектора, а затем разработать отдельные наборы коэффициентов для каждой зоны.Зонирование может основываться на геологической интерпретации истории осадконакопления и диагенеза коллектора и/или вариации кривых P c / S w для различных частей интервала коллектора.

    Глубина водонефтяного контакта (ВНК) или газоводяного контакта (ГВК) коллектора должна быть известна для проведения расчетов с использованием P S w методика.Расчеты S w производятся только выше этой глубины. В действительности H owc или H gwc относится к уровню свободной воды (FWL) (т. е. к глубине, на которой P 90 глубже, чем наблюдаемые ВНК или ГВК). Для газового резервуара, состоящего из горных пород хорошего качества, разница между FWL и GWC обычно составляет 1 фут или менее. Однако для нефтяного пласта, содержащего более тяжелую нефть, эта разница может составлять 10 футов и более, и, учитывая четырехстороннее смыкание на антиклинальной структуре, влияние на объем OOIP между использованием FWL и FWL.наблюдаемый OWC как глубина H owc = 0 может равняться нескольким процентам OOIP.

    После разрабатывания различных наборов коэффициентов и P C до H OWC OWC (или H GWC ) Преобразование сделано, S w Значение может быть рассчитано для каждой точки данных в базе данных каротажа, которая имеет действительное значение пористости и выше ВНК или ГВК.Следовательно, будет такое же или более S w значений, доступных из этой методологии S w , что и при использовании R t t R t

    Сильные и слабые стороны расчетов на основе капиллярного давления

    Прочность S W W Расчеты от P C S S W Данные в том, что после создания корреляции с пористостью и высотой, уникальным S w значение доступно для всех скважин на всех эффективных глубинах с действительными значениями пористости в базе данных ГИС.Это также относится ко всей углеводородной толще в любом месте резервуара после того, как значения пористости ствола скважины были распространены на полную сетку геоячеистой модели. Эти расчеты могут учитывать любое зонирование и подмножества входных параметров, относящихся к отдельным зонам.

    Потенциальная слабость подхода P c к расчетам S w заключается в том, было ли лабораторным измерениям предоставлено достаточно времени для достижения равновесия.В противном случае значения S w , особенно при высоких значениях P c, будут слишком высокими. Еще одним потенциальным недостатком является точность значения IFT, используемого при преобразовании наземных условий в пластовые; к счастью, эти значения изменяются в ограниченном диапазоне для большинства пар углеводород/рассол. Третьим потенциальным недостатком является определение глубины FWL по сравнению с наблюдаемыми OWC или GWC. Четвертый потенциальный недостаток заключается в том, было ли собрано достаточно данных для репрезентативности как по вертикали, так и по площади зон коллектора. [32]

    Пятый потенциальный недостаток касается сложности заполнения резервуара углеводородами и структурной истории. В простых ситуациях с нефтяными пластами и в большинстве ситуаций с газовыми коллекторами это не проблема. Однако для нефтяных пластов с битуминозными матами и зонами с тяжелой нефтью возникают сложности из-за различной плотности нефти вблизи ВНК, включая возможность того, что битуминозный мат имеет плотность углеводородов, очень близкую к плотности связанного рассола. Другим аспектом может быть то, находятся ли все или части столбца углеводородов в цикле впитывания, где данные впитывания P c / S w необходимы для S 5. , не типичный дренаж P c / S w данные. [32]

    OBM-керн-пробка Определение объема воды по Дину-Старку

    Третий метод определения S w в углеводородной толще резервуара заключается в разрезании керна РУО и выполнении определения объема воды по методу Дина-Старка на стандартных пробках керна. Футы на фут S w Значения могут быть рассчитаны на основе этих объемов воды и соответствующих PV керна-пробки. Керны РУО обычно вырезаются только в нескольких скважинах на конкретном месторождении.Эти данные S w могут быть применены к другим скважинам без керна в коллекторе, если будет выявлена ​​сильная корреляция между этими значениями и пористостью и/или проницаемостью. Эти данные недействительны в переходной зоне нефть/вода или газ/вода или в водоносном горизонте, в интервалах, в которых связанный рассол подвижен. Значения OBM-core S w могут быть как выше, так и ниже значений двух других методов, описанных ранее.

    Сильные и слабые стороны основных ценностей OBM

    Сила данных S w данных из рутинного анализа керна Дина-Старка S w заключается в том, что эти данные являются наиболее прямым измерением связанного резервуара значений над переходной зоной нефть/вода или газ/вода. По сравнению с двумя рассмотренными ранее методами и вариантами этих методов подход OBM-core S w представляет собой прямое определение, а другие методы являются косвенными S w — расчетные подходы, которые требуют гораздо большего количества предположений и выводов.

    Недостатки метода OBM S w заключаются в том, что он не применяется к самым нижним частям переходной зоны нефть/вода или газ/нефть, где соляная фаза обладает подвижностью, и что, как правило, количество керна РУО S w данные ограничены, так как оператор вырезает керны с РУО только в ограниченном количестве скважин из-за дороговизны. Первый из этих недостатков можно преодолеть, если данные OBM S w использовать в сочетании либо с каротажными диаграммами сопротивления, либо с данными P c / S

    3

    Еще одно соображение заключается в том, что весь проект, от рецептуры бурового раствора до процедур обработки и консервации керна, а также рутинных измерений анализа керна, необходимо контролировать и детально проверять, чтобы убедиться, что все этапы выполнены надлежащим образом. Это требует значительных затрат времени и усилий со стороны технической группы для обеспечения успеха; тем не менее, в некоторой степени тот же комментарий применим к рассмотренным ранее расчетам P c / S w и удельного сопротивления-log/ S

    3 w

    4 .

    Интеграция данных о водонасыщенности из разных методов

    В зависимости от наличия данных в конкретной ситуации с резервуаром комбинация различных подходов может оказаться более эффективной, чем использование одного типа данных. Первым шагом при переходе к комбинированному подходу является просмотр базы данных водохранилища для выявления любых существенных пробелов в вертикальном или площадном охвате. Наиболее очевидный разрыв часто возникает вблизи контакта с жидкостью, потому что нет особых причин бурить скважины в местах падения вниз по падению, особенно на этапе разработки коллектора.Ниже описаны три примера комбинированных подходов.

    Данные каротажа удельного сопротивления и капиллярного давления

    Каротаж удельного сопротивления S w результаты могут быть недоступны для всей углеводородной толщи коллектора. Чтобы заполнить пробелы и усреднить поточечный набор данных, общепринятой практикой является нанесение S w в виде функции высоты, опускание непродуктивных точек и идентификация различных диапазонов пористости путем кодирования точек данных. .Данные каротажа удельного сопротивления S w часто показывают V-образную или U-образную форму на этих графиках из-за влияния плеча/пласта вблизи непродуктивных участков (сланцы). Наиболее точные значения S w в таких шаблонах обычно находятся на самых низких значениях S w , где поправка на тонкий слой сведена к минимуму. Аналогично описанному в предыдущем разделе P c / S w кривые высоты/насыщенности часто подгоняются к этим диаграммам удельного сопротивления S

    4

    4 данных, позволяющих рассчитать пластовые объемы углеводородов в пласте.Формы функций аналогичны или идентичны описанным выше для P c / S w . [31]

    Обычный керн OBM с данными о капиллярном давлении

    Поскольку необходимо определить S w w характеристики переходной зоны нефть/вода или газ/вода, а также поскольку данные керна OBM S w могут быть неверными и заниженными в этом интервале одним из подходов является использование данных P c / S w в сочетании с обычными данными OBM-core S

    3 w

    8.Это можно сделать, сначала сопоставив данные керна OBM S w с пористостью и предположив, что эта взаимосвязь действительна над переходной зоной нефть/вода или газ/вода. Функциональная форма этого первого отношения может быть

    ………………….(1)

    Вторым шагом является создание набора табличных данных, в котором корреляция S w /пористость используется для расчета массива значений S w для больших H 9008 или H значения gwc и диапазон значений пористости.Для этой части набора данных предполагается, что S w не зависит от значений H owc или H gwc

    84.

    P S S S W W , преобразованные в условия резервуара, используются для предоставления точек данных для низких H OWC или H GWC Значения и различные значения пористости.Статистические расчеты применяются ко всему этому набору данных. Функциональная форма этого второго отношения может быть

    ………………….(2)

    В этой функциональной форме граничные условия первого шага автоматически выполняются на втором шаге.

    Обычный керн РУО с данными каротажа удельного сопротивления

    Чтобы решить проблему отсутствия достоверных данных OBM-core S w в переходной зоне нефть/вода или газ/вода, о которых говорилось ранее, также можно комбинировать OBM-core S w данные каротажа удельного сопротивления для разработки общей методологии S w .Этот подход предполагает, что через ВНК или ГВК пробурено несколько скважин, так что имеются логарифмические значения удельного сопротивления через переходную зону нефть/вода или газ/вода. В этом подходе данные OBM-core S w используются для обратного расчета значений показателя степени насыщения n по каждой зоне, так что базовое значение V HCP равно рассчитанное по каротажу удельного сопротивления (см. , уравнение 2 ). Затем значения показателя насыщения на основе керна, n, применяются к каротажным диаграммам удельного сопротивления скважины без керна для расчета S w точка за точкой по всему интервалу резервуара во всех скважинах. [29] [33] Этот подход предполагает, что значения R w , a и m были определены из других экспериментальных данных и данных проб жидкости 0, так что

    3 0

    можно рассчитать.

    ………………….(3)

    , где R 0 — объемное удельное сопротивление при S w = 100% PV и рассчитывается по формуле . 4 и 5 . R t – показания глубокого каротажа сопротивления, а S wc – керн РУО S над переходной зоной w w подвижная вода. Полученные обратно рассчитанные значения n на глубине керна-пробки усредняются по зоне. В некоторых случаях может оказаться, что n имеют вариации по площади в пределах зоны, которые следует учитывать в последующих расчетах.

    ………………..(4)

    ………………….(5)

    Корректировки данных о водонасыщенности по различным методам

    Мы описали три методики определения водонасыщенности. В основном это независимые методы; следовательно, их можно использовать вместе для определения точности расчетов по всему углеводородному столбу. Поскольку методы основаны на очень разных технических подходах и предположениях, если разные методы дают по существу один и тот же ответ S w , то весьма вероятно, что это правильный ответ.

    Однако проблема возникает, когда, как это часто бывает, разные методы приводят к различным значениям и распределениям. Значения OBM-core S w могут быть выше или ниже значений двух других методов. Распространенное заблуждение о том, что OBM-core S w , вероятно, будет слишком низким, необоснованно. В очень большом резервуаре это может идти в обоих направлениях в зависимости от того, где человек находится в резервуаре. [29] [33] Если значения сильно различаются, необходимо подробно рассмотреть два аспекта расчетов. Во-первых, необходимо проверить качество входных лабораторных данных и то, как они были преобразованы из необработанных данных во входные значения для расчетов. Во-вторых, необходимо проверить допущения и модели, используемые для расчетов S w . Например, с данными P c / S w предполагаемая разница плотности нефти/воды может быть значительно ошибочной, или сланцевый песок S модель может быть неподходящей для конкретного резервуара.Наряду со средними значениями S w следует сравнивать средние по зонам значения V HCP , полученные различными методами, включая пористость в сравнительных расчетах.

    Базовая, общая и эффективная совместимость систем

    Archie R t на основе S w Уравнение моделей «чистых» песков. Различные другие модели сланцевых песков используют либо систему эффективной пористости, либо систему общей пористости.Хорошо известно, что эти базовые модели, если их правильно применить к одному и тому же пласту, должны давать одни и те же окончательные значения V HCP из их различных процедур расчета (см. 8 ). [1] ϕ t больше или равно ϕ e ; однако, в то же время, S wt больше или равно S we и при совместном использовании соответствующие комбинации должны давать одинаковые V

    3

    5 результат.Для системы общей пористости V HCP = Φ = Φ T × (1- S WT ), тогда как для системы эффективной пористости, V HCP = ϕ e × (1- S we ).

    • Рис. 1 – Общая, эффективная пористость и пористость керна и связанная с ними водонасыщенность глинистых песков (по Woodhouse and Warner [7] ).

    ………………….(6)

    ………………….(7)

    ………………….(8)

    V HCP можно также оценить по комбинации пористости керна и Dean-Stark S w , измеренных на сохранившихся кернах РУО. Несколько систем — базовая, суммарная и эффективная — должны давать одни и те же фундаментальные результаты, и наиболее точная из них (метод РУО-основной) может использоваться для калибровки и проверки менее точных методов.При правильной настройке и применении (например, путем улучшения оценок V sh или значений IFT) все три метода дают одинаковые окончательные значения V HCP . Если они не совпадают, необходимо изучить вероятные источники неопределенности и ошибки.

    Совершенно непоследовательно и неправильно смешивать системы, например, сообщая эффективную пористость с общей S w , общую пористость с эффективной S w , или a стандартная пористость керна с эффективной S w .Совместимость системы также должна поддерживаться правильным использованием измерений SCAL и формул каротажа, когда они используются для калибровки каротажных диаграмм сопротивления и методов. Разногласия должны быть разрешены в максимально возможной степени. В той мере, в какой это не так, различия можно рассматривать как меру неопределенности в расчетах S w .

    Неопределенности

    Экономически важна именно неопределенность насыщенности углеводородами (1 − S w ), а не абсолютная неопределенность S w .При оценке неопределенностей в S w следует учитывать их важность с точки зрения S o и S g 4 9000. Неопределенности нескольких методов оценки сильно различаются.

    Данные водонасыщенности керна РУО

    Объем воды, извлеченный из одной пробки керна, может иметь случайную и известную систематическую погрешность ± 0.05 см 3 , где каждая неопределенность относится к одному стандартному отклонению. PV типичного 1-дюйм. керновая пробка 4,0 см 3 при пористости 20% BV. Одна только неопределенность объема воды соответствует неопределенности ± 1% PV (0,05/4,0). Неопределенности в пористости имеют дополнительное влияние на этот расчет. [19] OBM-core S w с 20% PV, следовательно, имеет комбинированный диапазон 1-SD приблизительно от 18 до 22% PV.При более низких значениях пористости и более высоких значениях S w неопределенность объема воды может составлять ± 0,1 см 3 , что приводит к S w неопределенности ± 3% PV, составляет 15% BV. По мере уменьшения пористости неопределенность растет. Перед проведением измерений необходимо удалить воду из толуола и аппарата Дина-Старка, иначе значения S w будут завышены. Время экстракции, необходимое для извлечения воды, адсорбированной глинистыми минералами, добавляет неопределенности.

    Неопределенность среднего керна S w будет уменьшена, если выбрать одну или две пробки на фут с одинаковым расстоянием и без учета качества породы. Однако, как обсуждалось ранее, образцы пробок не всегда отбираются случайным образом, поэтому необходимо соблюдать осторожность, особенно в отношении значений S w , предсказанных на глубинах, где керн недоступен. В более широком плане необходимо также помнить, что 1-в.пробки керна составляют примерно 2% от полного объема керна. Из-за этих многих факторов авторы считают, что неопределенности, подобные приведенным для пористости, также распространяются на средние по зоне значения керна РУО S w . Измерения, в которых анализируются более крупные пробки керна, снизят несколько неопределенностей.

    Значения водонасыщенности, полученные по каротажному сопротивлению

    Показатели журнала, типичные показатели Archie, полученные из SCAL, и все другие связанные параметры являются неточными.Например, погрешность каротажа удельного сопротивления может составлять ± 50 %, когда R t равно 500 Ом•м. Наиболее важными факторами неопределенности при низких значениях S w , вероятно , будут R t и n . S w неопределенность в этом случае оценивается как ± 5 % PV (т. е. если S w рассчитывается как 10 % PV, диапазон 1-SD составляет от 5 до 15 % PV) . [19] При более низких значениях пористости и более высокой водонасыщенности аналогичные методы привели к оценкам неопределенности ± 9% PV.Учитывая, что дополнительная неопределенность окончательного расчета S w может возникать из-за влияния глинистого песка и многих других источников, авторы полагают, что указанные диапазоны в равной степени применимы к общей систематической неопределенности S w средние значения по зонам. Все эти оценки составляют 1 стандартное отклонение; следовательно, считается, что в 32 % случаев средние по зонам неопределенности превышают указанные диапазоны.

    Значения водонасыщенности по капиллярному давлению

    Оценки неопределенности представляют собой сумму нескольких факторов.Большинство из этих факторов оказывают наибольшее влияние на расчеты S w в первых 100–200 футах углеводородного столба над контактом с флюидом. Следовательно, поскольку переходная зона во многих нефтяных коллекторах значительно длиннее, чем в газовых, их воздействие будет сильнее в большинстве нефтяных коллекторов. Выше 200 футов значения S w обычно изменяются медленно; следовательно, основное соображение над переходной зоной заключается в том, проводятся ли лабораторные измерения в равновесных условиях.

    Первым фактором в анализе неопределенности является фундаментальное предположение о том, следует ли использовать данные дренажа или впитывания. В большинстве случаев следует использовать кривые дренажа, но в некоторых случаях резервуар может находиться в цикле насыщения. В этих ситуациях неправильный выбор использования кривой дренажа может привести к ошибке от +5 до 20% PV на первых 100–200 футах над ВНК. [34] [35]

    Второй фактор касается лабораторных измерений. Если измерения не приведены к равновесию, то значения S w при конкретном значении P c будут слишком высокими. Это может быть от +1 до 10% эффекта PV для большого диапазона H owc или H gwc .Другими ключевыми аспектами сообщаемых лабораторных результатов центрифуги являются то, как были определены исходные лабораторные измерения объемов воды и как эти данные были преобразованы в сообщаемые значения насыщения торцевой поверхности. Измерения объема воды имеют потенциальную ошибку того же размера, что и для измерений OBM Dean-Stark S w (от ± 1 до 3% PV). Различия в процедурах лабораторных расчетов могут привести к дальнейшим отклонениям от ± 1 до 3% PV в зарегистрированных результатах при использовании одних и тех же необработанных лабораторных данных.При испытаниях пористых плит и других повторяющиеся операции с плохо зацементированными или не зацементированными пробками керна могут вызвать потерю зерна, что после окончательных расчетов приводит к небольшим ошибкам в S w .

    Третий фактор заключается в том, как набор необработанных лабораторных данных для конкретного интервала резервуара аппроксимируется кривой и представляется в окончательном лабораторном отчете в виде таблиц значений P c / для каждой основной заглушки.Неопределенность в приложении возникает из-за того, как эти сообщаемые значения усредняются для использования в расчетах S w по всему диапазону значений пористости и проницаемости коллектора. Эта неопределенность включает в себя то, как взвешиваются данные и искажают ли некоторые потенциальные выбросы данных по одной или двум колонковым пробкам усредненные кривые P c / S w . Эти неопределенности в первую очередь влияют на первые 100–200 футов выше H owc или H gwc , так что их влияние зависит от толщины углеводородного столба и его распределения в зависимости от H owc или H gwc .

    Конечным фактором является преобразование усредненных P c / S w кривых (или уравнения) из наземных условий в пластовые, все они влияют на преобразование P P c значений до H owc или H gwc значений. Это включает в себя ряд подфакторов, каждый со своим уровнем неопределенности: IFT в поверхностных и пластовых условиях, разность плотностей флюидной пары в пластовых условиях, краевые углы и глубина фактического ЗПВ в пласте по сравнению с ВНК или ГВК.Углы смачивания на поверхности и в пластовых условиях обычно считаются одинаковыми, поскольку нет данных, позволяющих действовать иначе. Для этих других факторов неопределенность значительно выше для нефтяного пласта, чем для газового; поскольку значения IFT могут быть низкими, и по сравнению со значениями для газового коллектора различия в плотности значительно меньше, особенно если имеется вертикальное изменение плотности нефти, которое приводит к образованию интервала с тяжелой нефтью непосредственно над ВНК. Все эти факторы влияют на значения H owc или H gwc ; следовательно, их влияние на расчеты S w в основном приходится на первые 100–200 футов над контактом с жидкостью.

    Таким образом, использование P S / S W W Данные могут привести к неопределенности S W от ± 5 до 15% PV в нефте / воде или зона перехода газ/вода. Выше этой переходной зоны неопределенность связана с тем, были ли лабораторные данные получены в равновесных условиях и как различные кривые P c / S w были усреднены вместе.В этом диапазоне неопределенность, вероятно, будет составлять от 3 до 10% PV.

    Номенклатура

    и = Константа цементации Арчи
    и * = Постоянная цементации Ваксмана-Смитса
    А = Коэффициенты в различных уравнениях этой главы
    Б = Удельная катионная проводимость, [(1/Ом•м) / (мэкв/мл)]
    С = Коэффициент в различных уравнениях
    Д = Коэффициент в различных уравнениях
    Е = Коэффициент в различных уравнениях
    Ф = Фактор формирования Арчи
    Ф * = Фактор формирования Ваксмана-Смитса-Томаса
    F HCP = углеводородные поровые футы, л, фут [м]
    H гвк = высота над контактом газ/вода, L, фут [м]
    Н ОВК = высота над контактом углеводород/вода, L, фут [м]
    Н влк = высота над водомасляным контактом, L, фут [м]
    I Р = индекс удельного сопротивления
    Дж ( С Вт ) = Леверетт J -функция
    к = проницаемость, л 2 , мд [мкм 2 ]
    м = Показатель цементации Арчи
    м * = Показатель цементации Ваксмана-Смитса-Томаса
    м или = показатель двухводной цементации
    нет = Показатель степени насыщения Арчи
    п * = Показатель насыщения Ваксмана-Смитса-Томаса
    n или = показатель двойной водонасыщенности
    П с = капиллярное давление, м/л 2 , psi
    P CE = входное капиллярное давление, м/л 2 , psi
    Q v = катионообменная емкость общего ФВ, мэкв/мл
    р = коэффициент корреляции
    Р 0 = Удельное сопротивление породы при 100% водонасыщенности PV, Ом•м
    Р сд = Удельное сопротивление чистого песка, Ом•м
    Р ш = удельное сопротивление сланца, Ом•м
    Р т = истинное сопротивление незахваченного глубинного пласта, Ом•м
    Р Ш = Удельное сопротивление связанного рассола, Ом•м
    Р вб = Удельное сопротивление связанной глиной воды, Ом•м
    Р ВФ = Удельное сопротивление свободной пластовой воды, Ом•м
    Р хо = поверхностное микросопротивление зоны проникновения, Ом•м
    S г = газонасыщенность, %PV
    С или = нефтенасыщенность, %PV
    S или = остаточная нефтенасыщенность к вытеснению водой, %PV
    С С = водонасыщенность, %PV
    S вб = насыщенность глиносвязанной водой по общей пористости, %PV
    S туалет = насыщенность связанной водой, %PV
    S туалет = Водонасыщенность активной зоны, %PV
    С мы = водонасыщенность эффективной пористости, %PV
    S wsd = водонасыщенность песка, %PV
    S Вес = водонасыщенность от общей пористости, %PV
    В кл = содержание глины, %BV
    В HCP = поровый объем углеводородов, л 3 , фут 3 3 ]
    В ш = глинистость, %BV
    θ = Угол контакта, град.
    р б = объемная плотность пласта, м/л 3 , г/см 3
    ρ фл = плотность жидкости, м/л 3 , г/см 3
    ρ h = плотность углеводородов, м/л 3 , г/см 3
    ρ ma = плотность матрицы или зерна, м/л 3 , г/см 3
    ρ w = плотность воды, м/л 3 , г/см 3
    σ = межфазное натяжение, м/т 2 , дин/см
    ϕ = пористость, %BV
    ϕ с = пористость по керну, %BV
    ϕ кл = глина пористость, %BV
    ϕ e = эффективная пористость, %BV
    ϕ SD = песок пористость, %BV
    ϕ ш = сланцевая пористость, %BV
    ϕ т = общая пористость, %BV

    Каталожные номера

    1. 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 Принципы/применения интерпретации журнала. 1989. Хьюстон, Техас: Schlumberger.
    2. ↑ Таблицы интерпретации журналов. 2000. Шугар Лэнд, Техас: Schlumberger.
    3. 3.0 3.1 3.2 Маккой, Д.Д., младший, Х.Р.В., и Фишер, Т.Е. 1997. Изменения солености воды в водохранилищах рек Ивишак и Саг в заливе Прадхо. SPE Res Eng 12 (1): 37-44. SPE-28577-PA.http://dx.doi.org/10.2118/28577-PA.
    4. 4.0 4.1 4.2 4.3 4.4 Rathmell, J., Atkins, L.K., and Kralik, J.G. 1999. Применение исследований отбора керна и вскрытия с низким уровнем инвазии к планированию разработки коллектора на месторождении Виллано. Представлено на Латиноамериканской и Карибской нефтяной инженерной конференции, Каракас, Венесуэла, 21-23 апреля 1999 г. SPE-53718-MS. http://dx.doi.org/10.2118/53718-MS.
    5. 5.0 5.1 5.2 Rathmell, J.J., Bloys, J.B., Bulling, T.P. и другие. 1995. Буровой раствор на синтетической нефтяной основе с низким уровнем инвазии в газовом пласте Ячэн 13-1 для расчета газа в пласте. Представлено на Международной конференции по нефтяной инженерии, Пекин, Китай, 14-17 ноября 1995 г. SPE-29985-MS. http://dx.doi.org/10.2118/29985-MS.
    6. ↑ Барбер, Т. Д. 1985. Введение в инструмент двойной индукции Phasor. J Pet Technol 37 (9): 1699-1706. SPE-12049-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12049-PA.
    7. Вудхаус, Р. и Уорнер, ХР Модели. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Даллас, Техас, 9-12 октября 2005 г. SPE--MS. http://dx.doi.org/10.2118/-MS.
    8. 8,0 8,1 8,2 8.3 Арчи, Г.Э. 1942. Каротаж удельного электрического сопротивления как помощь в определении некоторых характеристик коллектора. Транс. AIME 146 (1): 54-62. http://dx.doi.org/10.2118/4-G.
    9. 9,0 9,1 9,2 9,3 Пупон, А. и Лево, Дж. 1971. Оценка водонасыщенности глинистых формаций. Аналитик журналов 12 (4).
    10. ↑ Winsauer, W.O., Shearin H.M., Masson PH, and Williams M. 1952. Удельное сопротивление насыщенных рассолом песков по отношению к геометрии пор.Бык AAPG. 36 (2): 253-277.
    11. 11,0 11,1 11,2 11,3 Ваксман, М.Х. и Смитс, Л.Дж.М. 1968. Электропроводность нефтеносных глинистых песков. SPE J. 8 (2): 107–122. SPE-1863-PA. http://dx.doi.org/10.2118/1863-PA.
    12. 12,0 12,1 12,2 12,3 Ваксман, М.Х. и Томас, Э.К. 1974. Электропроводность глинистых песков-I. Соотношение между насыщенностью углеводородами и индексом удельного сопротивления; II.Температурный коэффициент электропроводности. J Pet Technol 26 (2): 213-225. SPE-4094-PA. http://dx.doi.org/10.2118/4094-PA.
    13. 13,0 13,1 13,2 13,3 Килан, Д.К. и МакГинли, округ Колумбия, 1979. Применение емкости катионного обмена в исследовании песка Шеннон в Вайоминге. Документ KK, представленный на ежегодном симпозиуме SPWLA 1979 г., июнь.
    14. 14,0 14,1 14,2 14,3 Юхас И.1979. Центральная роль Q v и солености пластовых вод в оценке глинистых пород. Аналитик журналов 20 (4).
    15. ↑ Хилл, Х.Дж., Ширли, О.Дж., и Клейн, Г.Е. 1979. Связанная вода в глинистых песках — ее связь с Q v и другими свойствами пласта. Аналитик журналов 20 (3): 3.
    16. ↑ Леверетт, М.К. 1941. Капиллярное поведение в пористых средах. Пер., AIME 142: 152.
    17. 17,0 17,1 Хесельдин Г.М. 1974. Метод усреднения кривых капиллярного давления.Лог Аналитик 4 (3).
    18. 18,0 18,1 Джонсон, А. 1987. Усредненные капиллярные данные проницаемости: дополнение к каротажному анализу в полевых исследованиях. Документ EE представлен на Ежегодном симпозиуме SPWLA 1987 года, Лондон, июнь.
    19. 19.0 19.1 19.2 Вудхаус, Р. 1998. Точная водонасыщенность пласта из бурового нефтяного керна: вопросы и ответы из Прадхо-Бей и других стран. Аналитик журналов 39 (3): 23.
    20. ↑ Ричардсон, Дж.Г., Гольштейн, Э.Д., Ратмелл, Дж.Дж. и другие. 1997. Валидация водонасыщенности керна на нефтяной основе в состоянии поставки из Прудхо-Бей. SPE Res Eng 12 (1): 31-36. SPE-28592-PA. http://dx.doi.org/10.2118/28592-PA.
    21. ↑ Доу, Б.А. и Мердок, Д.М. 1990. Слоистые пески: оценка точности интерпретации ГИС программой бурового раствора на нефтяной основе. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 23-26 сентября 1990 г. SPE-20542-MS. http://dx.doi.org/10.2118/20542-MS.
    22. ↑ Эгбога, Э.О. и Амар, З.Х.Б.Т. 1997. Точное определение начальной/остаточной насыщенности снижает неопределенность в дальнейшей разработке и управлении резервуаром на месторождении Дуланг на шельфе полуострова Малайзия. Представлено на Азиатско-тихоокеанской нефтегазовой конференции и выставке SPE, Куала-Лумпур, Малайзия, 14-16 апреля 1997 г. SPE-38024-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38024-MS.
    23. ↑ Уортингтон, П.Ф. 1985. Эволюция концепций глинистых песков в оценке резервуаров. Аналитик журналов 23 (1).
    24. 24.0 24.1 24.2 Clavier, C., Coates, G., and Dumanoir, J. 1984. Теоретические и экспериментальные основы двухводной модели для интерпретации глинистых песков. SPE J. 24 (2): 153-168. SPE-6859-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6859-PA.
    25. 25,0 25,1 Бест, Д.Л., Гарднер, Дж.С., и Дюмануар, Дж.Л. 1979. Компьютеризированный каротаж на буровой площадке. Документ Z, представленный на ежегодном симпозиуме SPWLA 1979 года.
    26. ↑ Хафф, Г.F. 1987. Поправка на влияние измельчения на катионообменную способность бедных глиной песчаников. SPE Form Eval 2 (3): 338-344. SPE-14877-PA. http://dx.doi.org/10.2118/14877-PA.
    27. ↑ Брайант, В. Т. и Роберт Б. Трумэн, И. 2002. Надлежащий петрофизический анализ на основе керна удваивает размер месторождения Ха’пи. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 29 сентября – 2 октября 2002 г. SPE-77638-MS. http://dx.doi.org/10.2118/77638-MS.
    28. ↑ Основы свойств горных пород.2002. Абердин: Core Laboratories UK Ltd.
    29. 29,0 29,1 29,2 Гольштейн, Э.Д. и Уорнер, Дж., Х.Р. 1994. Обзор определения водонасыщенности водохранилища Ивишак (Садлерочит), месторождение Прадхо-Бей. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 25-28 сентября 1994 г. SPE-28573-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28573-MS.
    30. ↑ Кац, Д.Л. и Фироозабади, А. 1978. Прогнозирование фазового поведения систем конденсат/сырая нефть с использованием коэффициентов взаимодействия метана.J Pet Technol 30 (11): 1649–1655. SPE-6721-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6721-PA.
    31. 31.0 31.1 Харрисон, Б. и Цзин, X.Д. 2001. Методы высоты насыщения и их влияние на оценки объемного содержания углеводородов в пласте. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 30 сентября – 3 октября 2001 г. SPE-71326-MS. http://dx.doi.org/10.2118/71326-MS.
    32. 32,0 32,1 Ричардсон, Дж.Г. и Гольштейн, Э.D. 1994. Сравнение водонасыщенности по измерениям капиллярного давления с данными керна бурового раствора на нефтяной основе, водохранилище Ивишак (Садлерочит), месторождение Прадхо-Бей. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 25-28 сентября 1994 г. SPE-28593-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28593-MS.
    33. 33,0 33,1 Маккой, Д.Д. и Grieves, W.A. 1997. Использование каротажа удельного сопротивления для расчета водонасыщенности в заливе Прадхо. SPE Res Eng 12 (1): 45-51.SPE-28578-PA. http://dx.doi.org/10.2118/28578-PA.
    34. ↑ Lucia, FJ 2000. Водохранилища Сан-Андрес и Грейбург. Представлено на конференции SPE по добыче нефти и газа в Пермском бассейне, Мидленд, Техас, 21-23 марта 2000 г. SPE-59691-MS. http://dx.doi.org/10.2118/59691-MS.
    35. ↑ Тай, Б.Н., Хсу, К.Ф., Бергерсен, Б.М. и другие. 2000. Денверская программа уплотняющего бурения и реконфигурации схемы. Представлено на конференции SPE по добыче нефти и газа в Пермском бассейне, Мидленд, Техас, 21-23 марта 2000 г.SPE-59548-MS. http://dx.doi.org/10.2118/59548-MS.

    Примечательные статьи в OnePetro

    Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые обязательно должен прочитать читатель, желающий узнать больше.

    Внешние ссылки

    Используйте этот раздел для размещения ссылок на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

    См. также

    Оценка насыщенности

    Интерпретация каротажных диаграмм

    Каротаж в глинистых породах

    Определение проницаемости

    Источники петрофизических данных

    Тематические исследования по петрофизическому анализу

    Петрофизика

    PEH: Петрофизика

    PEH:Petrophysical_Applications

    Определение водонасыщенности — PetroWiki

    Водонасыщенность ( S w ) Определение является наиболее сложным из петрофизических расчетов и используется для количественной оценки более важного дополнения, насыщенности углеводородами (1 – S w ).Сложности возникают из-за того, что существует ряд независимых подходов, которые можно использовать для вычисления S w . Сложность заключается в том, что часто, если не обычно, эти различные подходы приводят к несколько отличающимся значениям S w , которые могут быть приравнены к значительным различиям в исходных объемах пластовой нефти (OOIP) или исходного пластового газа (OGIP). . Задача технической группы состоит в том, чтобы решить и понять различия между значениями S w , полученными с использованием различных процедур, и получить наилучший расчет S w и его распределение. по всему водоему по вертикали и площади.В расчетах OOIP и OGIP важно помнить об относительной важности пористости и S w . Изменение порового объема (PV) на 10 % в S w оказывает такое же влияние, как и изменение объемного объема (BV) на 2 % пористости (в коллекторе с пористостью 20 %).

    Методы расчета водонасыщенности

    S w в стволах скважин можно определить следующими первичными методами:

    • S w расчеты по резистивным каротажным диаграммам с применением модели, связывающей S w с пористостью, сопротивлением связанной воде и различными электрическими свойствами породы.
    • S

    S W W Расчеты из лабораторных капиллярных давлений / насыщенность ( P C / S W ) Измерения применением модели, относящиеся к S W к различным свойствам горных пород и флюидов и высоте над уровнем свободной воды.
  • S w расчеты с использованием определения объема воды по Дину-Старку буровым раствором на нефтяной основе (OBM)-керн-пробка.
  • Комбинации этих методов.

Этот список представлен в хронологическом порядке, в котором данные могут быть доступны, а не в ранжированном порядке, основанном на точности различных методов. Выбор используемого подхода к расчету часто зависит от наличия различных типов данных. Если керны с РУО не вырезаны, то этот метод нельзя использовать, если только не будут потрачены средства на получение таких данных из одной или нескольких недавно пробуренных скважин.Это не является высокой дополнительной стоимостью, если использование OBM планируется для других целей. Каротажи удельного сопротивления проводятся во всех скважинах, поэтому эти данные доступны для проведения стандартных каротажных расчетов. Ключевым моментом при выполнении калиброванных расчетов S w является доступность данных специального анализа керна (SCAL) для образцов керна из конкретного коллектора; P c / S w лабораторных электрических свойств и проведенных измерений.

Метод, выбранный для расчета S w , часто представляет собой гибрид, который сочетает в себе использование двух из этих основных источников данных. Например, данные керна OBM S w можно использовать в сочетании с каротажными диаграммами удельного сопротивления для расширения используемого набора данных, чтобы включить все скважины и всю углеводородную толщу. В качестве альтернативы данные OBM-core S w можно использовать в сочетании с данными P c / S w

4 900.Таким образом, данные керна OBM

S w определяют значения S w для большей части коллектора, тогда как значения S w в интервале чуть выше контакта с жидкостью и, возможно, в областях месторождения, где доступны данные P c , но нет данных керна РУО.

Доступность данных и качество данных

В этом разделе обсуждались вопросы доступности входных данных и качества данных для каждого метода S w .Эти соображения часто определяют первоначальный выбор методологии для расчета S w , и их необходимо рассмотреть в начале проекта, чтобы определить, практически возможно ли заполнить пробелы в базе данных, чтобы использовать более точную S w -расчетный подход. Это обсуждение предполагает, что точные значения пористости доступны из базы данных рутинного анализа керна и что пористость рассчитывается по точкам из каротажных диаграмм.Обсуждение сосредоточено на конкретных аспектах, влияющих на выбор методологии S w . Многие аспекты базы данных обсуждаются на странице петрофизической базы данных.

Каротажи удельного сопротивления

Скважины, как правило, имеют ту или иную разновидность латеролога или индукционного каротажа удельного сопротивления, потому что они широко применимы и потому что правительственные постановления обычно требуют их регистрации. Как правило, это обеспечивает точечные данные от верхней части углеводородного столба вниз через любые имеющиеся интервалы водоносных горизонтов.Тем не менее, на многих месторождениях ранние скважины разбросаны по площади пласта тонким слоем, а более поздние эксплуатационные скважины бурятся только в районах, выбранных для максимизации дебита и извлечения при минимальных затратах. Это означает, что часто небольшое количество скважин бурится вниз по падению, где углеводородная толща утончается из-за нижележащего водоносного горизонта, или в потенциально маломощных восходящих границах коллектора. Поэтому в таких областях может быть мало каротажных диаграмм удельного сопротивления.

Латерологи предпочтительнее, чем индукционные каротажи, когда буровой раствор имеет среднюю или высокую минерализацию.Это ограничение индукционных инструментов возникает из-за чрезмерной проводимости сигнала от скважины и зоны проникновения бурового раствора. Глубокие латерологические инструменты дают слишком высокие показания при измерении непосредственно под ангидритом и солью, [1] и альтернативные кривые удельного сопротивления. Когда удельное сопротивление пласта R t , очень высокое, индукционные инструменты предыдущих поколений имели ограниченную точность, но современные инструменты значительно улучшены. Хотя измерение глубокой индукции представляет собой скользящее среднее по многим вертикальным футам, современные инструменты включают системы для деконволюции необработанного каротажа и получения окончательного каротажа с хорошим вертикальным разрешением.

Глубокое проникновение фильтрата бурового раствора на водной основе (WBM) влияет на все каротажи удельного сопротивления, и, в крайнем случае, имеющуюся каротажную диаграмму сопротивления можно использовать только качественно. С другой стороны, когда фильтрат бурового раствора на нефтяной основе (РУО) проникает в резервуар углеводородов, проникающий фильтрат РУО обычно вытесняет только нефть и газ пласта, оставляя неизменными S w . Здесь проникновение РУО обычно не изменяет сопротивление глубинного пласта или зоны проникновения.Для умеренных глубин инвазии иногда используются графики лесозаготовительных компаний для корректировки каротажа глубокого чтения, чтобы обеспечить более точную оценку R t .

R xo , удельное сопротивление зоны проникновения бурового раствора и фильтрата. При использовании вместе с инструментами более глубокого чтения эти каротажи предоставляют ценную информацию о подвижности пластовых флюидов, включая присутствие смолы.В скважинах WBM они также обеспечивают оценку остаточной насыщенности углеводородами, S orw .

Данные удельного сопротивления связанного рассола

Точное значение удельного сопротивления попутного рассола, R w , или его значения и распределение по пласту необходимы для точных расчетов с использованием каротажа удельного сопротивления. Также необходимы расчеты температуры.

Первая проверка R w водоносного горизонта заключается в обратном расчете кажущегося R w с использованием уравнения Арчи с использованием каротажа удельного сопротивления с поправкой на проникновение и наилучших оценок и m параметры.Поскольку S w обычно представляет собой 100% PV в интервале водоносного горизонта, значение n здесь не имеет значения.

Каротаж спонтанного потенциала (СП) обеспечивает второй метод расчета R w в скважинах, пробуренных с РВО. Информация о составе и температуре фильтрата бурового раствора используется вместе с отклонением SP для расчета R w . [1] [2] Умеренно точный процесс расчета действителен для водоносного горизонта, но также действителен и для углеводородной толщи, если высокое удельное сопротивление не подавляет отклик SP.Когда измерения солености по керну РУО недоступны, каротаж SP предоставляет единственное свидетельство возможных изменений в углеводородном столбе.

Третья оценка состава воды водоносного горизонта часто берется из проб, отобранных во время гидродинамических испытаний интервала водоносного горизонта; однако R w нефтяной и/или газовой колонны не всегда совпадает с таковой для интервала водоносного горизонта. [3] [4] [5] Должны быть утверждены и проверены на загрязнение в результате проникновения фильтрата бурового раствора.

Для столба нефти или газа определение значения или значений R w является гораздо более сложной задачей, поскольку пластовая вода не будет течь. Типичное, но не обязательно правильное первое предположение состоит в том, что углеводородный столб R w такой же, как и нижележащий водоносный горизонт.Если скважины были отобраны с помощью РУО, образцы керна из углеводородных и водоносных интервалов могут быть проанализированы как на объем воды, так и на содержание солей, особенно хлорид-иона, который почти во всех случаях доминирует в анионной стороне определения солености. [3]

На рис. 1 показано изменение концентрации хлоридов с глубиной для резервуара в Эквадоре. [4] Значение содержания хлоридов обычно можно использовать для количественного определения солености воды в пласте, на основе которого можно рассчитать R w в пластовых условиях, используя стандартное сопротивление воды в сравнении схлоридные диаграммы или алгоритмы. Для коллекторов со значительным содержанием СО 2 (3+ мол.%) распределение ионов в поверхностных условиях будет отличаться от такового при пластовых температуре и давлении. Равновесные расчеты распределения ионов необходимо выполнять при приведении измерения поверхностной солености к условиям резервуара.

  • Рис. 1 – Изменение минерализации пластовой воды в толще углеводородов (нефтяное месторождение Виллано, Эквадор). [4] Hollin — название пласта нефтяного коллектора, а WOC — водонефтяной контакт.Концентрация хлоридов в рассоле резервуара варьируется примерно от 2 000 до 35 000 частей на миллион. Наименьшее проникновение относится к ограниченному проникновению фильтрата РУО в керны.

Пластовая температура влияет на оценки S w , поскольку при постоянном составе пластовой воды R w изменяется в зависимости от температуры. [1] Максимальная температура в скважине измеряется при большинстве спусков каротажа и испытаний бурильной колонны (DST), и они широко используются для оценки зависимости температуры от температуры.профиль глубины. Можно утверждать, что температура, необходимая для оценок удельного сопротивления, представляет собой преобладающую температуру в объеме породы, видимую прибором во время каротажа. В это время соответствующая порода, вероятно, будет холоднее, чем первоначальная температура пласта. Ошибка, вызванная обычным упрощением максимальной температуры, невелика, и проблема охлаждения обычно игнорируется.

Данные SCAL об электрических свойствах

Третьим аспектом выполнения этих расчетов является выбор модели для «электрической сети» в породе.Эти модели связывают S w с несколькими переменными пласта, включая удельное сопротивление объемного пласта и удельное сопротивление пластовой воды. Опубликован ряд моделей, например [6] [7]  :

  • Арчи
  • Ваксман-Смитс-Томас (WST)
  • Двойная вода (DW)
  • Индонезия

Лабораторные измерения двух или более типов электрических свойств. Все эти модели предполагают однородный образец горной породы.

Показатели Арчи

Во-первых, набор очищенных пробок керна с диапазоном пористости полностью насыщается рассолом с известным удельным сопротивлением, и измеряется объемное удельное сопротивление каждой пробки керна. Для этой простейшей модели наклон линии, подогнанной к логарифмическому графику набора данных, дает показатель цементации, m, а точка пересечения представляет собой константу цементации, [8] a (см. рис. 2). , где а = 1 и м = 1,77). Эти параметры используются для точечного прогнозирования F по пористости; что приводит к предсказаниям R 0 и S w .

………………….(1)

, где F = коэффициент формирования, R W W = рассол-водонепроницаемость, а R 0 = удельное сопротивление рок с нулевым маслом и газом насыщенность (100% PV S W ). Нанесенные на график логарифмические данные (log 10 F и log 10 ϕ ) соответствуют линейной модели вида

………………….(2)

, где ϕ = пористость, a = константа цементации и m = показатель цементации.Следовательно, м = — изменение log 10 F / изменение log 10 ϕ (наклон аппроксимирующей линии) и a = F при пористости 100% BV (пересечение аппроксимирующей линии).

  • Рис. 2 – Лабораторно измеренный коэффициент удельного сопротивления пласта ( F ) в зависимости от пористости для образцов керна на месторождении Дуланг, Малайзия. [9]

Эта модель была разработана Арчи, [8] , который предложил = 1.0 и м = от 1,8 до 2,0 для его набора данных. Последующая работа исследователей Exxon для нескольких пород песчаника рекомендовала a = 0,61 и м = 2,15 (формула Хамбла). [10] Карбонаты также были изучены и дали рекомендацию использовать м = 1,87 + 0,019/ ϕ ниже 9% BV (формула Шелла). [1] Однако сети карбонатных пор и трещин сильно различаются, и могут потребоваться значения m от 1,0 до 3,0. Ясно, что м не является постоянной величиной, а зависит от типа породы.

При нанесении на график этих данных о факторах формации обычно предполагается, что образцы горных пород имеют одинаковую геометрию пор, но с разными уровнями пористости и диагенеза. Значения экспоненты для конкретных коллекторов, скорее всего, обеспечат более точные результаты S w , чем глобальные корреляции. Однако до того, как будут определены значения для конкретных резервуаров, необходимо изучить описательные и экспериментальные данные, чтобы определить, нужно ли их подразделять на различные группы, которые связаны с явными различиями в литологических свойствах, таких как:

  • Зернистость
  • Сортировка
  • Содержание глинистых минералов

В горных породах, частично насыщенных рассолом, родственное экспериментальное исследование включает измерение электрических свойств в зависимости от водонасыщенности.В этих экспериментах индекс удельного сопротивления ( I R ), отношение удельного сопротивления ненасыщенной породы к удельному сопротивлению 100% PV насыщенной рассолом породы ( R t / R R 0 ), измеряется как функция насыщения рассола. Например, в аппарате с пористыми пластинами S w изменяется за счет увеличения давления газа и, следовательно, капиллярного давления на границе раздела газ/вода в порах.Рассол вытекает из основания пробки через пористую пластину. Из измерений на каждой пробке строится логарифмическая зависимость I R от S w (см. рис. 3 , где

    3 4 n 90,0004). Уклон линии (почти всегда наклона до I R R = 1,0 при S W W = 100% PV) — это показатель насыщенности архие N (см. EQS 3 и 4 ).На основе экспериментальных данных Archie [8] рекомендовал, чтобы n = 2,0, и это значение до сих пор широко используется, когда нет доступных экспериментальных данных. Несмотря на то, что показатели цементации могут быть определены из каротажного анализа, показатели насыщенности не могут быть и, следовательно, требуют внешней информации из данных керна.

    ………………….(3)

    и ……………….(4)

    , где n = показатель насыщенности, наклон от начала аппроксимации нескольких точек данных; I R = индекс удельного сопротивления; и S w = фракционное насыщение солевой водой.

    • Рис. 3 – Лабораторно измеренный индекс удельного сопротивления пласта ( I R ) в зависимости от насыщения соляным раствором для образцов керна из Дуланга, Малайзия. [9]

    Обычно используется прямолинейная посадка, но при необходимости можно использовать криволинейную посадку. Искривление часто является результатом содержания глинистых минералов, но также может быть результатом неоднородного распределения воды в масштабе пор (например, когда присутствуют микропористые зерна породы).Когда в породах присутствуют значительные количества глинистых минералов, требуются другие модели для расширения отношений Арчи. Модель WST, обсуждаемая далее, основана на лабораторных измерениях SCAL, включая емкость катионного обмена (CEC).

    Показатели Ваксмана-Смитса-Томаса и емкость катионного обмена

    WST показатели цементации и насыщения ( м * и n *) необходимы для применения уравнения WST модели глинистого песка, обсуждаемого ниже. Количество центров катионного обмена на грамм образца породы (CEC) может быть измерено в лаборатории несколькими методами и после преобразования в CEC на единицу PV используется в качестве параметра модели Q V . [11] [12] Наиболее надежное измерение Q V включает в себя проведение УЭС насыпных пород, R 0 , испытания при нескольких удельных сопротивлениях рассола и, следовательно, трудоемкость. . Значения проводимости горных пород (1/ R 0 ) нанесены на график в зависимости от проводимости рассола (1/ R w ) для определения избыточной проводимости, возникающей из-за сланцев и глинистых минералов. Наклон подобранной линии является обратной величиной F *, коэффициента формирования WST.Избыточная проводимость моделируется как равная БК v / F *, а B предполагается в этой модели всегда положительным. Параметр B представляет собой эквивалентную проводимость противоиона, [11] [12] , которая является функцией температуры и удельного сопротивления свободной воды. Q v оценивается по значениям F * и B . Удельное сопротивление активной зоны также измеряется, когда S w меньше 100 % PV и оба показателя WST m * и n * получаются (см.4 и рис. 5 соответственно). Следует отметить, что м * > м и n * > n , за исключением «чистых» песков.

    • Рис. 4 – Лабораторно измеренный коэффициент удельного сопротивления пласта ( F ) в зависимости от пористости для образцов керна из Шеннонского песка, штат Вайоминг, США (по Keelan and McGinley [13] ). F и m — параметры Арчи, а F * и m * — параметры Ваксмана-Смитса-Томаса.

    • Рис. 5 – Лабораторно измеренный индекс удельного сопротивления пласта ( I R ) в зависимости от насыщения соляным раствором для образцов керна из Шеннонского песка, Вайоминг, США (по Keelan and McGinley [13] ). n — показатель насыщения Арчи, а n * — показатель насыщения Ваксмана-Смитса-Томаса.

    Другие методы CEC требуют разрушения, дезагрегации и, как следствие, частичной потери реальной геометрии электрической сети горной породы.Эти более простые методы, такие как метод аммиака, используют методы аналитической химии для измерения CEC. После измерения пористости и плотности зерна эта практичная лабораторная единица преобразуется в требуемый параметр Q v . [14] Эти более простые измерения CEC часто выполняются на кернах боковых стенок и используются вместе со значениями экспоненты, измеренными на кернах из соседних скважин.

    Было разработано множество других моделей глинистых песков, и, в отличие от WST, многие из них рассчитываются на основе эффективной пористости.Эти типы моделей обычно применяются с использованием показателей Арчи. При использовании данных SCAL об электрических свойствах должна быть согласованность между моделью электрической сети, используемой для получения лабораторных параметров, и моделью, используемой в окончательных расчетах по каротажу пористости и удельного сопротивления (например, если лаборатория предоставляет стандартные значения Archie n , они не являются подходящими входными данными для уравнения WST).

    Данные SCAL о капиллярном давлении

    P c данные представляют собой другой тип данных SCAL, которые можно получить экспериментально несколькими способами.Все тесты на насыщение P c учитывают распределение пор по размерам в породе и межфазные свойства различных систем твердая/жидкая среда. Эти данные получают путем десатурации пробок керна либо с помощью центрифуги, либо с помощью аппарата с пористыми пластинами. Первоначально очищенные и сухие свечи пропитываются либо водой, либо маслом. Затем жидкость вытесняют воздухом или азотом. Поскольку воздух очень несмачиваем по сравнению с водой или маслом, использование этих пар жидкостей (воздух/вода или воздух/масло) означает, что по мере увеличения P c воздух сначала будет занимать самые большие поры.По мере увеличения P c и насыщения воздухом воздух будет занимать все меньшие и меньшие поры. Пробка керна начинает эксперимент насыщенной фазой смачивания, поэтому процесс десатурации дает данные для кривой дренажа P c . После завершения процесса дренажа пробку керна можно вращать под жидкостью в эксперименте с центрифугой, насыщение жидкостью увеличится, и будет создана кривая впитывания P c .Обычно берутся только данные о дренаже P c / S w , и для большинства пластовых ситуаций эти данные являются релевантными, поскольку они соответствуют первоначальному заполнению ловушки нефтью (или газом). обработать.

    Данные о капиллярном давлении при инжекции ртути (MICP) получают на очищенных и высушенных образцах керна неправильной формы. Куски керна вакуумируются до низкого вакуума, а ртуть впрыскивается с возрастающим давлением, до 20 000 фунтов на квадратный дюйм, а иногда и выше.Поправки на глинисто-минеральную адсорбированную воду, удаленную во время сушки, могут быть сделаны с помощью метода Хилла-Ширли-Кляйна. [15] Преимущество эксперимента MICP состоит в том, что он выполняется быстро, но это не настоящая система смачивания/несмачивания. Образец не может быть использован для последующих испытаний SCAL, поскольку некоторое количество ртути остается в образцах активной зоны в конце последовательности испытаний. S w данные MICP широко используются для измерения распределения пор по размерам, но при рассмотрении вопроса о том, следует ли их использовать для точных расчетов, MICP следует сравнивать с воздухом/водой или воздухом/маслом P c / S w данные.

    Данные P c / S w обычно сначала сравниваются на основе Leverett « J -функция». [16] Данные P c преобразуются в базис функции J путем умножения каждого значения P c на квадратный корень из его проницаемости. на IFT пары жидкости, умноженный на контактный угол (см. Eq.5 ). J -Значения функции различаются в зависимости от того, рассчитываются ли они в нефтяных или метрических единицах. Подход, основанный на функции J , предполагает одинаковое распределение пор по размерам во всех протестированных кернах. Таким образом, различные данные имеют тенденцию сходиться, когда основные предположения выполняются; тем не менее, может быть достаточно разброса, чтобы предположить, что данные необходимо разделить на две или более групп (см.6 ).

    ………………….(5)

    По графику J -функция по сравнению с S w техническая группа может определить, достаточно ли данных было получено, нужно ли собирать новые данные для заполнения частей диапазонов данных, и показывают ли данные, что подгруппы уместны и необходимы. Кроме того, этот график показывает, имеются ли значительные выбросы, которые следует исключить или изучить более подробно. Недостатком этого метода усреднения является введение в определение четырех измеряемых параметров и связанных с ними ошибок (т.е., пористость, проницаемость, IFT и краевой угол).

    • Рис. 6 – Пример графиков капиллярного давления воздуха/рассола в центрифуге ( P c / S w ) данных и их преобразование в J -функциональную основу; данные по газовому месторождению в Азии. Значение давления воздуха/рассола P c , равное 100 фунтов на квадратный дюйм, эквивалентно высоте над уровнем свободной воды от 200 до 350 футов, в зависимости от свойств пластового флюида и условий температуры и давления.

    Данные о капиллярном давлении также могут быть усреднены различными моделями. [17] [18] Изучается взаимосвязь S w с проницаемостью, а затем с пористостью, после чего исследуется зависимость от высоты.

    Данные о водонасыщенности керна OBM

    Последний тип данных S w , обсуждаемых здесь, получен в результате обычного анализа керна пробок, вырезанных из керна РУО, либо сохраненных как целые керны, либо с пробками керна, вырезанными на буровой площадке и сохраненными по отдельности.Эти данные получены пошагово и являются прямыми измерениями значений резервуара S w . [4] [5] [19] [20] [21] [22] На многих месторождениях, возможно, никогда не было скважин с РУО; другие могут иметь только одну или две скважины с РУО. Даже один керн РУО для всего интервала резервуара дает важные данные, которые могут повлиять на методологию технической группы для выполнения расчетов S w .Лучше иметь как минимум две скважины с полным кернением РУО из разных участков пласта.

    Для оценки данных керна РУО S w они должны быть нанесены на график в виде S w по сравнению с логарифмом 10 для определения тенденций по сравнению с проницаемостью данные. В частности, следует изучить диапазон данных низкой пористости/низкой проницаемости на предмет возможных проблем с измерениями. Иногда необработанные лабораторные измерения объема воды и данные PV необходимо пересмотреть на наличие проблемных точек и, при необходимости, выполнить перерасчеты.Наконец, данные следует разделить на различные возможные группы интервалов, чтобы можно было определить любую необходимую зональность.

    Если связанная вода пласта вытекала из пробки керна на любом этапе до проведения лабораторных измерений, данные керна РУО S w явно не репрезентативны для пластового резервуара S w . Это, безусловно, происходит в водоносных пластах, а также может происходить в самых нижних интервалах переходных зон нефть/вода или газ/вода.Эти самые нижние интервалы, мощность которых может составлять от нескольких футов до приблизительно 30 футов, являются точно такими же интервалами, в которых ожидается обводнение при начальной добыче нефти. Интервалы с подвижной водой могут быть идентифицированы в скважинах с РУО, где удельное сопротивление по малоглубинным показаниям индукционного каротажа выше, чем удельное сопротивление по индукционным каротажам по глубоким показаниям. Эта закономерность указывает на более высокую нефтенасыщенность в зоне проникновения по сравнению с исходной нефтенасыщенностью. Там, где наблюдается подвижная вода, измерения керна РУО S w не представляют на месте S w и являются слишком низкими.

    Применение каждого метода водонасыщения

    Методики количественного определения S w в стволе скважины обсуждаются здесь. Описаны основные особенности каждого подхода; однако в некоторых случаях существуют варианты, которые не рассматриваются. Для каждой техники обсуждаются ее сильные и слабые стороны.

    Каротажные диаграммы удельного сопротивления и реляционная модель

    Самая распространенная техника для расчета S W W — это использование журналов удельного сопротивления с моделью (эмпирической или теоретической), которая относится к S W до R T , R w и пористость.Как упоминалось ранее, было опубликовано большое количество моделей R t / S w . Модели применяются в каждой точке данных в резервуаре, где при необходимости доступны оценки глубокого удельного сопротивления, пористости и объема сланца. Оценка всех других необходимых параметров (постоянная или переменная R W W , A , M , N , Q V , V Sh , R 0 = F R w и т.д.) обсуждалось ранее. Доступно несколько коммерческих программных пакетов, которые выполняют эти расчеты S w для различных моделей каротажа.

    Чистый песок (Арчи) модель

    ………………….(1а)

    и, как вариант,

    ………………….(1б)

    Эта модель [8] используется для полевых исследований во многих песчаниковых и карбонатных коллекторах с низким содержанием глинистых минералов. Это решение укрепляется после того, как данные SCAL продемонстрировали, что самое простое решение является удовлетворительным.Когда присутствует значительная доля смектита (монтмориллонита) и встречаются мелкослоистые песчаные и сланцевые толщи, весьма вероятно, что потребуется одна из моделей сланцевого песка. Пласты с низким удельным сопротивлением являются проблемой в некоторых нефтедобывающих районах, таких как побережье Мексиканского залива США, Египет и Индонезия, и запасы углеводородов могут быть упущены и оставлены неразведанными в результате подавления удельного сопротивления глинистыми минералами и сланцами.

    Глинисто-песчаная модель

    В модели с чистым песком пластовая вода является единственной электропроводной средой.В глинистых породах значения R t подавлены, а расчеты Archie S w завышены. По мере изучения и экспериментальных испытаний пород, богатых глинистыми минералами, были разработаны более сложные электрические модели для учета влияния геометрии проводящих глинистых минералов и сланца на удельное сопротивление горных пород. Основная цель моделей глинистого песка состоит в том, чтобы определить рабочее соотношение между S w с использованием параметров, аналогичных модели Арчи, но также с учетом количества и конкретных электрических свойств глины-минерала/сланца.Все модели глинистых песков сводятся к уравнению Арчи, когда глинистая составляющая равна нулю. Для простоты во всех моделях глинистых песков постоянная цементации a принимается равной 1,0, но при необходимости ее можно снова легко связать с членом R w .

    Слоистый песок/сланец модель

    Модель с параллельным сопротивлением может использоваться для слоистых песков с несколькими тонкими параллельными слоями 100% сланца, перемежающимися слоями чистого песка.Тонкий в этом контексте означает, что в вертикальном разрешении инструмента каротажа удельного сопротивления имеется несколько пластов.

    ………………….(2)

    где удельное сопротивление чистого песка. Для этой многослойной модели сланца/песка эффективная пористость зависит просто от доли песка в общем объеме:

    ………………….(3)

    ………………….(4)

    Значение Φ SD можно предположить из соседних густых песков, и все параметры, кроме S W W , WSD WSD , можно оценить.

    Пупон-Лево (Индонезия), модель

    Модель Индонезии была разработана путем полевых наблюдений в Индонезии, а не при поддержке лабораторных экспериментальных измерений. [9] Он по-прежнему полезен, поскольку основан на доступных стандартных параметрах логарифмического анализа и дает достаточно надежные результаты. Формула была эмпирически смоделирована с использованием полевых данных в водоносных глинистых песках, но подробная функциональность для углеводородсодержащих песков не подтверждается, кроме как здравым смыслом и давним использованием. S w Результаты по формуле сравнительно легко рассчитать, и поскольку это не квадратное уравнение, результаты всегда больше нуля. Некоторые другие квадратичные модели и модели итеративного решения могут вычислять необоснованные отрицательные результаты.

    ………………….(5)

    ………………….(6)

    Модель Индонезии, [9] и другие подобные модели, часто используются, когда данные по электрическим свойствам породы SCAL для конкретных месторождений недоступны, но также иногда используются, когда показатели SCAL не измеряют полный диапазон объемов сланца.Хотя изначально она была смоделирована на основе индонезийских данных, индонезийская модель может применяться повсеместно. Входы представляют собой эффективную пористость, Φ E , то громкость сланца и удельным сопротивлением ( V SH и R SH ), и вода и глубокое сопротивление ( R w и R t ). Выход S w обычно принимается за водонасыщение эффективной пористости, но недавно было высказано предположение, что выход, вероятно, будет оцениваться как S вес. . [7] Многие другие модели глинистого песка на основе бревен были предложены [23] , но для краткости здесь не обсуждаются.

    Модели Waxman-Smits-Thomas и двухводные модели

    S wt , водонасыщенность общей пористости, рассчитывается в каждой точке данных коллектора путем итеративного решения сложных многопараметрических уравнений Ваксмана-Смитса-Томаса (WST) и двухводных (DW) уравнений ( уравнения 7 и 8 ). Детали методов решения здесь для краткости не приводятся.Модели WST и DW представляют собой системные модели с общей пористостью/ S w .

    Модель WST основана на лабораторных измерениях удельного сопротивления, пористости и насыщенности реальных горных пород. [11] [12] [13] [14] Q v – емкость катионного обмена (ЕКО) на единицу PV.

    ………………….(7)

    , где S вес = водонасыщенность общей пористости, как схематично показано на рис.1 , B = удельная катионная проводимость в (1/Ом•м)/(мэкв/мл), а Q В = ЕКО в мэкв/мл общего PV. Показатели m * и n * относятся к общему PV.

    • Рис. 1 – Общая, эффективная пористость и пористость керна и связанная с ними водонасыщенность глинистых песков (по Woodhouse and Warner [7] ).

    Модель DW [7] [24] [25] также основана на данных WST.Вместо коэффициента WST BQ v (см. уравнения 7 и 8 ) и альтернативного дескриптора shale-volume S 900 используется проводимость воды, связанной с глиной. насыщение физически связанной воды в общей ПВ (см. рис. 1 ). [1] [14] Когда В ш равно нулю, S wb равно нулю; а когда V ш составляет 100% BV, S wb и S вес 9100% также являются PV.

    ………………….(8)

    , где R wb = удельное сопротивление глинистых вод в сланцах, а R wf = удельное сопротивление свободных пластовых вод в зонах свободных от глинистых вод. Из-за различных допущений модели показатели DW m o и n o всегда должны быть меньше, чем показатели WST [24] , и могут быть значениями, аналогичными показателям «чистого песка». .Там, где модели WST и DW были правильно применены, результаты порового объема углеводородов ( V HCP ) должны быть равными. Все расчеты S wt по методам WST и DW должны быть проверены, чтобы убедиться, что они больше, чем S wb . После этой проверки они используются с ϕ t для получения V HCP . Для модели DW, когда выходные данные требуют преобразования в эффективную пористость, ϕ e , и эффективную водонасыщенность, S we , свойства преобразуются с помощью уравнения .9 и 10 соответственно.

    ………………….(9)

    и ……………….(10)

    Сильные и слабые стороны расчетов сопротивления на основе каротажа

    Наибольшая сила расчетов S w по каротажным диаграммам R t заключается в том, что эти расчеты могут быть выполнены на каждой эффективной глубине с достоверными данными для всех скважин в базе данных каротажных диаграмм. Расчеты могут учитывать любые подмножества входных параметров, относящихся к отдельным зонам.

    Слабые стороны R T -Based S W W Расчеты состоят в том, что нужно выбрать модель для описания отношений S W до R t , R w и множество других входных параметров. Любая модель является приближением к реальной природе поровой системы коллектора и, как правило, имеет ограничения, такие как то, как моделируется проводимость глина-минерал.Оценки логарифмического анализа V sh довольно неопределенны, поэтому пески, практически не содержащие глинистых минералов, могут быть легко и ошибочно отнесены к значительным объемам глины. В этих обстоятельствах могли быть применены сложные модели сланцевого песка, когда было бы более целесообразно моделировать песок как чистый песок. На эффективную пористость также влияют неопределенные оценки V sh . R w часто считается постоянным в пределах углеводородной толщи, и обычно имеется мало данных относительно R w , кроме как по пробам водоносных горизонтов.В нескольких случаях, когда распределение R w было изучено подробно, было обнаружено, что оно систематически изменяется в пределах углеводородной толщи и не обязательно должно быть таким же, как в нижележащем водоносном горизонте. [3] [4] [5]

    ЕКО можно измерить в лаборатории, но в пласте его необходимо оценивать по корреляциям с пористостью или V ш . Для лабораторных измерений CEC существуют фундаментальные неопределенности, такие как степень изменения геометрии глины-минерала в результате дезагрегации керна.Общая площадь поверхности и CEC могут быть увеличены за счет измельчения (т.е. измельчения до частиц размером с зерно). [26]

    Другие входные параметры для моделей S w / R t либо основаны на параметрах «мирового опыта» (например, параметры пакетов по умолчанию) или разработана на основе измерений электрических свойств породы с помощью SCAL на относительно небольшом количестве образцов керна из интервала коллектора.Следовательно, относительно мало данных, определяющих параметры, которые используются для поточечных расчетов журнала. Следует предположить, что характер распределения водонасыщенности в пробках керна во время этих лабораторных экспериментов такой же, как и в реальном резервуаре. Поскольку во время лабораторных измерений присутствует вода, глинистые минералы регидратируются во время испытаний.

    Лабораторные измерения капиллярного давления/насыщения

    Второй метод S w , полностью независимый от каротажа сопротивления, использует лабораторные измеренияОсновная концепция использования данных о капиллярном давлении заключается в том, что резервуар пришел к капиллярному равновесию в течение геологического времени (миллионы лет с тех пор, как углеводороды попали в ловушку резервуара и заполнили ее). Это равновесие воспроизводится в лабораторных экспериментах с использованием методов центрифуги, пористых пластин и капиллярного давления с инжекцией ртути (MICP). Данные P c / S w измеряются на выбранном наборе образцов керна коллектора, представляющих диапазон значений пористости и проницаемости (и, возможно, также литологии).

    Эксперименты с центрифугами обычно проводятся на 1-дюйм. пробки керна в течение нескольких дней в интенсивном гравитационном поле (до 1000 Гс) центрифуги и считаются эквивалентными тому, что происходит в резервуаре углеводородов в течение миллионов лет в гравитационном поле 1 Гс и на протяжении от 10 до сотен футов. Эти допущения широко признаются разумными при условии, что образцы не повреждаются во время испытаний в центрифуге. Представленные значения P c / S w не являются необработанными лабораторными данными.В лаборатории среднее насыщение определяется при каждой скорости центрифуги, и эти необработанные данные вводятся в математическую модель для преобразования их в таблицу значений насыщения торца и значений P c .

    Пористая пластина P c Испытания проводятся на пробках керна при нескольких различных давлениях газа и обычно проводятся одновременно с экспериментами по сопротивлению. После достижения равновесия с отсутствием дальнейшего потока рассола при каждом давлении S w остается постоянным вдоль каждой пробки и рассчитывается по ее потере веса.

    Испытания MICP проводятся на высушенных образцах керна, и объем введенной ртути, несмачивающей фазы, преобразуется в значение S w . Это считается суммарным S w , если при достаточно высоких давлениях ртуть попадает как в микропористость, так и в сухую глинисто-минеральную пористость. Наоборот, для центрифужных испытаний или испытаний на пористых пластинах, где рассол присутствует в качестве смачивающей фазы, глинистые минералы, вероятно, гидратируются, и маловероятно, что их физически связанная вода будет вытеснена во время испытания. P c / S w измерения могут давать общее или эффективное значение S w по глинисто-минеральной физически связанной воде включается или исключается из расчета пористости). Эффективные значения S w всегда ниже общих значений S w и должны быть очень низкими при высоком капиллярном давлении, если имеется небольшая микропористость, не связанная с глинистым минералом. [27]

    Преобразование лабораторных данных P c / S w требует знания IFT и контактного угла жидкости. свойства рассола и углеводородных флюидов в пластовых условиях. Они необходимы для расчета плотности каждой фазы и оценки межфазного натяжения (IFT) между парой флюидов в пластовых условиях. Значения P c (в фунтах на квадратный дюйм) преобразуются в вертикальную высоту над контактом углеводород/вода, H hwc (в футах) по следующей формуле:

    ………………..(11)

    , где плотности флюидов ( ρ ) выражены в г/см 3 , а индексы r = коллектор, s = поверхность, h = углеводороды и w = вода. В таблице 1 перечислены некоторые типичные значения [28] для IFT, σ и контактного угла θ , используемые в 11 . [29] и обеспечивает приблизительные диапазоны коэффициентов для преобразования P c -лабораторных данных в высоту над уровнем свободной воды водохранилища.Высота- P c Коэффициенты пересчета аналогичны для многих нефтяных и газовых коллекторов; сноски в таблице 1 описывают значения, которые были приняты для расчета этих диапазонов. Опубликованы более подробные сведения о корреляциях IFT для рассола/углеводородов в зависимости от силы тяжести нефти или газа. [30] Контактный угол пластовых условий, θ , обычно принимается равным 0 для газовых коллекторов и 0 или 30° для нефтяных пластов, потому что, как правило, данные по пластовым условиям недоступны.

    Люкс P C S W W Данные обычно преобразуются в математическую связь между S W в качестве зависимой переменной и независимой переменной-пористостью, проницаемость и H owc или H gwc . [18] [17] [31] Поскольку проницаемость обычно определяется как функция пористости, ее часто не включают в качестве независимой переменной.Две математические формы, которые были использованы, это

    ………………….(12)

    и ……………….(13)

    , где A , B , C , D и E — константы аппроксимации кривой. В уравнении . 13 , B позволяет удалять сингулярности на нулевой высоте.

    При разработке коэффициентов для этих взаимосвязей необходимо применить любую зональность интервалов коллектора, а затем разработать отдельные наборы коэффициентов для каждой зоны.Зонирование может основываться на геологической интерпретации истории осадконакопления и диагенеза коллектора и/или вариации кривых P c / S w для различных частей интервала коллектора.

    Глубина водонефтяного контакта (ВНК) или газоводяного контакта (ГВК) коллектора должна быть известна для проведения расчетов с использованием P S w методика.Расчеты S w производятся только выше этой глубины. В действительности H owc или H gwc относится к уровню свободной воды (FWL) (т. е. к глубине, на которой P 90 глубже, чем наблюдаемые ВНК или ГВК). Для газового резервуара, состоящего из горных пород хорошего качества, разница между FWL и GWC обычно составляет 1 фут или менее. Однако для нефтяного пласта, содержащего более тяжелую нефть, эта разница может составлять 10 футов и более, и, учитывая четырехстороннее смыкание на антиклинальной структуре, влияние на объем OOIP между использованием FWL и FWL.наблюдаемый OWC как глубина H owc = 0 может равняться нескольким процентам OOIP.

    После разрабатывания различных наборов коэффициентов и P C до H OWC OWC (или H GWC ) Преобразование сделано, S w Значение может быть рассчитано для каждой точки данных в базе данных каротажа, которая имеет действительное значение пористости и выше ВНК или ГВК.Следовательно, будет такое же или более S w значений, доступных из этой методологии S w , что и при использовании R t t R t

    Сильные и слабые стороны расчетов на основе капиллярного давления

    Прочность S W W Расчеты от P C S S W Данные в том, что после создания корреляции с пористостью и высотой, уникальным S w значение доступно для всех скважин на всех эффективных глубинах с действительными значениями пористости в базе данных ГИС.Это также относится ко всей углеводородной толще в любом месте резервуара после того, как значения пористости ствола скважины были распространены на полную сетку геоячеистой модели. Эти расчеты могут учитывать любое зонирование и подмножества входных параметров, относящихся к отдельным зонам.

    Потенциальная слабость подхода P c к расчетам S w заключается в том, было ли лабораторным измерениям предоставлено достаточно времени для достижения равновесия.В противном случае значения S w , особенно при высоких значениях P c, будут слишком высокими. Еще одним потенциальным недостатком является точность значения IFT, используемого при преобразовании наземных условий в пластовые; к счастью, эти значения изменяются в ограниченном диапазоне для большинства пар углеводород/рассол. Третьим потенциальным недостатком является определение глубины FWL по сравнению с наблюдаемыми OWC или GWC. Четвертый потенциальный недостаток заключается в том, было ли собрано достаточно данных для репрезентативности как по вертикали, так и по площади зон коллектора. [32]

    Пятый потенциальный недостаток касается сложности заполнения резервуара углеводородами и структурной истории. В простых ситуациях с нефтяными пластами и в большинстве ситуаций с газовыми коллекторами это не проблема. Однако для нефтяных пластов с битуминозными матами и зонами с тяжелой нефтью возникают сложности из-за различной плотности нефти вблизи ВНК, включая возможность того, что битуминозный мат имеет плотность углеводородов, очень близкую к плотности связанного рассола. Другим аспектом может быть то, находятся ли все или части столбца углеводородов в цикле впитывания, где данные впитывания P c / S w необходимы для S 5. , не типичный дренаж P c / S w данные. [32]

    OBM-керн-пробка Определение объема воды по Дину-Старку

    Третий метод определения S w в углеводородной толще резервуара заключается в разрезании керна РУО и выполнении определения объема воды по методу Дина-Старка на стандартных пробках керна. Футы на фут S w Значения могут быть рассчитаны на основе этих объемов воды и соответствующих PV керна-пробки. Керны РУО обычно вырезаются только в нескольких скважинах на конкретном месторождении.Эти данные S w могут быть применены к другим скважинам без керна в коллекторе, если будет выявлена ​​сильная корреляция между этими значениями и пористостью и/или проницаемостью. Эти данные недействительны в переходной зоне нефть/вода или газ/вода или в водоносном горизонте, в интервалах, в которых связанный рассол подвижен. Значения OBM-core S w могут быть как выше, так и ниже значений двух других методов, описанных ранее.

    Сильные и слабые стороны основных ценностей OBM

    Сила данных S w данных из рутинного анализа керна Дина-Старка S w заключается в том, что эти данные являются наиболее прямым измерением связанного резервуара значений над переходной зоной нефть/вода или газ/вода. По сравнению с двумя рассмотренными ранее методами и вариантами этих методов подход OBM-core S w представляет собой прямое определение, а другие методы являются косвенными S w — расчетные подходы, которые требуют гораздо большего количества предположений и выводов.

    Недостатки метода OBM S w заключаются в том, что он не применяется к самым нижним частям переходной зоны нефть/вода или газ/нефть, где соляная фаза обладает подвижностью, и что, как правило, количество керна РУО S w данные ограничены, так как оператор вырезает керны с РУО только в ограниченном количестве скважин из-за дороговизны. Первый из этих недостатков можно преодолеть, если данные OBM S w использовать в сочетании либо с каротажными диаграммами сопротивления, либо с данными P c / S

    3

    Еще одно соображение заключается в том, что весь проект, от рецептуры бурового раствора до процедур обработки и консервации керна, а также рутинных измерений анализа керна, необходимо контролировать и детально проверять, чтобы убедиться, что все этапы выполнены надлежащим образом. Это требует значительных затрат времени и усилий со стороны технической группы для обеспечения успеха; тем не менее, в некоторой степени тот же комментарий применим к рассмотренным ранее расчетам P c / S w и удельного сопротивления-log/ S

    3 w

    4 .

    Интеграция данных о водонасыщенности из разных методов

    В зависимости от наличия данных в конкретной ситуации с резервуаром комбинация различных подходов может оказаться более эффективной, чем использование одного типа данных. Первым шагом при переходе к комбинированному подходу является просмотр базы данных водохранилища для выявления любых существенных пробелов в вертикальном или площадном охвате. Наиболее очевидный разрыв часто возникает вблизи контакта с жидкостью, потому что нет особых причин бурить скважины в местах падения вниз по падению, особенно на этапе разработки коллектора.Ниже описаны три примера комбинированных подходов.

    Данные каротажа удельного сопротивления и капиллярного давления

    Каротаж удельного сопротивления S w результаты могут быть недоступны для всей углеводородной толщи коллектора. Чтобы заполнить пробелы и усреднить поточечный набор данных, общепринятой практикой является нанесение S w в виде функции высоты, опускание непродуктивных точек и идентификация различных диапазонов пористости путем кодирования точек данных. .Данные каротажа удельного сопротивления S w часто показывают V-образную или U-образную форму на этих графиках из-за влияния плеча/пласта вблизи непродуктивных участков (сланцы). Наиболее точные значения S w в таких шаблонах обычно находятся на самых низких значениях S w , где поправка на тонкий слой сведена к минимуму. Аналогично описанному в предыдущем разделе P c / S w кривые высоты/насыщенности часто подгоняются к этим диаграммам удельного сопротивления S

    4

    4 данных, позволяющих рассчитать пластовые объемы углеводородов в пласте.Формы функций аналогичны или идентичны описанным выше для P c / S w . [31]

    Обычный керн OBM с данными о капиллярном давлении

    Поскольку необходимо определить S w w характеристики переходной зоны нефть/вода или газ/вода, а также поскольку данные керна OBM S w могут быть неверными и заниженными в этом интервале одним из подходов является использование данных P c / S w в сочетании с обычными данными OBM-core S

    3 w

    8.Это можно сделать, сначала сопоставив данные керна OBM S w с пористостью и предположив, что эта взаимосвязь действительна над переходной зоной нефть/вода или газ/вода. Функциональная форма этого первого отношения может быть

    ………………….(1)

    Вторым шагом является создание набора табличных данных, в котором корреляция S w /пористость используется для расчета массива значений S w для больших H 9008 или H значения gwc и диапазон значений пористости.Для этой части набора данных предполагается, что S w не зависит от значений H owc или H gwc

    84.

    P S S S W W , преобразованные в условия резервуара, используются для предоставления точек данных для низких H OWC или H GWC Значения и различные значения пористости.Статистические расчеты применяются ко всему этому набору данных. Функциональная форма этого второго отношения может быть

    ………………….(2)

    В этой функциональной форме граничные условия первого шага автоматически выполняются на втором шаге.

    Обычный керн РУО с данными каротажа удельного сопротивления

    Чтобы решить проблему отсутствия достоверных данных OBM-core S w в переходной зоне нефть/вода или газ/вода, о которых говорилось ранее, также можно комбинировать OBM-core S w данные каротажа удельного сопротивления для разработки общей методологии S w .Этот подход предполагает, что через ВНК или ГВК пробурено несколько скважин, так что имеются логарифмические значения удельного сопротивления через переходную зону нефть/вода или газ/вода. В этом подходе данные OBM-core S w используются для обратного расчета значений показателя степени насыщения n по каждой зоне, так что базовое значение V HCP равно рассчитанное по каротажу удельного сопротивления (см. , уравнение 2 ). Затем значения показателя насыщения на основе керна, n, применяются к каротажным диаграммам удельного сопротивления скважины без керна для расчета S w точка за точкой по всему интервалу резервуара во всех скважинах. [29] [33] Этот подход предполагает, что значения R w , a и m были определены из других экспериментальных данных и данных проб жидкости 0, так что

    3 0

    можно рассчитать.

    ………………….(3)

    , где R 0 — объемное удельное сопротивление при S w = 100% PV и рассчитывается по формуле . 4 и 5 . R t – показания глубокого каротажа сопротивления, а S wc – керн РУО S над переходной зоной w w подвижная вода. Полученные обратно рассчитанные значения n на глубине керна-пробки усредняются по зоне. В некоторых случаях может оказаться, что n имеют вариации по площади в пределах зоны, которые следует учитывать в последующих расчетах.

    ………………..(4)

    ………………….(5)

    Корректировки данных о водонасыщенности по различным методам

    Мы описали три методики определения водонасыщенности. В основном это независимые методы; следовательно, их можно использовать вместе для определения точности расчетов по всему углеводородному столбу. Поскольку методы основаны на очень разных технических подходах и предположениях, если разные методы дают по существу один и тот же ответ S w , то весьма вероятно, что это правильный ответ.

    Однако проблема возникает, когда, как это часто бывает, разные методы приводят к различным значениям и распределениям. Значения OBM-core S w могут быть выше или ниже значений двух других методов. Распространенное заблуждение о том, что OBM-core S w , вероятно, будет слишком низким, необоснованно. В очень большом резервуаре это может идти в обоих направлениях в зависимости от того, где человек находится в резервуаре. [29] [33] Если значения сильно различаются, необходимо подробно рассмотреть два аспекта расчетов. Во-первых, необходимо проверить качество входных лабораторных данных и то, как они были преобразованы из необработанных данных во входные значения для расчетов. Во-вторых, необходимо проверить допущения и модели, используемые для расчетов S w . Например, с данными P c / S w предполагаемая разница плотности нефти/воды может быть значительно ошибочной, или сланцевый песок S модель может быть неподходящей для конкретного резервуара.Наряду со средними значениями S w следует сравнивать средние по зонам значения V HCP , полученные различными методами, включая пористость в сравнительных расчетах.

    Базовая, общая и эффективная совместимость систем

    Archie R t на основе S w Уравнение моделей «чистых» песков. Различные другие модели сланцевых песков используют либо систему эффективной пористости, либо систему общей пористости.Хорошо известно, что эти базовые модели, если их правильно применить к одному и тому же пласту, должны давать одни и те же окончательные значения V HCP из их различных процедур расчета (см. 8 ). [1] ϕ t больше или равно ϕ e ; однако, в то же время, S wt больше или равно S we и при совместном использовании соответствующие комбинации должны давать одинаковые V

    3

    5 результат.Для системы общей пористости V HCP = Φ = Φ T × (1- S WT ), тогда как для системы эффективной пористости, V HCP = ϕ e × (1- S we ).

    • Рис. 1 – Общая, эффективная пористость и пористость керна и связанная с ними водонасыщенность глинистых песков (по Woodhouse and Warner [7] ).

    ………………….(6)

    ………………….(7)

    ………………….(8)

    V HCP можно также оценить по комбинации пористости керна и Dean-Stark S w , измеренных на сохранившихся кернах РУО. Несколько систем — базовая, суммарная и эффективная — должны давать одни и те же фундаментальные результаты, и наиболее точная из них (метод РУО-основной) может использоваться для калибровки и проверки менее точных методов.При правильной настройке и применении (например, путем улучшения оценок V sh или значений IFT) все три метода дают одинаковые окончательные значения V HCP . Если они не совпадают, необходимо изучить вероятные источники неопределенности и ошибки.

    Совершенно непоследовательно и неправильно смешивать системы, например, сообщая эффективную пористость с общей S w , общую пористость с эффективной S w , или a стандартная пористость керна с эффективной S w .Совместимость системы также должна поддерживаться правильным использованием измерений SCAL и формул каротажа, когда они используются для калибровки каротажных диаграмм сопротивления и методов. Разногласия должны быть разрешены в максимально возможной степени. В той мере, в какой это не так, различия можно рассматривать как меру неопределенности в расчетах S w .

    Неопределенности

    Экономически важна именно неопределенность насыщенности углеводородами (1 − S w ), а не абсолютная неопределенность S w .При оценке неопределенностей в S w следует учитывать их важность с точки зрения S o и S g 4 9000. Неопределенности нескольких методов оценки сильно различаются.

    Данные водонасыщенности керна РУО

    Объем воды, извлеченный из одной пробки керна, может иметь случайную и известную систематическую погрешность ± 0.05 см 3 , где каждая неопределенность относится к одному стандартному отклонению. PV типичного 1-дюйм. керновая пробка 4,0 см 3 при пористости 20% BV. Одна только неопределенность объема воды соответствует неопределенности ± 1% PV (0,05/4,0). Неопределенности в пористости имеют дополнительное влияние на этот расчет. [19] OBM-core S w с 20% PV, следовательно, имеет комбинированный диапазон 1-SD приблизительно от 18 до 22% PV.При более низких значениях пористости и более высоких значениях S w неопределенность объема воды может составлять ± 0,1 см 3 , что приводит к S w неопределенности ± 3% PV, составляет 15% BV. По мере уменьшения пористости неопределенность растет. Перед проведением измерений необходимо удалить воду из толуола и аппарата Дина-Старка, иначе значения S w будут завышены. Время экстракции, необходимое для извлечения воды, адсорбированной глинистыми минералами, добавляет неопределенности.

    Неопределенность среднего керна S w будет уменьшена, если выбрать одну или две пробки на фут с одинаковым расстоянием и без учета качества породы. Однако, как обсуждалось ранее, образцы пробок не всегда отбираются случайным образом, поэтому необходимо соблюдать осторожность, особенно в отношении значений S w , предсказанных на глубинах, где керн недоступен. В более широком плане необходимо также помнить, что 1-в.пробки керна составляют примерно 2% от полного объема керна. Из-за этих многих факторов авторы считают, что неопределенности, подобные приведенным для пористости, также распространяются на средние по зоне значения керна РУО S w . Измерения, в которых анализируются более крупные пробки керна, снизят несколько неопределенностей.

    Значения водонасыщенности, полученные по каротажному сопротивлению

    Показатели журнала, типичные показатели Archie, полученные из SCAL, и все другие связанные параметры являются неточными.Например, погрешность каротажа удельного сопротивления может составлять ± 50 %, когда R t равно 500 Ом•м. Наиболее важными факторами неопределенности при низких значениях S w , вероятно , будут R t и n . S w неопределенность в этом случае оценивается как ± 5 % PV (т. е. если S w рассчитывается как 10 % PV, диапазон 1-SD составляет от 5 до 15 % PV) . [19] При более низких значениях пористости и более высокой водонасыщенности аналогичные методы привели к оценкам неопределенности ± 9% PV.Учитывая, что дополнительная неопределенность окончательного расчета S w может возникать из-за влияния глинистого песка и многих других источников, авторы полагают, что указанные диапазоны в равной степени применимы к общей систематической неопределенности S w средние значения по зонам. Все эти оценки составляют 1 стандартное отклонение; следовательно, считается, что в 32 % случаев средние по зонам неопределенности превышают указанные диапазоны.

    Значения водонасыщенности по капиллярному давлению

    Оценки неопределенности представляют собой сумму нескольких факторов.Большинство из этих факторов оказывают наибольшее влияние на расчеты S w в первых 100–200 футах углеводородного столба над контактом с флюидом. Следовательно, поскольку переходная зона во многих нефтяных коллекторах значительно длиннее, чем в газовых, их воздействие будет сильнее в большинстве нефтяных коллекторов. Выше 200 футов значения S w обычно изменяются медленно; следовательно, основное соображение над переходной зоной заключается в том, проводятся ли лабораторные измерения в равновесных условиях.

    Первым фактором в анализе неопределенности является фундаментальное предположение о том, следует ли использовать данные дренажа или впитывания. В большинстве случаев следует использовать кривые дренажа, но в некоторых случаях резервуар может находиться в цикле насыщения. В этих ситуациях неправильный выбор использования кривой дренажа может привести к ошибке от +5 до 20% PV на первых 100–200 футах над ВНК. [34] [35]

    Второй фактор касается лабораторных измерений. Если измерения не приведены к равновесию, то значения S w при конкретном значении P c будут слишком высокими. Это может быть от +1 до 10% эффекта PV для большого диапазона H owc или H gwc .Другими ключевыми аспектами сообщаемых лабораторных результатов центрифуги являются то, как были определены исходные лабораторные измерения объемов воды и как эти данные были преобразованы в сообщаемые значения насыщения торцевой поверхности. Измерения объема воды имеют потенциальную ошибку того же размера, что и для измерений OBM Dean-Stark S w (от ± 1 до 3% PV). Различия в процедурах лабораторных расчетов могут привести к дальнейшим отклонениям от ± 1 до 3% PV в зарегистрированных результатах при использовании одних и тех же необработанных лабораторных данных.При испытаниях пористых плит и других повторяющиеся операции с плохо зацементированными или не зацементированными пробками керна могут вызвать потерю зерна, что после окончательных расчетов приводит к небольшим ошибкам в S w .

    Третий фактор заключается в том, как набор необработанных лабораторных данных для конкретного интервала резервуара аппроксимируется кривой и представляется в окончательном лабораторном отчете в виде таблиц значений P c / для каждой основной заглушки.Неопределенность в приложении возникает из-за того, как эти сообщаемые значения усредняются для использования в расчетах S w по всему диапазону значений пористости и проницаемости коллектора. Эта неопределенность включает в себя то, как взвешиваются данные и искажают ли некоторые потенциальные выбросы данных по одной или двум колонковым пробкам усредненные кривые P c / S w . Эти неопределенности в первую очередь влияют на первые 100–200 футов выше H owc или H gwc , так что их влияние зависит от толщины углеводородного столба и его распределения в зависимости от H owc или H gwc .

    Конечным фактором является преобразование усредненных P c / S w кривых (или уравнения) из наземных условий в пластовые, все они влияют на преобразование P P c значений до H owc или H gwc значений. Это включает в себя ряд подфакторов, каждый со своим уровнем неопределенности: IFT в поверхностных и пластовых условиях, разность плотностей флюидной пары в пластовых условиях, краевые углы и глубина фактического ЗПВ в пласте по сравнению с ВНК или ГВК.Углы смачивания на поверхности и в пластовых условиях обычно считаются одинаковыми, поскольку нет данных, позволяющих действовать иначе. Для этих других факторов неопределенность значительно выше для нефтяного пласта, чем для газового; поскольку значения IFT могут быть низкими, и по сравнению со значениями для газового коллектора различия в плотности значительно меньше, особенно если имеется вертикальное изменение плотности нефти, которое приводит к образованию интервала с тяжелой нефтью непосредственно над ВНК. Все эти факторы влияют на значения H owc или H gwc ; следовательно, их влияние на расчеты S w в основном приходится на первые 100–200 футов над контактом с жидкостью.

    Таким образом, использование P S / S W W Данные могут привести к неопределенности S W от ± 5 до 15% PV в нефте / воде или зона перехода газ/вода. Выше этой переходной зоны неопределенность связана с тем, были ли лабораторные данные получены в равновесных условиях и как различные кривые P c / S w были усреднены вместе.В этом диапазоне неопределенность, вероятно, будет составлять от 3 до 10% PV.

    Номенклатура

    и = Константа цементации Арчи
    и * = Постоянная цементации Ваксмана-Смитса
    А = Коэффициенты в различных уравнениях этой главы
    Б = Удельная катионная проводимость, [(1/Ом•м) / (мэкв/мл)]
    С = Коэффициент в различных уравнениях
    Д = Коэффициент в различных уравнениях
    Е = Коэффициент в различных уравнениях
    Ф = Фактор формирования Арчи
    Ф * = Фактор формирования Ваксмана-Смитса-Томаса
    F HCP = углеводородные поровые футы, л, фут [м]
    H гвк = высота над контактом газ/вода, L, фут [м]
    Н ОВК = высота над контактом углеводород/вода, L, фут [м]
    Н влк = высота над водомасляным контактом, L, фут [м]
    I Р = индекс удельного сопротивления
    Дж ( С Вт ) = Леверетт J -функция
    к = проницаемость, л 2 , мд [мкм 2 ]
    м = Показатель цементации Арчи
    м * = Показатель цементации Ваксмана-Смитса-Томаса
    м или = показатель двухводной цементации
    нет = Показатель степени насыщения Арчи
    п * = Показатель насыщения Ваксмана-Смитса-Томаса
    n или = показатель двойной водонасыщенности
    П с = капиллярное давление, м/л 2 , psi
    P CE = входное капиллярное давление, м/л 2 , psi
    Q v = катионообменная емкость общего ФВ, мэкв/мл
    р = коэффициент корреляции
    Р 0 = Удельное сопротивление породы при 100% водонасыщенности PV, Ом•м
    Р сд = Удельное сопротивление чистого песка, Ом•м
    Р ш = удельное сопротивление сланца, Ом•м
    Р т = истинное сопротивление незахваченного глубинного пласта, Ом•м
    Р Ш = Удельное сопротивление связанного рассола, Ом•м
    Р вб = Удельное сопротивление связанной глиной воды, Ом•м
    Р ВФ = Удельное сопротивление свободной пластовой воды, Ом•м
    Р хо = поверхностное микросопротивление зоны проникновения, Ом•м
    S г = газонасыщенность, %PV
    С или = нефтенасыщенность, %PV
    S или = остаточная нефтенасыщенность к вытеснению водой, %PV
    С С = водонасыщенность, %PV
    S вб = насыщенность глиносвязанной водой по общей пористости, %PV
    S туалет = насыщенность связанной водой, %PV
    S туалет = Водонасыщенность активной зоны, %PV
    С мы = водонасыщенность эффективной пористости, %PV
    S wsd = водонасыщенность песка, %PV
    S Вес = водонасыщенность от общей пористости, %PV
    В кл = содержание глины, %BV
    В HCP = поровый объем углеводородов, л 3 , фут 3 3 ]
    В ш = глинистость, %BV
    θ = Угол контакта, град.
    р б = объемная плотность пласта, м/л 3 , г/см 3
    ρ фл = плотность жидкости, м/л 3 , г/см 3
    ρ h = плотность углеводородов, м/л 3 , г/см 3
    ρ ma = плотность матрицы или зерна, м/л 3 , г/см 3
    ρ w = плотность воды, м/л 3 , г/см 3
    σ = межфазное натяжение, м/т 2 , дин/см
    ϕ = пористость, %BV
    ϕ с = пористость по керну, %BV
    ϕ кл = глина пористость, %BV
    ϕ e = эффективная пористость, %BV
    ϕ SD = песок пористость, %BV
    ϕ ш = сланцевая пористость, %BV
    ϕ т = общая пористость, %BV

    Каталожные номера

    1. 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 Принципы/применения интерпретации журнала. 1989. Хьюстон, Техас: Schlumberger.
    2. ↑ Таблицы интерпретации журналов. 2000. Шугар Лэнд, Техас: Schlumberger.
    3. 3.0 3.1 3.2 Маккой, Д.Д., младший, Х.Р.В., и Фишер, Т.Е. 1997. Изменения солености воды в водохранилищах рек Ивишак и Саг в заливе Прадхо. SPE Res Eng 12 (1): 37-44. SPE-28577-PA.http://dx.doi.org/10.2118/28577-PA.
    4. 4.0 4.1 4.2 4.3 4.4 Rathmell, J., Atkins, L.K., and Kralik, J.G. 1999. Применение исследований отбора керна и вскрытия с низким уровнем инвазии к планированию разработки коллектора на месторождении Виллано. Представлено на Латиноамериканской и Карибской нефтяной инженерной конференции, Каракас, Венесуэла, 21-23 апреля 1999 г. SPE-53718-MS. http://dx.doi.org/10.2118/53718-MS.
    5. 5.0 5.1 5.2 Rathmell, J.J., Bloys, J.B., Bulling, T.P. и другие. 1995. Буровой раствор на синтетической нефтяной основе с низким уровнем инвазии в газовом пласте Ячэн 13-1 для расчета газа в пласте. Представлено на Международной конференции по нефтяной инженерии, Пекин, Китай, 14-17 ноября 1995 г. SPE-29985-MS. http://dx.doi.org/10.2118/29985-MS.
    6. ↑ Барбер, Т. Д. 1985. Введение в инструмент двойной индукции Phasor. J Pet Technol 37 (9): 1699-1706. SPE-12049-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12049-PA.
    7. Вудхаус, Р. и Уорнер, ХР Модели. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Даллас, Техас, 9-12 октября 2005 г. SPE--MS. http://dx.doi.org/10.2118/-MS.
    8. 8,0 8,1 8,2 8.3 Арчи, Г.Э. 1942. Каротаж удельного электрического сопротивления как помощь в определении некоторых характеристик коллектора. Транс. AIME 146 (1): 54-62. http://dx.doi.org/10.2118/4-G.
    9. 9,0 9,1 9,2 9,3 Пупон, А. и Лево, Дж. 1971. Оценка водонасыщенности глинистых формаций. Аналитик журналов 12 (4).
    10. ↑ Winsauer, W.O., Shearin H.M., Masson PH, and Williams M. 1952. Удельное сопротивление насыщенных рассолом песков по отношению к геометрии пор.Бык AAPG. 36 (2): 253-277.
    11. 11,0 11,1 11,2 11,3 Ваксман, М.Х. и Смитс, Л.Дж.М. 1968. Электропроводность нефтеносных глинистых песков. SPE J. 8 (2): 107–122. SPE-1863-PA. http://dx.doi.org/10.2118/1863-PA.
    12. 12,0 12,1 12,2 12,3 Ваксман, М.Х. и Томас, Э.К. 1974. Электропроводность глинистых песков-I. Соотношение между насыщенностью углеводородами и индексом удельного сопротивления; II.Температурный коэффициент электропроводности. J Pet Technol 26 (2): 213-225. SPE-4094-PA. http://dx.doi.org/10.2118/4094-PA.
    13. 13,0 13,1 13,2 13,3 Килан, Д.К. и МакГинли, округ Колумбия, 1979. Применение емкости катионного обмена в исследовании песка Шеннон в Вайоминге. Документ KK, представленный на ежегодном симпозиуме SPWLA 1979 г., июнь.
    14. 14,0 14,1 14,2 14,3 Юхас И.1979. Центральная роль Q v и солености пластовых вод в оценке глинистых пород. Аналитик журналов 20 (4).
    15. ↑ Хилл, Х.Дж., Ширли, О.Дж., и Клейн, Г.Е. 1979. Связанная вода в глинистых песках — ее связь с Q v и другими свойствами пласта. Аналитик журналов 20 (3): 3.
    16. ↑ Леверетт, М.К. 1941. Капиллярное поведение в пористых средах. Пер., AIME 142: 152.
    17. 17,0 17,1 Хесельдин Г.М. 1974. Метод усреднения кривых капиллярного давления.Лог Аналитик 4 (3).
    18. 18,0 18,1 Джонсон, А. 1987. Усредненные капиллярные данные проницаемости: дополнение к каротажному анализу в полевых исследованиях. Документ EE представлен на Ежегодном симпозиуме SPWLA 1987 года, Лондон, июнь.
    19. 19.0 19.1 19.2 Вудхаус, Р. 1998. Точная водонасыщенность пласта из бурового нефтяного керна: вопросы и ответы из Прадхо-Бей и других стран. Аналитик журналов 39 (3): 23.
    20. ↑ Ричардсон, Дж.Г., Гольштейн, Э.Д., Ратмелл, Дж.Дж. и другие. 1997. Валидация водонасыщенности керна на нефтяной основе в состоянии поставки из Прудхо-Бей. SPE Res Eng 12 (1): 31-36. SPE-28592-PA. http://dx.doi.org/10.2118/28592-PA.
    21. ↑ Доу, Б.А. и Мердок, Д.М. 1990. Слоистые пески: оценка точности интерпретации ГИС программой бурового раствора на нефтяной основе. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 23-26 сентября 1990 г. SPE-20542-MS. http://dx.doi.org/10.2118/20542-MS.
    22. ↑ Эгбога, Э.О. и Амар, З.Х.Б.Т. 1997. Точное определение начальной/остаточной насыщенности снижает неопределенность в дальнейшей разработке и управлении резервуаром на месторождении Дуланг на шельфе полуострова Малайзия. Представлено на Азиатско-тихоокеанской нефтегазовой конференции и выставке SPE, Куала-Лумпур, Малайзия, 14-16 апреля 1997 г. SPE-38024-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38024-MS.
    23. ↑ Уортингтон, П.Ф. 1985. Эволюция концепций глинистых песков в оценке резервуаров. Аналитик журналов 23 (1).
    24. 24.0 24.1 24.2 Clavier, C., Coates, G., and Dumanoir, J. 1984. Теоретические и экспериментальные основы двухводной модели для интерпретации глинистых песков. SPE J. 24 (2): 153-168. SPE-6859-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6859-PA.
    25. 25,0 25,1 Бест, Д.Л., Гарднер, Дж.С., и Дюмануар, Дж.Л. 1979. Компьютеризированный каротаж на буровой площадке. Документ Z, представленный на ежегодном симпозиуме SPWLA 1979 года.
    26. ↑ Хафф, Г.F. 1987. Поправка на влияние измельчения на катионообменную способность бедных глиной песчаников. SPE Form Eval 2 (3): 338-344. SPE-14877-PA. http://dx.doi.org/10.2118/14877-PA.
    27. ↑ Брайант, В. Т. и Роберт Б. Трумэн, И. 2002. Надлежащий петрофизический анализ на основе керна удваивает размер месторождения Ха’пи. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 29 сентября – 2 октября 2002 г. SPE-77638-MS. http://dx.doi.org/10.2118/77638-MS.
    28. ↑ Основы свойств горных пород.2002. Абердин: Core Laboratories UK Ltd.
    29. 29,0 29,1 29,2 Гольштейн, Э.Д. и Уорнер, Дж., Х.Р. 1994. Обзор определения водонасыщенности водохранилища Ивишак (Садлерочит), месторождение Прадхо-Бей. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 25-28 сентября 1994 г. SPE-28573-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28573-MS.
    30. ↑ Кац, Д.Л. и Фироозабади, А. 1978. Прогнозирование фазового поведения систем конденсат/сырая нефть с использованием коэффициентов взаимодействия метана.J Pet Technol 30 (11): 1649–1655. SPE-6721-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6721-PA.
    31. 31.0 31.1 Харрисон, Б. и Цзин, X.Д. 2001. Методы высоты насыщения и их влияние на оценки объемного содержания углеводородов в пласте. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 30 сентября – 3 октября 2001 г. SPE-71326-MS. http://dx.doi.org/10.2118/71326-MS.
    32. 32,0 32,1 Ричардсон, Дж.Г. и Гольштейн, Э.D. 1994. Сравнение водонасыщенности по измерениям капиллярного давления с данными керна бурового раствора на нефтяной основе, водохранилище Ивишак (Садлерочит), месторождение Прадхо-Бей. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 25-28 сентября 1994 г. SPE-28593-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28593-MS.
    33. 33,0 33,1 Маккой, Д.Д. и Grieves, W.A. 1997. Использование каротажа удельного сопротивления для расчета водонасыщенности в заливе Прадхо. SPE Res Eng 12 (1): 45-51.SPE-28578-PA. http://dx.doi.org/10.2118/28578-PA.
    34. ↑ Lucia, FJ 2000. Водохранилища Сан-Андрес и Грейбург. Представлено на конференции SPE по добыче нефти и газа в Пермском бассейне, Мидленд, Техас, 21-23 марта 2000 г. SPE-59691-MS. http://dx.doi.org/10.2118/59691-MS.
    35. ↑ Тай, Б.Н., Хсу, К.Ф., Бергерсен, Б.М. и другие. 2000. Денверская программа уплотняющего бурения и реконфигурации схемы. Представлено на конференции SPE по добыче нефти и газа в Пермском бассейне, Мидленд, Техас, 21-23 марта 2000 г.SPE-59548-MS. http://dx.doi.org/10.2118/59548-MS.

    Примечательные статьи в OnePetro

    Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые обязательно должен прочитать читатель, желающий узнать больше.

    Внешние ссылки

    Используйте этот раздел для размещения ссылок на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

    См. также

    Оценка насыщенности

    Интерпретация каротажных диаграмм

    Каротаж в глинистых породах

    Определение проницаемости

    Источники петрофизических данных

    Тематические исследования по петрофизическому анализу

    Петрофизика

    PEH: Петрофизика

    PEH:Petrophysical_Applications

    Определение водонасыщенности — PetroWiki

    Водонасыщенность ( S w ) Определение является наиболее сложным из петрофизических расчетов и используется для количественной оценки более важного дополнения, насыщенности углеводородами (1 – S w ).Сложности возникают из-за того, что существует ряд независимых подходов, которые можно использовать для вычисления S w . Сложность заключается в том, что часто, если не обычно, эти различные подходы приводят к несколько отличающимся значениям S w , которые могут быть приравнены к значительным различиям в исходных объемах пластовой нефти (OOIP) или исходного пластового газа (OGIP). . Задача технической группы состоит в том, чтобы решить и понять различия между значениями S w , полученными с использованием различных процедур, и получить наилучший расчет S w и его распределение. по всему водоему по вертикали и площади.В расчетах OOIP и OGIP важно помнить об относительной важности пористости и S w . Изменение порового объема (PV) на 10 % в S w оказывает такое же влияние, как и изменение объемного объема (BV) на 2 % пористости (в коллекторе с пористостью 20 %).

    Методы расчета водонасыщенности

    S w в стволах скважин можно определить следующими первичными методами:

    • S w расчеты по резистивным каротажным диаграммам с применением модели, связывающей S w с пористостью, сопротивлением связанной воде и различными электрическими свойствами породы.
    • S

    S W W Расчеты из лабораторных капиллярных давлений / насыщенность ( P C / S W ) Измерения применением модели, относящиеся к S W к различным свойствам горных пород и флюидов и высоте над уровнем свободной воды.
  • S w расчеты с использованием определения объема воды по Дину-Старку буровым раствором на нефтяной основе (OBM)-керн-пробка.
  • Комбинации этих методов.

Этот список представлен в хронологическом порядке, в котором данные могут быть доступны, а не в ранжированном порядке, основанном на точности различных методов. Выбор используемого подхода к расчету часто зависит от наличия различных типов данных. Если керны с РУО не вырезаны, то этот метод нельзя использовать, если только не будут потрачены средства на получение таких данных из одной или нескольких недавно пробуренных скважин.Это не является высокой дополнительной стоимостью, если использование OBM планируется для других целей. Каротажи удельного сопротивления проводятся во всех скважинах, поэтому эти данные доступны для проведения стандартных каротажных расчетов. Ключевым моментом при выполнении калиброванных расчетов S w является доступность данных специального анализа керна (SCAL) для образцов керна из конкретного коллектора; P c / S w лабораторных электрических свойств и проведенных измерений.

Метод, выбранный для расчета S w , часто представляет собой гибрид, который сочетает в себе использование двух из этих основных источников данных. Например, данные керна OBM S w можно использовать в сочетании с каротажными диаграммами удельного сопротивления для расширения используемого набора данных, чтобы включить все скважины и всю углеводородную толщу. В качестве альтернативы данные OBM-core S w можно использовать в сочетании с данными P c / S w

4 900.Таким образом, данные керна OBM

S w определяют значения S w для большей части коллектора, тогда как значения S w в интервале чуть выше контакта с жидкостью и, возможно, в областях месторождения, где доступны данные P c , но нет данных керна РУО.

Доступность данных и качество данных

В этом разделе обсуждались вопросы доступности входных данных и качества данных для каждого метода S w .Эти соображения часто определяют первоначальный выбор методологии для расчета S w , и их необходимо рассмотреть в начале проекта, чтобы определить, практически возможно ли заполнить пробелы в базе данных, чтобы использовать более точную S w -расчетный подход. Это обсуждение предполагает, что точные значения пористости доступны из базы данных рутинного анализа керна и что пористость рассчитывается по точкам из каротажных диаграмм.Обсуждение сосредоточено на конкретных аспектах, влияющих на выбор методологии S w . Многие аспекты базы данных обсуждаются на странице петрофизической базы данных.

Каротажи удельного сопротивления

Скважины, как правило, имеют ту или иную разновидность латеролога или индукционного каротажа удельного сопротивления, потому что они широко применимы и потому что правительственные постановления обычно требуют их регистрации. Как правило, это обеспечивает точечные данные от верхней части углеводородного столба вниз через любые имеющиеся интервалы водоносных горизонтов.Тем не менее, на многих месторождениях ранние скважины разбросаны по площади пласта тонким слоем, а более поздние эксплуатационные скважины бурятся только в районах, выбранных для максимизации дебита и извлечения при минимальных затратах. Это означает, что часто небольшое количество скважин бурится вниз по падению, где углеводородная толща утончается из-за нижележащего водоносного горизонта, или в потенциально маломощных восходящих границах коллектора. Поэтому в таких областях может быть мало каротажных диаграмм удельного сопротивления.

Латерологи предпочтительнее, чем индукционные каротажи, когда буровой раствор имеет среднюю или высокую минерализацию.Это ограничение индукционных инструментов возникает из-за чрезмерной проводимости сигнала от скважины и зоны проникновения бурового раствора. Глубокие латерологические инструменты дают слишком высокие показания при измерении непосредственно под ангидритом и солью, [1] и альтернативные кривые удельного сопротивления. Когда удельное сопротивление пласта R t , очень высокое, индукционные инструменты предыдущих поколений имели ограниченную точность, но современные инструменты значительно улучшены. Хотя измерение глубокой индукции представляет собой скользящее среднее по многим вертикальным футам, современные инструменты включают системы для деконволюции необработанного каротажа и получения окончательного каротажа с хорошим вертикальным разрешением.

Глубокое проникновение фильтрата бурового раствора на водной основе (WBM) влияет на все каротажи удельного сопротивления, и, в крайнем случае, имеющуюся каротажную диаграмму сопротивления можно использовать только качественно. С другой стороны, когда фильтрат бурового раствора на нефтяной основе (РУО) проникает в резервуар углеводородов, проникающий фильтрат РУО обычно вытесняет только нефть и газ пласта, оставляя неизменными S w . Здесь проникновение РУО обычно не изменяет сопротивление глубинного пласта или зоны проникновения.Для умеренных глубин инвазии иногда используются графики лесозаготовительных компаний для корректировки каротажа глубокого чтения, чтобы обеспечить более точную оценку R t .

R xo , удельное сопротивление зоны проникновения бурового раствора и фильтрата. При использовании вместе с инструментами более глубокого чтения эти каротажи предоставляют ценную информацию о подвижности пластовых флюидов, включая присутствие смолы.В скважинах WBM они также обеспечивают оценку остаточной насыщенности углеводородами, S orw .

Данные удельного сопротивления связанного рассола

Точное значение удельного сопротивления попутного рассола, R w , или его значения и распределение по пласту необходимы для точных расчетов с использованием каротажа удельного сопротивления. Также необходимы расчеты температуры.

Первая проверка R w водоносного горизонта заключается в обратном расчете кажущегося R w с использованием уравнения Арчи с использованием каротажа удельного сопротивления с поправкой на проникновение и наилучших оценок и m параметры.Поскольку S w обычно представляет собой 100% PV в интервале водоносного горизонта, значение n здесь не имеет значения.

Каротаж спонтанного потенциала (СП) обеспечивает второй метод расчета R w в скважинах, пробуренных с РВО. Информация о составе и температуре фильтрата бурового раствора используется вместе с отклонением SP для расчета R w . [1] [2] Умеренно точный процесс расчета действителен для водоносного горизонта, но также действителен и для углеводородной толщи, если высокое удельное сопротивление не подавляет отклик SP.Когда измерения солености по керну РУО недоступны, каротаж SP предоставляет единственное свидетельство возможных изменений в углеводородном столбе.

Третья оценка состава воды водоносного горизонта часто берется из проб, отобранных во время гидродинамических испытаний интервала водоносного горизонта; однако R w нефтяной и/или газовой колонны не всегда совпадает с таковой для интервала водоносного горизонта. [3] [4] [5] Должны быть утверждены и проверены на загрязнение в результате проникновения фильтрата бурового раствора.

Для столба нефти или газа определение значения или значений R w является гораздо более сложной задачей, поскольку пластовая вода не будет течь. Типичное, но не обязательно правильное первое предположение состоит в том, что углеводородный столб R w такой же, как и нижележащий водоносный горизонт.Если скважины были отобраны с помощью РУО, образцы керна из углеводородных и водоносных интервалов могут быть проанализированы как на объем воды, так и на содержание солей, особенно хлорид-иона, который почти во всех случаях доминирует в анионной стороне определения солености. [3]

На рис. 1 показано изменение концентрации хлоридов с глубиной для резервуара в Эквадоре. [4] Значение содержания хлоридов обычно можно использовать для количественного определения солености воды в пласте, на основе которого можно рассчитать R w в пластовых условиях, используя стандартное сопротивление воды в сравнении схлоридные диаграммы или алгоритмы. Для коллекторов со значительным содержанием СО 2 (3+ мол.%) распределение ионов в поверхностных условиях будет отличаться от такового при пластовых температуре и давлении. Равновесные расчеты распределения ионов необходимо выполнять при приведении измерения поверхностной солености к условиям резервуара.

  • Рис. 1 – Изменение минерализации пластовой воды в толще углеводородов (нефтяное месторождение Виллано, Эквадор). [4] Hollin — название пласта нефтяного коллектора, а WOC — водонефтяной контакт.Концентрация хлоридов в рассоле резервуара варьируется примерно от 2 000 до 35 000 частей на миллион. Наименьшее проникновение относится к ограниченному проникновению фильтрата РУО в керны.

Пластовая температура влияет на оценки S w , поскольку при постоянном составе пластовой воды R w изменяется в зависимости от температуры. [1] Максимальная температура в скважине измеряется при большинстве спусков каротажа и испытаний бурильной колонны (DST), и они широко используются для оценки зависимости температуры от температуры.профиль глубины. Можно утверждать, что температура, необходимая для оценок удельного сопротивления, представляет собой преобладающую температуру в объеме породы, видимую прибором во время каротажа. В это время соответствующая порода, вероятно, будет холоднее, чем первоначальная температура пласта. Ошибка, вызванная обычным упрощением максимальной температуры, невелика, и проблема охлаждения обычно игнорируется.

Данные SCAL об электрических свойствах

Третьим аспектом выполнения этих расчетов является выбор модели для «электрической сети» в породе.Эти модели связывают S w с несколькими переменными пласта, включая удельное сопротивление объемного пласта и удельное сопротивление пластовой воды. Опубликован ряд моделей, например [6] [7]  :

  • Арчи
  • Ваксман-Смитс-Томас (WST)
  • Двойная вода (DW)
  • Индонезия

Лабораторные измерения двух или более типов электрических свойств. Все эти модели предполагают однородный образец горной породы.

Показатели Арчи

Во-первых, набор очищенных пробок керна с диапазоном пористости полностью насыщается рассолом с известным удельным сопротивлением, и измеряется объемное удельное сопротивление каждой пробки керна. Для этой простейшей модели наклон линии, подогнанной к логарифмическому графику набора данных, дает показатель цементации, m, а точка пересечения представляет собой константу цементации, [8] a (см. рис. 2). , где а = 1 и м = 1,77). Эти параметры используются для точечного прогнозирования F по пористости; что приводит к предсказаниям R 0 и S w .

………………….(1)

, где F = коэффициент формирования, R W W = рассол-водонепроницаемость, а R 0 = удельное сопротивление рок с нулевым маслом и газом насыщенность (100% PV S W ). Нанесенные на график логарифмические данные (log 10 F и log 10 ϕ ) соответствуют линейной модели вида

………………….(2)

, где ϕ = пористость, a = константа цементации и m = показатель цементации.Следовательно, м = — изменение log 10 F / изменение log 10 ϕ (наклон аппроксимирующей линии) и a = F при пористости 100% BV (пересечение аппроксимирующей линии).

  • Рис. 2 – Лабораторно измеренный коэффициент удельного сопротивления пласта ( F ) в зависимости от пористости для образцов керна на месторождении Дуланг, Малайзия. [9]

Эта модель была разработана Арчи, [8] , который предложил = 1.0 и м = от 1,8 до 2,0 для его набора данных. Последующая работа исследователей Exxon для нескольких пород песчаника рекомендовала a = 0,61 и м = 2,15 (формула Хамбла). [10] Карбонаты также были изучены и дали рекомендацию использовать м = 1,87 + 0,019/ ϕ ниже 9% BV (формула Шелла). [1] Однако сети карбонатных пор и трещин сильно различаются, и могут потребоваться значения m от 1,0 до 3,0. Ясно, что м не является постоянной величиной, а зависит от типа породы.

При нанесении на график этих данных о факторах формации обычно предполагается, что образцы горных пород имеют одинаковую геометрию пор, но с разными уровнями пористости и диагенеза. Значения экспоненты для конкретных коллекторов, скорее всего, обеспечат более точные результаты S w , чем глобальные корреляции. Однако до того, как будут определены значения для конкретных резервуаров, необходимо изучить описательные и экспериментальные данные, чтобы определить, нужно ли их подразделять на различные группы, которые связаны с явными различиями в литологических свойствах, таких как:

  • Зернистость
  • Сортировка
  • Содержание глинистых минералов

В горных породах, частично насыщенных рассолом, родственное экспериментальное исследование включает измерение электрических свойств в зависимости от водонасыщенности.В этих экспериментах индекс удельного сопротивления ( I R ), отношение удельного сопротивления ненасыщенной породы к удельному сопротивлению 100% PV насыщенной рассолом породы ( R t / R R 0 ), измеряется как функция насыщения рассола. Например, в аппарате с пористыми пластинами S w изменяется за счет увеличения давления газа и, следовательно, капиллярного давления на границе раздела газ/вода в порах.Рассол вытекает из основания пробки через пористую пластину. Из измерений на каждой пробке строится логарифмическая зависимость I R от S w (см. рис. 3 , где

    3 4 n 90,0004). Уклон линии (почти всегда наклона до I R R = 1,0 при S W W = 100% PV) — это показатель насыщенности архие N (см. EQS 3 и 4 ).На основе экспериментальных данных Archie [8] рекомендовал, чтобы n = 2,0, и это значение до сих пор широко используется, когда нет доступных экспериментальных данных. Несмотря на то, что показатели цементации могут быть определены из каротажного анализа, показатели насыщенности не могут быть и, следовательно, требуют внешней информации из данных керна.

    ………………….(3)

    и ……………….(4)

    , где n = показатель насыщенности, наклон от начала аппроксимации нескольких точек данных; I R = индекс удельного сопротивления; и S w = фракционное насыщение солевой водой.

    • Рис. 3 – Лабораторно измеренный индекс удельного сопротивления пласта ( I R ) в зависимости от насыщения соляным раствором для образцов керна из Дуланга, Малайзия. [9]

    Обычно используется прямолинейная посадка, но при необходимости можно использовать криволинейную посадку. Искривление часто является результатом содержания глинистых минералов, но также может быть результатом неоднородного распределения воды в масштабе пор (например, когда присутствуют микропористые зерна породы).Когда в породах присутствуют значительные количества глинистых минералов, требуются другие модели для расширения отношений Арчи. Модель WST, обсуждаемая далее, основана на лабораторных измерениях SCAL, включая емкость катионного обмена (CEC).

    Показатели Ваксмана-Смитса-Томаса и емкость катионного обмена

    WST показатели цементации и насыщения ( м * и n *) необходимы для применения уравнения WST модели глинистого песка, обсуждаемого ниже. Количество центров катионного обмена на грамм образца породы (CEC) может быть измерено в лаборатории несколькими методами и после преобразования в CEC на единицу PV используется в качестве параметра модели Q V . [11] [12] Наиболее надежное измерение Q V включает в себя проведение УЭС насыпных пород, R 0 , испытания при нескольких удельных сопротивлениях рассола и, следовательно, трудоемкость. . Значения проводимости горных пород (1/ R 0 ) нанесены на график в зависимости от проводимости рассола (1/ R w ) для определения избыточной проводимости, возникающей из-за сланцев и глинистых минералов. Наклон подобранной линии является обратной величиной F *, коэффициента формирования WST.Избыточная проводимость моделируется как равная БК v / F *, а B предполагается в этой модели всегда положительным. Параметр B представляет собой эквивалентную проводимость противоиона, [11] [12] , которая является функцией температуры и удельного сопротивления свободной воды. Q v оценивается по значениям F * и B . Удельное сопротивление активной зоны также измеряется, когда S w меньше 100 % PV и оба показателя WST m * и n * получаются (см.4 и рис. 5 соответственно). Следует отметить, что м * > м и n * > n , за исключением «чистых» песков.

    • Рис. 4 – Лабораторно измеренный коэффициент удельного сопротивления пласта ( F ) в зависимости от пористости для образцов керна из Шеннонского песка, штат Вайоминг, США (по Keelan and McGinley [13] ). F и m — параметры Арчи, а F * и m * — параметры Ваксмана-Смитса-Томаса.

    • Рис. 5 – Лабораторно измеренный индекс удельного сопротивления пласта ( I R ) в зависимости от насыщения соляным раствором для образцов керна из Шеннонского песка, Вайоминг, США (по Keelan and McGinley [13] ). n — показатель насыщения Арчи, а n * — показатель насыщения Ваксмана-Смитса-Томаса.

    Другие методы CEC требуют разрушения, дезагрегации и, как следствие, частичной потери реальной геометрии электрической сети горной породы.Эти более простые методы, такие как метод аммиака, используют методы аналитической химии для измерения CEC. После измерения пористости и плотности зерна эта практичная лабораторная единица преобразуется в требуемый параметр Q v . [14] Эти более простые измерения CEC часто выполняются на кернах боковых стенок и используются вместе со значениями экспоненты, измеренными на кернах из соседних скважин.

    Было разработано множество других моделей глинистых песков, и, в отличие от WST, многие из них рассчитываются на основе эффективной пористости.Эти типы моделей обычно применяются с использованием показателей Арчи. При использовании данных SCAL об электрических свойствах должна быть согласованность между моделью электрической сети, используемой для получения лабораторных параметров, и моделью, используемой в окончательных расчетах по каротажу пористости и удельного сопротивления (например, если лаборатория предоставляет стандартные значения Archie n , они не являются подходящими входными данными для уравнения WST).

    Данные SCAL о капиллярном давлении

    P c данные представляют собой другой тип данных SCAL, которые можно получить экспериментально несколькими способами.Все тесты на насыщение P c учитывают распределение пор по размерам в породе и межфазные свойства различных систем твердая/жидкая среда. Эти данные получают путем десатурации пробок керна либо с помощью центрифуги, либо с помощью аппарата с пористыми пластинами. Первоначально очищенные и сухие свечи пропитываются либо водой, либо маслом. Затем жидкость вытесняют воздухом или азотом. Поскольку воздух очень несмачиваем по сравнению с водой или маслом, использование этих пар жидкостей (воздух/вода или воздух/масло) означает, что по мере увеличения P c воздух сначала будет занимать самые большие поры.По мере увеличения P c и насыщения воздухом воздух будет занимать все меньшие и меньшие поры. Пробка керна начинает эксперимент насыщенной фазой смачивания, поэтому процесс десатурации дает данные для кривой дренажа P c . После завершения процесса дренажа пробку керна можно вращать под жидкостью в эксперименте с центрифугой, насыщение жидкостью увеличится, и будет создана кривая впитывания P c .Обычно берутся только данные о дренаже P c / S w , и для большинства пластовых ситуаций эти данные являются релевантными, поскольку они соответствуют первоначальному заполнению ловушки нефтью (или газом). обработать.

    Данные о капиллярном давлении при инжекции ртути (MICP) получают на очищенных и высушенных образцах керна неправильной формы. Куски керна вакуумируются до низкого вакуума, а ртуть впрыскивается с возрастающим давлением, до 20 000 фунтов на квадратный дюйм, а иногда и выше.Поправки на глинисто-минеральную адсорбированную воду, удаленную во время сушки, могут быть сделаны с помощью метода Хилла-Ширли-Кляйна. [15] Преимущество эксперимента MICP состоит в том, что он выполняется быстро, но это не настоящая система смачивания/несмачивания. Образец не может быть использован для последующих испытаний SCAL, поскольку некоторое количество ртути остается в образцах активной зоны в конце последовательности испытаний. S w данные MICP широко используются для измерения распределения пор по размерам, но при рассмотрении вопроса о том, следует ли их использовать для точных расчетов, MICP следует сравнивать с воздухом/водой или воздухом/маслом P c / S w данные.

    Данные P c / S w обычно сначала сравниваются на основе Leverett « J -функция». [16] Данные P c преобразуются в базис функции J путем умножения каждого значения P c на квадратный корень из его проницаемости. на IFT пары жидкости, умноженный на контактный угол (см. Eq.5 ). J -Значения функции различаются в зависимости от того, рассчитываются ли они в нефтяных или метрических единицах. Подход, основанный на функции J , предполагает одинаковое распределение пор по размерам во всех протестированных кернах. Таким образом, различные данные имеют тенденцию сходиться, когда основные предположения выполняются; тем не менее, может быть достаточно разброса, чтобы предположить, что данные необходимо разделить на две или более групп (см.6 ).

    ………………….(5)

    По графику J -функция по сравнению с S w техническая группа может определить, достаточно ли данных было получено, нужно ли собирать новые данные для заполнения частей диапазонов данных, и показывают ли данные, что подгруппы уместны и необходимы. Кроме того, этот график показывает, имеются ли значительные выбросы, которые следует исключить или изучить более подробно. Недостатком этого метода усреднения является введение в определение четырех измеряемых параметров и связанных с ними ошибок (т.е., пористость, проницаемость, IFT и краевой угол).

    • Рис. 6 – Пример графиков капиллярного давления воздуха/рассола в центрифуге ( P c / S w ) данных и их преобразование в J -функциональную основу; данные по газовому месторождению в Азии. Значение давления воздуха/рассола P c , равное 100 фунтов на квадратный дюйм, эквивалентно высоте над уровнем свободной воды от 200 до 350 футов, в зависимости от свойств пластового флюида и условий температуры и давления.

    Данные о капиллярном давлении также могут быть усреднены различными моделями. [17] [18] Изучается взаимосвязь S w с проницаемостью, а затем с пористостью, после чего исследуется зависимость от высоты.

    Данные о водонасыщенности керна OBM

    Последний тип данных S w , обсуждаемых здесь, получен в результате обычного анализа керна пробок, вырезанных из керна РУО, либо сохраненных как целые керны, либо с пробками керна, вырезанными на буровой площадке и сохраненными по отдельности.Эти данные получены пошагово и являются прямыми измерениями значений резервуара S w . [4] [5] [19] [20] [21] [22] На многих месторождениях, возможно, никогда не было скважин с РУО; другие могут иметь только одну или две скважины с РУО. Даже один керн РУО для всего интервала резервуара дает важные данные, которые могут повлиять на методологию технической группы для выполнения расчетов S w .Лучше иметь как минимум две скважины с полным кернением РУО из разных участков пласта.

    Для оценки данных керна РУО S w они должны быть нанесены на график в виде S w по сравнению с логарифмом 10 для определения тенденций по сравнению с проницаемостью данные. В частности, следует изучить диапазон данных низкой пористости/низкой проницаемости на предмет возможных проблем с измерениями. Иногда необработанные лабораторные измерения объема воды и данные PV необходимо пересмотреть на наличие проблемных точек и, при необходимости, выполнить перерасчеты.Наконец, данные следует разделить на различные возможные группы интервалов, чтобы можно было определить любую необходимую зональность.

    Если связанная вода пласта вытекала из пробки керна на любом этапе до проведения лабораторных измерений, данные керна РУО S w явно не репрезентативны для пластового резервуара S w . Это, безусловно, происходит в водоносных пластах, а также может происходить в самых нижних интервалах переходных зон нефть/вода или газ/вода.Эти самые нижние интервалы, мощность которых может составлять от нескольких футов до приблизительно 30 футов, являются точно такими же интервалами, в которых ожидается обводнение при начальной добыче нефти. Интервалы с подвижной водой могут быть идентифицированы в скважинах с РУО, где удельное сопротивление по малоглубинным показаниям индукционного каротажа выше, чем удельное сопротивление по индукционным каротажам по глубоким показаниям. Эта закономерность указывает на более высокую нефтенасыщенность в зоне проникновения по сравнению с исходной нефтенасыщенностью. Там, где наблюдается подвижная вода, измерения керна РУО S w не представляют на месте S w и являются слишком низкими.

    Применение каждого метода водонасыщения

    Методики количественного определения S w в стволе скважины обсуждаются здесь. Описаны основные особенности каждого подхода; однако в некоторых случаях существуют варианты, которые не рассматриваются. Для каждой техники обсуждаются ее сильные и слабые стороны.

    Каротажные диаграммы удельного сопротивления и реляционная модель

    Самая распространенная техника для расчета S W W — это использование журналов удельного сопротивления с моделью (эмпирической или теоретической), которая относится к S W до R T , R w и пористость.Как упоминалось ранее, было опубликовано большое количество моделей R t / S w . Модели применяются в каждой точке данных в резервуаре, где при необходимости доступны оценки глубокого удельного сопротивления, пористости и объема сланца. Оценка всех других необходимых параметров (постоянная или переменная R W W , A , M , N , Q V , V Sh , R 0 = F R w и т.д.) обсуждалось ранее. Доступно несколько коммерческих программных пакетов, которые выполняют эти расчеты S w для различных моделей каротажа.

    Чистый песок (Арчи) модель

    ………………….(1а)

    и, как вариант,

    ………………….(1б)

    Эта модель [8] используется для полевых исследований во многих песчаниковых и карбонатных коллекторах с низким содержанием глинистых минералов. Это решение укрепляется после того, как данные SCAL продемонстрировали, что самое простое решение является удовлетворительным.Когда присутствует значительная доля смектита (монтмориллонита) и встречаются мелкослоистые песчаные и сланцевые толщи, весьма вероятно, что потребуется одна из моделей сланцевого песка. Пласты с низким удельным сопротивлением являются проблемой в некоторых нефтедобывающих районах, таких как побережье Мексиканского залива США, Египет и Индонезия, и запасы углеводородов могут быть упущены и оставлены неразведанными в результате подавления удельного сопротивления глинистыми минералами и сланцами.

    Глинисто-песчаная модель

    В модели с чистым песком пластовая вода является единственной электропроводной средой.В глинистых породах значения R t подавлены, а расчеты Archie S w завышены. По мере изучения и экспериментальных испытаний пород, богатых глинистыми минералами, были разработаны более сложные электрические модели для учета влияния геометрии проводящих глинистых минералов и сланца на удельное сопротивление горных пород. Основная цель моделей глинистого песка состоит в том, чтобы определить рабочее соотношение между S w с использованием параметров, аналогичных модели Арчи, но также с учетом количества и конкретных электрических свойств глины-минерала/сланца.Все модели глинистых песков сводятся к уравнению Арчи, когда глинистая составляющая равна нулю. Для простоты во всех моделях глинистых песков постоянная цементации a принимается равной 1,0, но при необходимости ее можно снова легко связать с членом R w .

    Слоистый песок/сланец модель

    Модель с параллельным сопротивлением может использоваться для слоистых песков с несколькими тонкими параллельными слоями 100% сланца, перемежающимися слоями чистого песка.Тонкий в этом контексте означает, что в вертикальном разрешении инструмента каротажа удельного сопротивления имеется несколько пластов.

    ………………….(2)

    где удельное сопротивление чистого песка. Для этой многослойной модели сланца/песка эффективная пористость зависит просто от доли песка в общем объеме:

    ………………….(3)

    ………………….(4)

    Значение Φ SD можно предположить из соседних густых песков, и все параметры, кроме S W W , WSD WSD , можно оценить.

    Пупон-Лево (Индонезия), модель

    Модель Индонезии была разработана путем полевых наблюдений в Индонезии, а не при поддержке лабораторных экспериментальных измерений. [9] Он по-прежнему полезен, поскольку основан на доступных стандартных параметрах логарифмического анализа и дает достаточно надежные результаты. Формула была эмпирически смоделирована с использованием полевых данных в водоносных глинистых песках, но подробная функциональность для углеводородсодержащих песков не подтверждается, кроме как здравым смыслом и давним использованием. S w Результаты по формуле сравнительно легко рассчитать, и поскольку это не квадратное уравнение, результаты всегда больше нуля. Некоторые другие квадратичные модели и модели итеративного решения могут вычислять необоснованные отрицательные результаты.

    ………………….(5)

    ………………….(6)

    Модель Индонезии, [9] и другие подобные модели, часто используются, когда данные по электрическим свойствам породы SCAL для конкретных месторождений недоступны, но также иногда используются, когда показатели SCAL не измеряют полный диапазон объемов сланца.Хотя изначально она была смоделирована на основе индонезийских данных, индонезийская модель может применяться повсеместно. Входы представляют собой эффективную пористость, Φ E , то громкость сланца и удельным сопротивлением ( V SH и R SH ), и вода и глубокое сопротивление ( R w и R t ). Выход S w обычно принимается за водонасыщение эффективной пористости, но недавно было высказано предположение, что выход, вероятно, будет оцениваться как S вес. . [7] Многие другие модели глинистого песка на основе бревен были предложены [23] , но для краткости здесь не обсуждаются.

    Модели Waxman-Smits-Thomas и двухводные модели

    S wt , водонасыщенность общей пористости, рассчитывается в каждой точке данных коллектора путем итеративного решения сложных многопараметрических уравнений Ваксмана-Смитса-Томаса (WST) и двухводных (DW) уравнений ( уравнения 7 и 8 ). Детали методов решения здесь для краткости не приводятся.Модели WST и DW представляют собой системные модели с общей пористостью/ S w .

    Модель WST основана на лабораторных измерениях удельного сопротивления, пористости и насыщенности реальных горных пород. [11] [12] [13] [14] Q v – емкость катионного обмена (ЕКО) на единицу PV.

    ………………….(7)

    , где S вес = водонасыщенность общей пористости, как схематично показано на рис.1 , B = удельная катионная проводимость в (1/Ом•м)/(мэкв/мл), а Q В = ЕКО в мэкв/мл общего PV. Показатели m * и n * относятся к общему PV.

    • Рис. 1 – Общая, эффективная пористость и пористость керна и связанная с ними водонасыщенность глинистых песков (по Woodhouse and Warner [7] ).

    Модель DW [7] [24] [25] также основана на данных WST.Вместо коэффициента WST BQ v (см. уравнения 7 и 8 ) и альтернативного дескриптора shale-volume S 900 используется проводимость воды, связанной с глиной. насыщение физически связанной воды в общей ПВ (см. рис. 1 ). [1] [14] Когда В ш равно нулю, S wb равно нулю; а когда V ш составляет 100% BV, S wb и S вес 9100% также являются PV.

    ………………….(8)

    , где R wb = удельное сопротивление глинистых вод в сланцах, а R wf = удельное сопротивление свободных пластовых вод в зонах свободных от глинистых вод. Из-за различных допущений модели показатели DW m o и n o всегда должны быть меньше, чем показатели WST [24] , и могут быть значениями, аналогичными показателям «чистого песка». .Там, где модели WST и DW были правильно применены, результаты порового объема углеводородов ( V HCP ) должны быть равными. Все расчеты S wt по методам WST и DW должны быть проверены, чтобы убедиться, что они больше, чем S wb . После этой проверки они используются с ϕ t для получения V HCP . Для модели DW, когда выходные данные требуют преобразования в эффективную пористость, ϕ e , и эффективную водонасыщенность, S we , свойства преобразуются с помощью уравнения .9 и 10 соответственно.

    ………………….(9)

    и ……………….(10)

    Сильные и слабые стороны расчетов сопротивления на основе каротажа

    Наибольшая сила расчетов S w по каротажным диаграммам R t заключается в том, что эти расчеты могут быть выполнены на каждой эффективной глубине с достоверными данными для всех скважин в базе данных каротажных диаграмм. Расчеты могут учитывать любые подмножества входных параметров, относящихся к отдельным зонам.

    Слабые стороны R T -Based S W W Расчеты состоят в том, что нужно выбрать модель для описания отношений S W до R t , R w и множество других входных параметров. Любая модель является приближением к реальной природе поровой системы коллектора и, как правило, имеет ограничения, такие как то, как моделируется проводимость глина-минерал.Оценки логарифмического анализа V sh довольно неопределенны, поэтому пески, практически не содержащие глинистых минералов, могут быть легко и ошибочно отнесены к значительным объемам глины. В этих обстоятельствах могли быть применены сложные модели сланцевого песка, когда было бы более целесообразно моделировать песок как чистый песок. На эффективную пористость также влияют неопределенные оценки V sh . R w часто считается постоянным в пределах углеводородной толщи, и обычно имеется мало данных относительно R w , кроме как по пробам водоносных горизонтов.В нескольких случаях, когда распределение R w было изучено подробно, было обнаружено, что оно систематически изменяется в пределах углеводородной толщи и не обязательно должно быть таким же, как в нижележащем водоносном горизонте. [3] [4] [5]

    ЕКО можно измерить в лаборатории, но в пласте его необходимо оценивать по корреляциям с пористостью или V ш . Для лабораторных измерений CEC существуют фундаментальные неопределенности, такие как степень изменения геометрии глины-минерала в результате дезагрегации керна.Общая площадь поверхности и CEC могут быть увеличены за счет измельчения (т.е. измельчения до частиц размером с зерно). [26]

    Другие входные параметры для моделей S w / R t либо основаны на параметрах «мирового опыта» (например, параметры пакетов по умолчанию) или разработана на основе измерений электрических свойств породы с помощью SCAL на относительно небольшом количестве образцов керна из интервала коллектора.Следовательно, относительно мало данных, определяющих параметры, которые используются для поточечных расчетов журнала. Следует предположить, что характер распределения водонасыщенности в пробках керна во время этих лабораторных экспериментов такой же, как и в реальном резервуаре. Поскольку во время лабораторных измерений присутствует вода, глинистые минералы регидратируются во время испытаний.

    Лабораторные измерения капиллярного давления/насыщения

    Второй метод S w , полностью независимый от каротажа сопротивления, использует лабораторные измеренияОсновная концепция использования данных о капиллярном давлении заключается в том, что резервуар пришел к капиллярному равновесию в течение геологического времени (миллионы лет с тех пор, как углеводороды попали в ловушку резервуара и заполнили ее). Это равновесие воспроизводится в лабораторных экспериментах с использованием методов центрифуги, пористых пластин и капиллярного давления с инжекцией ртути (MICP). Данные P c / S w измеряются на выбранном наборе образцов керна коллектора, представляющих диапазон значений пористости и проницаемости (и, возможно, также литологии).

    Эксперименты с центрифугами обычно проводятся на 1-дюйм. пробки керна в течение нескольких дней в интенсивном гравитационном поле (до 1000 Гс) центрифуги и считаются эквивалентными тому, что происходит в резервуаре углеводородов в течение миллионов лет в гравитационном поле 1 Гс и на протяжении от 10 до сотен футов. Эти допущения широко признаются разумными при условии, что образцы не повреждаются во время испытаний в центрифуге. Представленные значения P c / S w не являются необработанными лабораторными данными.В лаборатории среднее насыщение определяется при каждой скорости центрифуги, и эти необработанные данные вводятся в математическую модель для преобразования их в таблицу значений насыщения торца и значений P c .

    Пористая пластина P c Испытания проводятся на пробках керна при нескольких различных давлениях газа и обычно проводятся одновременно с экспериментами по сопротивлению. После достижения равновесия с отсутствием дальнейшего потока рассола при каждом давлении S w остается постоянным вдоль каждой пробки и рассчитывается по ее потере веса.

    Испытания MICP проводятся на высушенных образцах керна, и объем введенной ртути, несмачивающей фазы, преобразуется в значение S w . Это считается суммарным S w , если при достаточно высоких давлениях ртуть попадает как в микропористость, так и в сухую глинисто-минеральную пористость. Наоборот, для центрифужных испытаний или испытаний на пористых пластинах, где рассол присутствует в качестве смачивающей фазы, глинистые минералы, вероятно, гидратируются, и маловероятно, что их физически связанная вода будет вытеснена во время испытания. P c / S w измерения могут давать общее или эффективное значение S w по глинисто-минеральной физически связанной воде включается или исключается из расчета пористости). Эффективные значения S w всегда ниже общих значений S w и должны быть очень низкими при высоком капиллярном давлении, если имеется небольшая микропористость, не связанная с глинистым минералом. [27]

    Преобразование лабораторных данных P c / S w требует знания IFT и контактного угла жидкости. свойства рассола и углеводородных флюидов в пластовых условиях. Они необходимы для расчета плотности каждой фазы и оценки межфазного натяжения (IFT) между парой флюидов в пластовых условиях. Значения P c (в фунтах на квадратный дюйм) преобразуются в вертикальную высоту над контактом углеводород/вода, H hwc (в футах) по следующей формуле:

    ………………..(11)

    , где плотности флюидов ( ρ ) выражены в г/см 3 , а индексы r = коллектор, s = поверхность, h = углеводороды и w = вода. В таблице 1 перечислены некоторые типичные значения [28] для IFT, σ и контактного угла θ , используемые в 11 . [29] и обеспечивает приблизительные диапазоны коэффициентов для преобразования P c -лабораторных данных в высоту над уровнем свободной воды водохранилища.Высота- P c Коэффициенты пересчета аналогичны для многих нефтяных и газовых коллекторов; сноски в таблице 1 описывают значения, которые были приняты для расчета этих диапазонов. Опубликованы более подробные сведения о корреляциях IFT для рассола/углеводородов в зависимости от силы тяжести нефти или газа. [30] Контактный угол пластовых условий, θ , обычно принимается равным 0 для газовых коллекторов и 0 или 30° для нефтяных пластов, потому что, как правило, данные по пластовым условиям недоступны.

    Люкс P C S W W Данные обычно преобразуются в математическую связь между S W в качестве зависимой переменной и независимой переменной-пористостью, проницаемость и H owc или H gwc . [18] [17] [31] Поскольку проницаемость обычно определяется как функция пористости, ее часто не включают в качестве независимой переменной.Две математические формы, которые были использованы, это

    ………………….(12)

    и ……………….(13)

    , где A , B , C , D и E — константы аппроксимации кривой. В уравнении . 13 , B позволяет удалять сингулярности на нулевой высоте.

    При разработке коэффициентов для этих взаимосвязей необходимо применить любую зональность интервалов коллектора, а затем разработать отдельные наборы коэффициентов для каждой зоны.Зонирование может основываться на геологической интерпретации истории осадконакопления и диагенеза коллектора и/или вариации кривых P c / S w для различных частей интервала коллектора.

    Глубина водонефтяного контакта (ВНК) или газоводяного контакта (ГВК) коллектора должна быть известна для проведения расчетов с использованием P S w методика.Расчеты S w производятся только выше этой глубины. В действительности H owc или H gwc относится к уровню свободной воды (FWL) (т. е. к глубине, на которой P 90 глубже, чем наблюдаемые ВНК или ГВК). Для газового резервуара, состоящего из горных пород хорошего качества, разница между FWL и GWC обычно составляет 1 фут или менее. Однако для нефтяного пласта, содержащего более тяжелую нефть, эта разница может составлять 10 футов и более, и, учитывая четырехстороннее смыкание на антиклинальной структуре, влияние на объем OOIP между использованием FWL и FWL.наблюдаемый OWC как глубина H owc = 0 может равняться нескольким процентам OOIP.

    После разрабатывания различных наборов коэффициентов и P C до H OWC OWC (или H GWC ) Преобразование сделано, S w Значение может быть рассчитано для каждой точки данных в базе данных каротажа, которая имеет действительное значение пористости и выше ВНК или ГВК.Следовательно, будет такое же или более S w значений, доступных из этой методологии S w , что и при использовании R t t R t

    Сильные и слабые стороны расчетов на основе капиллярного давления

    Прочность S W W Расчеты от P C S S W Данные в том, что после создания корреляции с пористостью и высотой, уникальным S w значение доступно для всех скважин на всех эффективных глубинах с действительными значениями пористости в базе данных ГИС.Это также относится ко всей углеводородной толще в любом месте резервуара после того, как значения пористости ствола скважины были распространены на полную сетку геоячеистой модели. Эти расчеты могут учитывать любое зонирование и подмножества входных параметров, относящихся к отдельным зонам.

    Потенциальная слабость подхода P c к расчетам S w заключается в том, было ли лабораторным измерениям предоставлено достаточно времени для достижения равновесия.В противном случае значения S w , особенно при высоких значениях P c, будут слишком высокими. Еще одним потенциальным недостатком является точность значения IFT, используемого при преобразовании наземных условий в пластовые; к счастью, эти значения изменяются в ограниченном диапазоне для большинства пар углеводород/рассол. Третьим потенциальным недостатком является определение глубины FWL по сравнению с наблюдаемыми OWC или GWC. Четвертый потенциальный недостаток заключается в том, было ли собрано достаточно данных для репрезентативности как по вертикали, так и по площади зон коллектора. [32]

    Пятый потенциальный недостаток касается сложности заполнения резервуара углеводородами и структурной истории. В простых ситуациях с нефтяными пластами и в большинстве ситуаций с газовыми коллекторами это не проблема. Однако для нефтяных пластов с битуминозными матами и зонами с тяжелой нефтью возникают сложности из-за различной плотности нефти вблизи ВНК, включая возможность того, что битуминозный мат имеет плотность углеводородов, очень близкую к плотности связанного рассола. Другим аспектом может быть то, находятся ли все или части столбца углеводородов в цикле впитывания, где данные впитывания P c / S w необходимы для S 5. , не типичный дренаж P c / S w данные. [32]

    OBM-керн-пробка Определение объема воды по Дину-Старку

    Третий метод определения S w в углеводородной толще резервуара заключается в разрезании керна РУО и выполнении определения объема воды по методу Дина-Старка на стандартных пробках керна. Футы на фут S w Значения могут быть рассчитаны на основе этих объемов воды и соответствующих PV керна-пробки. Керны РУО обычно вырезаются только в нескольких скважинах на конкретном месторождении.Эти данные S w могут быть применены к другим скважинам без керна в коллекторе, если будет выявлена ​​сильная корреляция между этими значениями и пористостью и/или проницаемостью. Эти данные недействительны в переходной зоне нефть/вода или газ/вода или в водоносном горизонте, в интервалах, в которых связанный рассол подвижен. Значения OBM-core S w могут быть как выше, так и ниже значений двух других методов, описанных ранее.

    Сильные и слабые стороны основных ценностей OBM

    Сила данных S w данных из рутинного анализа керна Дина-Старка S w заключается в том, что эти данные являются наиболее прямым измерением связанного резервуара значений над переходной зоной нефть/вода или газ/вода. По сравнению с двумя рассмотренными ранее методами и вариантами этих методов подход OBM-core S w представляет собой прямое определение, а другие методы являются косвенными S w — расчетные подходы, которые требуют гораздо большего количества предположений и выводов.

    Недостатки метода OBM S w заключаются в том, что он не применяется к самым нижним частям переходной зоны нефть/вода или газ/нефть, где соляная фаза обладает подвижностью, и что, как правило, количество керна РУО S w данные ограничены, так как оператор вырезает керны с РУО только в ограниченном количестве скважин из-за дороговизны. Первый из этих недостатков можно преодолеть, если данные OBM S w использовать в сочетании либо с каротажными диаграммами сопротивления, либо с данными P c / S

    3

    Еще одно соображение заключается в том, что весь проект, от рецептуры бурового раствора до процедур обработки и консервации керна, а также рутинных измерений анализа керна, необходимо контролировать и детально проверять, чтобы убедиться, что все этапы выполнены надлежащим образом. Это требует значительных затрат времени и усилий со стороны технической группы для обеспечения успеха; тем не менее, в некоторой степени тот же комментарий применим к рассмотренным ранее расчетам P c / S w и удельного сопротивления-log/ S

    3 w

    4 .

    Интеграция данных о водонасыщенности из разных методов

    В зависимости от наличия данных в конкретной ситуации с резервуаром комбинация различных подходов может оказаться более эффективной, чем использование одного типа данных. Первым шагом при переходе к комбинированному подходу является просмотр базы данных водохранилища для выявления любых существенных пробелов в вертикальном или площадном охвате. Наиболее очевидный разрыв часто возникает вблизи контакта с жидкостью, потому что нет особых причин бурить скважины в местах падения вниз по падению, особенно на этапе разработки коллектора.Ниже описаны три примера комбинированных подходов.

    Данные каротажа удельного сопротивления и капиллярного давления

    Каротаж удельного сопротивления S w результаты могут быть недоступны для всей углеводородной толщи коллектора. Чтобы заполнить пробелы и усреднить поточечный набор данных, общепринятой практикой является нанесение S w в виде функции высоты, опускание непродуктивных точек и идентификация различных диапазонов пористости путем кодирования точек данных. .Данные каротажа удельного сопротивления S w часто показывают V-образную или U-образную форму на этих графиках из-за влияния плеча/пласта вблизи непродуктивных участков (сланцы). Наиболее точные значения S w в таких шаблонах обычно находятся на самых низких значениях S w , где поправка на тонкий слой сведена к минимуму. Аналогично описанному в предыдущем разделе P c / S w кривые высоты/насыщенности часто подгоняются к этим диаграммам удельного сопротивления S

    4

    4 данных, позволяющих рассчитать пластовые объемы углеводородов в пласте.Формы функций аналогичны или идентичны описанным выше для P c / S w . [31]

    Обычный керн OBM с данными о капиллярном давлении

    Поскольку необходимо определить S w w характеристики переходной зоны нефть/вода или газ/вода, а также поскольку данные керна OBM S w могут быть неверными и заниженными в этом интервале одним из подходов является использование данных P c / S w в сочетании с обычными данными OBM-core S

    3 w

    8.Это можно сделать, сначала сопоставив данные керна OBM S w с пористостью и предположив, что эта взаимосвязь действительна над переходной зоной нефть/вода или газ/вода. Функциональная форма этого первого отношения может быть

    ………………….(1)

    Вторым шагом является создание набора табличных данных, в котором корреляция S w /пористость используется для расчета массива значений S w для больших H 9008 или H значения gwc и диапазон значений пористости.Для этой части набора данных предполагается, что S w не зависит от значений H owc или H gwc

    84.

    P S S S W W , преобразованные в условия резервуара, используются для предоставления точек данных для низких H OWC или H GWC Значения и различные значения пористости.Статистические расчеты применяются ко всему этому набору данных. Функциональная форма этого второго отношения может быть

    ………………….(2)

    В этой функциональной форме граничные условия первого шага автоматически выполняются на втором шаге.

    Обычный керн РУО с данными каротажа удельного сопротивления

    Чтобы решить проблему отсутствия достоверных данных OBM-core S w в переходной зоне нефть/вода или газ/вода, о которых говорилось ранее, также можно комбинировать OBM-core S w данные каротажа удельного сопротивления для разработки общей методологии S w .Этот подход предполагает, что через ВНК или ГВК пробурено несколько скважин, так что имеются логарифмические значения удельного сопротивления через переходную зону нефть/вода или газ/вода. В этом подходе данные OBM-core S w используются для обратного расчета значений показателя степени насыщения n по каждой зоне, так что базовое значение V HCP равно рассчитанное по каротажу удельного сопротивления (см. , уравнение 2 ). Затем значения показателя насыщения на основе керна, n, применяются к каротажным диаграммам удельного сопротивления скважины без керна для расчета S w точка за точкой по всему интервалу резервуара во всех скважинах. [29] [33] Этот подход предполагает, что значения R w , a и m были определены из других экспериментальных данных и данных проб жидкости 0, так что

    3 0

    можно рассчитать.

    ………………….(3)

    , где R 0 — объемное удельное сопротивление при S w = 100% PV и рассчитывается по формуле . 4 и 5 . R t – показания глубокого каротажа сопротивления, а S wc – керн РУО S над переходной зоной w w подвижная вода. Полученные обратно рассчитанные значения n на глубине керна-пробки усредняются по зоне. В некоторых случаях может оказаться, что n имеют вариации по площади в пределах зоны, которые следует учитывать в последующих расчетах.

    ………………..(4)

    ………………….(5)

    Корректировки данных о водонасыщенности по различным методам

    Мы описали три методики определения водонасыщенности. В основном это независимые методы; следовательно, их можно использовать вместе для определения точности расчетов по всему углеводородному столбу. Поскольку методы основаны на очень разных технических подходах и предположениях, если разные методы дают по существу один и тот же ответ S w , то весьма вероятно, что это правильный ответ.

    Однако проблема возникает, когда, как это часто бывает, разные методы приводят к различным значениям и распределениям. Значения OBM-core S w могут быть выше или ниже значений двух других методов. Распространенное заблуждение о том, что OBM-core S w , вероятно, будет слишком низким, необоснованно. В очень большом резервуаре это может идти в обоих направлениях в зависимости от того, где человек находится в резервуаре. [29] [33] Если значения сильно различаются, необходимо подробно рассмотреть два аспекта расчетов. Во-первых, необходимо проверить качество входных лабораторных данных и то, как они были преобразованы из необработанных данных во входные значения для расчетов. Во-вторых, необходимо проверить допущения и модели, используемые для расчетов S w . Например, с данными P c / S w предполагаемая разница плотности нефти/воды может быть значительно ошибочной, или сланцевый песок S модель может быть неподходящей для конкретного резервуара.Наряду со средними значениями S w следует сравнивать средние по зонам значения V HCP , полученные различными методами, включая пористость в сравнительных расчетах.

    Базовая, общая и эффективная совместимость систем

    Archie R t на основе S w Уравнение моделей «чистых» песков. Различные другие модели сланцевых песков используют либо систему эффективной пористости, либо систему общей пористости.Хорошо известно, что эти базовые модели, если их правильно применить к одному и тому же пласту, должны давать одни и те же окончательные значения V HCP из их различных процедур расчета (см. 8 ). [1] ϕ t больше или равно ϕ e ; однако, в то же время, S wt больше или равно S we и при совместном использовании соответствующие комбинации должны давать одинаковые V

    3

    5 результат.Для системы общей пористости V HCP = Φ = Φ T × (1- S WT ), тогда как для системы эффективной пористости, V HCP = ϕ e × (1- S we ).

    • Рис. 1 – Общая, эффективная пористость и пористость керна и связанная с ними водонасыщенность глинистых песков (по Woodhouse and Warner [7] ).

    ………………….(6)

    ………………….(7)

    ………………….(8)

    V HCP можно также оценить по комбинации пористости керна и Dean-Stark S w , измеренных на сохранившихся кернах РУО. Несколько систем — базовая, суммарная и эффективная — должны давать одни и те же фундаментальные результаты, и наиболее точная из них (метод РУО-основной) может использоваться для калибровки и проверки менее точных методов.При правильной настройке и применении (например, путем улучшения оценок V sh или значений IFT) все три метода дают одинаковые окончательные значения V HCP . Если они не совпадают, необходимо изучить вероятные источники неопределенности и ошибки.

    Совершенно непоследовательно и неправильно смешивать системы, например, сообщая эффективную пористость с общей S w , общую пористость с эффективной S w , или a стандартная пористость керна с эффективной S w .Совместимость системы также должна поддерживаться правильным использованием измерений SCAL и формул каротажа, когда они используются для калибровки каротажных диаграмм сопротивления и методов. Разногласия должны быть разрешены в максимально возможной степени. В той мере, в какой это не так, различия можно рассматривать как меру неопределенности в расчетах S w .

    Неопределенности

    Экономически важна именно неопределенность насыщенности углеводородами (1 − S w ), а не абсолютная неопределенность S w .При оценке неопределенностей в S w следует учитывать их важность с точки зрения S o и S g 4 9000. Неопределенности нескольких методов оценки сильно различаются.

    Данные водонасыщенности керна РУО

    Объем воды, извлеченный из одной пробки керна, может иметь случайную и известную систематическую погрешность ± 0.05 см 3 , где каждая неопределенность относится к одному стандартному отклонению. PV типичного 1-дюйм. керновая пробка 4,0 см 3 при пористости 20% BV. Одна только неопределенность объема воды соответствует неопределенности ± 1% PV (0,05/4,0). Неопределенности в пористости имеют дополнительное влияние на этот расчет. [19] OBM-core S w с 20% PV, следовательно, имеет комбинированный диапазон 1-SD приблизительно от 18 до 22% PV.При более низких значениях пористости и более высоких значениях S w неопределенность объема воды может составлять ± 0,1 см 3 , что приводит к S w неопределенности ± 3% PV, составляет 15% BV. По мере уменьшения пористости неопределенность растет. Перед проведением измерений необходимо удалить воду из толуола и аппарата Дина-Старка, иначе значения S w будут завышены. Время экстракции, необходимое для извлечения воды, адсорбированной глинистыми минералами, добавляет неопределенности.

    Неопределенность среднего керна S w будет уменьшена, если выбрать одну или две пробки на фут с одинаковым расстоянием и без учета качества породы. Однако, как обсуждалось ранее, образцы пробок не всегда отбираются случайным образом, поэтому необходимо соблюдать осторожность, особенно в отношении значений S w , предсказанных на глубинах, где керн недоступен. В более широком плане необходимо также помнить, что 1-в.пробки керна составляют примерно 2% от полного объема керна. Из-за этих многих факторов авторы считают, что неопределенности, подобные приведенным для пористости, также распространяются на средние по зоне значения керна РУО S w . Измерения, в которых анализируются более крупные пробки керна, снизят несколько неопределенностей.

    Значения водонасыщенности, полученные по каротажному сопротивлению

    Показатели журнала, типичные показатели Archie, полученные из SCAL, и все другие связанные параметры являются неточными.Например, погрешность каротажа удельного сопротивления может составлять ± 50 %, когда R t равно 500 Ом•м. Наиболее важными факторами неопределенности при низких значениях S w , вероятно , будут R t и n . S w неопределенность в этом случае оценивается как ± 5 % PV (т. е. если S w рассчитывается как 10 % PV, диапазон 1-SD составляет от 5 до 15 % PV) . [19] При более низких значениях пористости и более высокой водонасыщенности аналогичные методы привели к оценкам неопределенности ± 9% PV.Учитывая, что дополнительная неопределенность окончательного расчета S w может возникать из-за влияния глинистого песка и многих других источников, авторы полагают, что указанные диапазоны в равной степени применимы к общей систематической неопределенности S w средние значения по зонам. Все эти оценки составляют 1 стандартное отклонение; следовательно, считается, что в 32 % случаев средние по зонам неопределенности превышают указанные диапазоны.

    Значения водонасыщенности по капиллярному давлению

    Оценки неопределенности представляют собой сумму нескольких факторов.Большинство из этих факторов оказывают наибольшее влияние на расчеты S w в первых 100–200 футах углеводородного столба над контактом с флюидом. Следовательно, поскольку переходная зона во многих нефтяных коллекторах значительно длиннее, чем в газовых, их воздействие будет сильнее в большинстве нефтяных коллекторов. Выше 200 футов значения S w обычно изменяются медленно; следовательно, основное соображение над переходной зоной заключается в том, проводятся ли лабораторные измерения в равновесных условиях.

    Первым фактором в анализе неопределенности является фундаментальное предположение о том, следует ли использовать данные дренажа или впитывания. В большинстве случаев следует использовать кривые дренажа, но в некоторых случаях резервуар может находиться в цикле насыщения. В этих ситуациях неправильный выбор использования кривой дренажа может привести к ошибке от +5 до 20% PV на первых 100–200 футах над ВНК. [34] [35]

    Второй фактор касается лабораторных измерений. Если измерения не приведены к равновесию, то значения S w при конкретном значении P c будут слишком высокими. Это может быть от +1 до 10% эффекта PV для большого диапазона H owc или H gwc .Другими ключевыми аспектами сообщаемых лабораторных результатов центрифуги являются то, как были определены исходные лабораторные измерения объемов воды и как эти данные были преобразованы в сообщаемые значения насыщения торцевой поверхности. Измерения объема воды имеют потенциальную ошибку того же размера, что и для измерений OBM Dean-Stark S w (от ± 1 до 3% PV). Различия в процедурах лабораторных расчетов могут привести к дальнейшим отклонениям от ± 1 до 3% PV в зарегистрированных результатах при использовании одних и тех же необработанных лабораторных данных.При испытаниях пористых плит и других повторяющиеся операции с плохо зацементированными или не зацементированными пробками керна могут вызвать потерю зерна, что после окончательных расчетов приводит к небольшим ошибкам в S w .

    Третий фактор заключается в том, как набор необработанных лабораторных данных для конкретного интервала резервуара аппроксимируется кривой и представляется в окончательном лабораторном отчете в виде таблиц значений P c / для каждой основной заглушки.Неопределенность в приложении возникает из-за того, как эти сообщаемые значения усредняются для использования в расчетах S w по всему диапазону значений пористости и проницаемости коллектора. Эта неопределенность включает в себя то, как взвешиваются данные и искажают ли некоторые потенциальные выбросы данных по одной или двум колонковым пробкам усредненные кривые P c / S w . Эти неопределенности в первую очередь влияют на первые 100–200 футов выше H owc или H gwc , так что их влияние зависит от толщины углеводородного столба и его распределения в зависимости от H owc или H gwc .

    Конечным фактором является преобразование усредненных P c / S w кривых (или уравнения) из наземных условий в пластовые, все они влияют на преобразование P P c значений до H owc или H gwc значений. Это включает в себя ряд подфакторов, каждый со своим уровнем неопределенности: IFT в поверхностных и пластовых условиях, разность плотностей флюидной пары в пластовых условиях, краевые углы и глубина фактического ЗПВ в пласте по сравнению с ВНК или ГВК.Углы смачивания на поверхности и в пластовых условиях обычно считаются одинаковыми, поскольку нет данных, позволяющих действовать иначе. Для этих других факторов неопределенность значительно выше для нефтяного пласта, чем для газового; поскольку значения IFT могут быть низкими, и по сравнению со значениями для газового коллектора различия в плотности значительно меньше, особенно если имеется вертикальное изменение плотности нефти, которое приводит к образованию интервала с тяжелой нефтью непосредственно над ВНК. Все эти факторы влияют на значения H owc или H gwc ; следовательно, их влияние на расчеты S w в основном приходится на первые 100–200 футов над контактом с жидкостью.

    Таким образом, использование P S / S W W Данные могут привести к неопределенности S W от ± 5 до 15% PV в нефте / воде или зона перехода газ/вода. Выше этой переходной зоны неопределенность связана с тем, были ли лабораторные данные получены в равновесных условиях и как различные кривые P c / S w были усреднены вместе.В этом диапазоне неопределенность, вероятно, будет составлять от 3 до 10% PV.

    Номенклатура

    и = Константа цементации Арчи
    и * = Постоянная цементации Ваксмана-Смитса
    А = Коэффициенты в различных уравнениях этой главы
    Б = Удельная катионная проводимость, [(1/Ом•м) / (мэкв/мл)]
    С = Коэффициент в различных уравнениях
    Д = Коэффициент в различных уравнениях
    Е = Коэффициент в различных уравнениях
    Ф = Фактор формирования Арчи
    Ф * = Фактор формирования Ваксмана-Смитса-Томаса
    F HCP = углеводородные поровые футы, л, фут [м]
    H гвк = высота над контактом газ/вода, L, фут [м]
    Н ОВК = высота над контактом углеводород/вода, L, фут [м]
    Н влк = высота над водомасляным контактом, L, фут [м]
    I Р = индекс удельного сопротивления
    Дж ( С Вт ) = Леверетт J -функция
    к = проницаемость, л 2 , мд [мкм 2 ]
    м = Показатель цементации Арчи
    м * = Показатель цементации Ваксмана-Смитса-Томаса
    м или = показатель двухводной цементации
    нет = Показатель степени насыщения Арчи
    п * = Показатель насыщения Ваксмана-Смитса-Томаса
    n или = показатель двойной водонасыщенности
    П с = капиллярное давление, м/л 2 , psi
    P CE = входное капиллярное давление, м/л 2 , psi
    Q v = катионообменная емкость общего ФВ, мэкв/мл
    р = коэффициент корреляции
    Р 0 = Удельное сопротивление породы при 100% водонасыщенности PV, Ом•м
    Р сд = Удельное сопротивление чистого песка, Ом•м
    Р ш = удельное сопротивление сланца, Ом•м
    Р т = истинное сопротивление незахваченного глубинного пласта, Ом•м
    Р Ш = Удельное сопротивление связанного рассола, Ом•м
    Р вб = Удельное сопротивление связанной глиной воды, Ом•м
    Р ВФ = Удельное сопротивление свободной пластовой воды, Ом•м
    Р хо = поверхностное микросопротивление зоны проникновения, Ом•м
    S г = газонасыщенность, %PV
    С или = нефтенасыщенность, %PV
    S или = остаточная нефтенасыщенность к вытеснению водой, %PV
    С С = водонасыщенность, %PV
    S вб = насыщенность глиносвязанной водой по общей пористости, %PV
    S туалет = насыщенность связанной водой, %PV
    S туалет = Водонасыщенность активной зоны, %PV
    С мы = водонасыщенность эффективной пористости, %PV
    S wsd = водонасыщенность песка, %PV
    S Вес = водонасыщенность от общей пористости, %PV
    В кл = содержание глины, %BV
    В HCP = поровый объем углеводородов, л 3 , фут 3 3 ]
    В ш = глинистость, %BV
    θ = Угол контакта, град.
    р б = объемная плотность пласта, м/л 3 , г/см 3
    ρ фл = плотность жидкости, м/л 3 , г/см 3
    ρ h = плотность углеводородов, м/л 3 , г/см 3
    ρ ma = плотность матрицы или зерна, м/л 3 , г/см 3
    ρ w = плотность воды, м/л 3 , г/см 3
    σ = межфазное натяжение, м/т 2 , дин/см
    ϕ = пористость, %BV
    ϕ с = пористость по керну, %BV
    ϕ кл = глина пористость, %BV
    ϕ e = эффективная пористость, %BV
    ϕ SD = песок пористость, %BV
    ϕ ш = сланцевая пористость, %BV
    ϕ т = общая пористость, %BV

    Каталожные номера

    1. 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 Принципы/применения интерпретации журнала. 1989. Хьюстон, Техас: Schlumberger.
    2. ↑ Таблицы интерпретации журналов. 2000. Шугар Лэнд, Техас: Schlumberger.
    3. 3.0 3.1 3.2 Маккой, Д.Д., младший, Х.Р.В., и Фишер, Т.Е. 1997. Изменения солености воды в водохранилищах рек Ивишак и Саг в заливе Прадхо. SPE Res Eng 12 (1): 37-44. SPE-28577-PA.http://dx.doi.org/10.2118/28577-PA.
    4. 4.0 4.1 4.2 4.3 4.4 Rathmell, J., Atkins, L.K., and Kralik, J.G. 1999. Применение исследований отбора керна и вскрытия с низким уровнем инвазии к планированию разработки коллектора на месторождении Виллано. Представлено на Латиноамериканской и Карибской нефтяной инженерной конференции, Каракас, Венесуэла, 21-23 апреля 1999 г. SPE-53718-MS. http://dx.doi.org/10.2118/53718-MS.
    5. 5.0 5.1 5.2 Rathmell, J.J., Bloys, J.B., Bulling, T.P. и другие. 1995. Буровой раствор на синтетической нефтяной основе с низким уровнем инвазии в газовом пласте Ячэн 13-1 для расчета газа в пласте. Представлено на Международной конференции по нефтяной инженерии, Пекин, Китай, 14-17 ноября 1995 г. SPE-29985-MS. http://dx.doi.org/10.2118/29985-MS.
    6. ↑ Барбер, Т. Д. 1985. Введение в инструмент двойной индукции Phasor. J Pet Technol 37 (9): 1699-1706. SPE-12049-PA. http://dx.doi.org/10.2118/12049-PA.
    7. Вудхаус, Р. и Уорнер, ХР Модели. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Даллас, Техас, 9-12 октября 2005 г. SPE--MS. http://dx.doi.org/10.2118/-MS.
    8. 8,0 8,1 8,2 8.3 Арчи, Г.Э. 1942. Каротаж удельного электрического сопротивления как помощь в определении некоторых характеристик коллектора. Транс. AIME 146 (1): 54-62. http://dx.doi.org/10.2118/4-G.
    9. 9,0 9,1 9,2 9,3 Пупон, А. и Лево, Дж. 1971. Оценка водонасыщенности глинистых формаций. Аналитик журналов 12 (4).
    10. ↑ Winsauer, W.O., Shearin H.M., Masson PH, and Williams M. 1952. Удельное сопротивление насыщенных рассолом песков по отношению к геометрии пор.Бык AAPG. 36 (2): 253-277.
    11. 11,0 11,1 11,2 11,3 Ваксман, М.Х. и Смитс, Л.Дж.М. 1968. Электропроводность нефтеносных глинистых песков. SPE J. 8 (2): 107–122. SPE-1863-PA. http://dx.doi.org/10.2118/1863-PA.
    12. 12,0 12,1 12,2 12,3 Ваксман, М.Х. и Томас, Э.К. 1974. Электропроводность глинистых песков-I. Соотношение между насыщенностью углеводородами и индексом удельного сопротивления; II.Температурный коэффициент электропроводности. J Pet Technol 26 (2): 213-225. SPE-4094-PA. http://dx.doi.org/10.2118/4094-PA.
    13. 13,0 13,1 13,2 13,3 Килан, Д.К. и МакГинли, округ Колумбия, 1979. Применение емкости катионного обмена в исследовании песка Шеннон в Вайоминге. Документ KK, представленный на ежегодном симпозиуме SPWLA 1979 г., июнь.
    14. 14,0 14,1 14,2 14,3 Юхас И.1979. Центральная роль Q v и солености пластовых вод в оценке глинистых пород. Аналитик журналов 20 (4).
    15. ↑ Хилл, Х.Дж., Ширли, О.Дж., и Клейн, Г.Е. 1979. Связанная вода в глинистых песках — ее связь с Q v и другими свойствами пласта. Аналитик журналов 20 (3): 3.
    16. ↑ Леверетт, М.К. 1941. Капиллярное поведение в пористых средах. Пер., AIME 142: 152.
    17. 17,0 17,1 Хесельдин Г.М. 1974. Метод усреднения кривых капиллярного давления.Лог Аналитик 4 (3).
    18. 18,0 18,1 Джонсон, А. 1987. Усредненные капиллярные данные проницаемости: дополнение к каротажному анализу в полевых исследованиях. Документ EE представлен на Ежегодном симпозиуме SPWLA 1987 года, Лондон, июнь.
    19. 19.0 19.1 19.2 Вудхаус, Р. 1998. Точная водонасыщенность пласта из бурового нефтяного керна: вопросы и ответы из Прадхо-Бей и других стран. Аналитик журналов 39 (3): 23.
    20. ↑ Ричардсон, Дж.Г., Гольштейн, Э.Д., Ратмелл, Дж.Дж. и другие. 1997. Валидация водонасыщенности керна на нефтяной основе в состоянии поставки из Прудхо-Бей. SPE Res Eng 12 (1): 31-36. SPE-28592-PA. http://dx.doi.org/10.2118/28592-PA.
    21. ↑ Доу, Б.А. и Мердок, Д.М. 1990. Слоистые пески: оценка точности интерпретации ГИС программой бурового раствора на нефтяной основе. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 23-26 сентября 1990 г. SPE-20542-MS. http://dx.doi.org/10.2118/20542-MS.
    22. ↑ Эгбога, Э.О. и Амар, З.Х.Б.Т. 1997. Точное определение начальной/остаточной насыщенности снижает неопределенность в дальнейшей разработке и управлении резервуаром на месторождении Дуланг на шельфе полуострова Малайзия. Представлено на Азиатско-тихоокеанской нефтегазовой конференции и выставке SPE, Куала-Лумпур, Малайзия, 14-16 апреля 1997 г. SPE-38024-MS. http://dx.doi.org/10.2118/38024-MS.
    23. ↑ Уортингтон, П.Ф. 1985. Эволюция концепций глинистых песков в оценке резервуаров. Аналитик журналов 23 (1).
    24. 24.0 24.1 24.2 Clavier, C., Coates, G., and Dumanoir, J. 1984. Теоретические и экспериментальные основы двухводной модели для интерпретации глинистых песков. SPE J. 24 (2): 153-168. SPE-6859-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6859-PA.
    25. 25,0 25,1 Бест, Д.Л., Гарднер, Дж.С., и Дюмануар, Дж.Л. 1979. Компьютеризированный каротаж на буровой площадке. Документ Z, представленный на ежегодном симпозиуме SPWLA 1979 года.
    26. ↑ Хафф, Г.F. 1987. Поправка на влияние измельчения на катионообменную способность бедных глиной песчаников. SPE Form Eval 2 (3): 338-344. SPE-14877-PA. http://dx.doi.org/10.2118/14877-PA.
    27. ↑ Брайант, В. Т. и Роберт Б. Трумэн, И. 2002. Надлежащий петрофизический анализ на основе керна удваивает размер месторождения Ха’пи. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Сан-Антонио, Техас, 29 сентября – 2 октября 2002 г. SPE-77638-MS. http://dx.doi.org/10.2118/77638-MS.
    28. ↑ Основы свойств горных пород.2002. Абердин: Core Laboratories UK Ltd.
    29. 29,0 29,1 29,2 Гольштейн, Э.Д. и Уорнер, Дж., Х.Р. 1994. Обзор определения водонасыщенности водохранилища Ивишак (Садлерочит), месторождение Прадхо-Бей. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 25-28 сентября 1994 г. SPE-28573-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28573-MS.
    30. ↑ Кац, Д.Л. и Фироозабади, А. 1978. Прогнозирование фазового поведения систем конденсат/сырая нефть с использованием коэффициентов взаимодействия метана.J Pet Technol 30 (11): 1649–1655. SPE-6721-PA. http://dx.doi.org/10.2118/6721-PA.
    31. 31.0 31.1 Харрисон, Б. и Цзин, X.Д. 2001. Методы высоты насыщения и их влияние на оценки объемного содержания углеводородов в пласте. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 30 сентября – 3 октября 2001 г. SPE-71326-MS. http://dx.doi.org/10.2118/71326-MS.
    32. 32,0 32,1 Ричардсон, Дж.Г. и Гольштейн, Э.D. 1994. Сравнение водонасыщенности по измерениям капиллярного давления с данными керна бурового раствора на нефтяной основе, водохранилище Ивишак (Садлерочит), месторождение Прадхо-Бей. Представлено на Ежегодной технической конференции и выставке SPE, Новый Орлеан, Луизиана, 25-28 сентября 1994 г. SPE-28593-MS. http://dx.doi.org/10.2118/28593-MS.
    33. 33,0 33,1 Маккой, Д.Д. и Grieves, W.A. 1997. Использование каротажа удельного сопротивления для расчета водонасыщенности в заливе Прадхо. SPE Res Eng 12 (1): 45-51.SPE-28578-PA. http://dx.doi.org/10.2118/28578-PA.
    34. ↑ Lucia, FJ 2000. Водохранилища Сан-Андрес и Грейбург. Представлено на конференции SPE по добыче нефти и газа в Пермском бассейне, Мидленд, Техас, 21-23 марта 2000 г. SPE-59691-MS. http://dx.doi.org/10.2118/59691-MS.
    35. ↑ Тай, Б.Н., Хсу, К.Ф., Бергерсен, Б.М. и другие. 2000. Денверская программа уплотняющего бурения и реконфигурации схемы. Представлено на конференции SPE по добыче нефти и газа в Пермском бассейне, Мидленд, Техас, 21-23 марта 2000 г.SPE-59548-MS. http://dx.doi.org/10.2118/59548-MS.

    Примечательные статьи в OnePetro

    Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые обязательно должен прочитать читатель, желающий узнать больше.

    Внешние ссылки

    Используйте этот раздел для размещения ссылок на соответствующие материалы на веб-сайтах, отличных от PetroWiki и OnePetro.

    См. также

    Оценка насыщенности

    Интерпретация каротажных диаграмм

    Каротаж в глинистых породах

    Определение проницаемости

    Источники петрофизических данных

    Тематические исследования по петрофизическому анализу

    Петрофизика

    PEH: Петрофизика

    PEH:Petrophysical_Applications

    Среднее водонасыщение – обзор

    12-1.

    Найдите следующие значения для примера, показанного на рис. 12.2: удельный расход воды на фронте паводка f wf , водонасыщенность на фронте паводка S wf и средняя водонасыщенность за паводком передний S wbt .

    12-2.

    Рассмотрим следующую таблицу относительной проницаемости по нефти и воде.

    от 0,001 0,0000
    S W K RW K ROW
    0.30 0.000 1,000
    0,35 0,010 0,590
    0,40 0,020 0,320
    0,45 0,034 0,180
    0,50 0,046 0.080
    0.55 0.068 0.030
    0,60136 0,60 0,128 0,010
    0.65 0.166
    0,70 0,200 0,0001
    0,80 0,240

    В 3014.7 фунтов на квадратный дюйм, вязкость масла = 0,594 сП и вода вязкость = 0,503. Рассчитайте и постройте фракционный расход воды.

    12-3.

    Найдите следующие значения для данных в упражнении 12-2: относительный расход воды на фронте паводка f wf , водонасыщенность на фронте паводка S wf и средняя водонасыщенность за фронт паводка S wbt .

    12-4.

    Найдите отношение подвижности воды к нефти для данных в упражнении 12-2. Является ли соотношение мобильности благоприятным или неблагоприятным?

    12-5.

    Наклон главной касательной для данных в упражнении 12-2 равен 3,145. Предположим, что скорость закачки воды составляет 400 баррелей в сутки, расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами составляет 300 футов, площадь поперечного сечения составляет 40 000 футов 90 239 2 90 240 , а пористость составляет 15 процентов. Оцените время до прорыва воды в добывающую компанию по уравнению.(12.3.1). Примем объемный коэффициент водного пласта равным 1,01 RB/STB.

    12-6.

    Покажите, что уравнение (12.4.8) является решением уравнения. (12.4.2).

    12-7.

    Определите скорость роста пальцев наводнения единичной подвижности в горизонтальной среде, используя уравнение (12.4.14). Подсказка: Установите M = 1 в уравнении. (12.4.14) и упростить.

    12-8.

    Объясните, почему условие коэффициента подвижности M < 1 считается «благоприятным» для вытесняющего наводнения, используя уравнение(12.5.45).

    12-9.

    Скопируйте файл VFILL1_HM.DAT в ITEMP.DAT и запустите IFLO, дважды щелкнув файл IFLO.EXE на жестком диске. Выберите опцию «Y», чтобы записать результаты выполнения в файлы. Когда программа завершится, она напечатает «STOP». Закройте окно ИФЛО. Вам не нужно сохранять изменения. Скопируйте файл ITEMP.ROF в VFILL1_HM.ROF и скопируйте ITEMP.ARR в VFILL1_HM.ARR. Откройте файл VFILL1_HM.ROF с помощью текстового редактора. Найдите в файле НАЧАЛЬНЫЕ ОБЪЕМЫ ЖИДКОСТИ.

    (a)

    Сколько масла изначально залито?

    (b)

    Какое количество воды находится изначально?

    (c)

    Какое количество газа изначально имеется?

    (d)

    Сколько газа находится в свободной газовой фазе?

    12-10.

    Запустите программу визуализации 3DVIEW и загрузите файл VFILL1_HM.ARR, созданный в упражнении 12-9. Чтобы загрузить файл после открытия 3DVIEW, нажмите кнопку «Файл» и выберите «Открыть файл массива». Выберите файл с именем «VFILL1_HM.ARR» и нажмите кнопку «ОК». Выберите атрибут нефтенасыщенности в начале прогона. Чтобы выбрать этот атрибут, нажмите кнопку «Модель» и выберите «Выбрать активный атрибут». Из списка опций выберите «SO» для нефтенасыщенности. Вы смотрите в сторону водохранилища.Чтобы увидеть верхнюю часть резервуара, поместите курсор в черное поле рядом с отображением резервуара, нажмите и удерживайте левую кнопку мыши и потяните мышь на себя. Вы должны увидеть, как изображение резервуара вращается. Продолжайте вращать, пока не увидите верхнюю часть резервуара. Нарисуйте изображение и укажите, какая часть изображения представляет резервуар.

    Основы течения жидкости в пористых средах

    Основы течения жидкости в пористых средах

     

    Глава 2

    Считается, что в большинстве нефтяных пластов пласт был полностью насыщен водой перед миграцией нефти и захватом пласта.Считается, что менее плотные углеводороды мигрируют в положения гидростатического и динамического равновесия, вытесняя исходную воду. Нефть не вытеснит всю воду, изначально занявшую эти поры. Таким образом, породы-коллекторы обычно содержат как углеводороды, так и воду (часто называемую связанной водой или поровой водой). Насыщенность определяется как доля или процент порового объема, занятого конкретной жидкостью (нефтью, газом или водой). Это свойство математически выражается следующим соотношением:

    Все значения насыщенности основаны на поровом объеме, а не на общем объеме коллектора.Насыщенность каждой отдельной фазы колеблется от нуля до 100 процентов. По определению сумма насыщенностей равна 100%, поэтому

    S или + S w + S г

    Водонасыщенность связанной (интерстициальной) водой Swc важна прежде всего потому, что она уменьшает количество доступного пространства между нефтью и газом. Как правило, он неравномерно распределен по резервуару, а изменяется в зависимости от проницаемости, литологии и высоты над уровнем свободных вод.Другая интересующая конкретная фаза насыщения называется критической насыщенностью и связана с каждым пластовым флюидом. Определение и значение критического насыщения для каждой фазы описаны ниже.

    Критическая нефтенасыщенность, S oc
    Чтобы масляная фаза могла течь, насыщенность нефти должна превышать определенное значение, называемое критической нефтенасыщенностью. При этом конкретном насыщении нефть остается в порах и практически не течет.

    Остаточная нефтенасыщенность, S или
    В процессе вытеснения системы сырой нефти из пористых сред закачкой (или вторжением) воды или газа останется некоторое количество остаточной нефти, которая количественно характеризуется насыщением значение, превышающее критическое значение нефтенасыщенности . Это значение насыщения называется остаточной нефтенасыщенностью , S или . Термин «остаточное насыщение» обычно ассоциируется с несмачивающей фазой, когда она вытесняется смачивающей фазой.

    Насыщенность подвижной нефтью, S om
    Насыщенность подвижной нефтью Сом представляет собой другую интересующую нас насыщенность и определяется как доля порового объема, занятая подвижной нефтью, выраженная следующим уравнением:

    S ом = 1 – S wc – S oc

    Критическая газонасыщенность, S gc
    Когда пластовое давление падает ниже давления насыщения, газ выделяется из нефтяной фазы, и, следовательно, газонасыщенность увеличивается по мере снижения пластового давления.Газовая фаза остается неподвижной до тех пор, пока ее насыщение не превысит определенное насыщение, называемое критической газонасыщенностью, выше которого газ начинает двигаться.

    Критическая водонасыщенность, S wc
    Критическая водонасыщенность, связанная водонасыщенность и неснижаемая водонасыщенность широко используются взаимозаменяемо для определения максимальной водонасыщенности, при которой водная фаза остается неподвижной.

    Произошла ошибка при настройке пользовательского файла cookie

    Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности.Если ваш браузер не принимает файлы cookie, вы не можете просматривать этот сайт.


    Настройка браузера на прием файлов cookie

    Существует множество причин, по которым файл cookie не может быть установлен правильно. Ниже приведены наиболее распространенные причины:

    • В вашем браузере отключены файлы cookie. Вам необходимо сбросить настройки браузера, чтобы принять файлы cookie, или спросить вас, хотите ли вы принимать файлы cookie.
    • Ваш браузер спрашивает, хотите ли вы принимать файлы cookie, и вы отказались.Чтобы принять файлы cookie с этого сайта, нажмите кнопку «Назад» и примите файл cookie.
    • Ваш браузер не поддерживает файлы cookie. Попробуйте другой браузер, если вы подозреваете это.
    • Дата на вашем компьютере в прошлом. Если часы вашего компьютера показывают дату до 1 января 1970 г., браузер автоматически забудет файл cookie. Чтобы это исправить, установите правильное время и дату на своем компьютере.
    • Вы установили приложение, которое отслеживает или блокирует установку файлов cookie.Вы должны отключить приложение при входе в систему или проконсультироваться с системным администратором.

    Почему этому сайту требуются файлы cookie?

    Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности, запоминая, что вы вошли в систему, когда переходите со страницы на страницу. Предоставить доступ без файлов cookie потребует от сайта создания нового сеанса для каждой посещаемой вами страницы, что замедляет работу системы до неприемлемого уровня.


    Что сохраняется в файле cookie?

    Этот сайт не хранит ничего, кроме автоматически сгенерированного идентификатора сеанса в файле cookie; никакая другая информация не фиксируется.

    Как правило, в файле cookie может храниться только та информация, которую вы предоставляете, или выбор, который вы делаете при посещении веб-сайта. Например, сайт не может определить ваше имя электронной почты, если вы не решите ввести его. Разрешение веб-сайту создавать файлы cookie не дает этому или любому другому сайту доступ к остальной части вашего компьютера, и только сайт, создавший файл cookie, может его прочитать.

    Предлагаемое решение для определения водонасыщенности: использование смоделированного уравнения

    Модели глинистого песка будут рассмотрены и рассмотрены в этом исследовании как предпосылка, в которую была модифицирована модель Арчи.{2}$$

    (2)

    где R t истинное сопротивление пласта; R w , удельное сопротивление пластовой воды; S w , водонасыщение; α , сланцевый термин; β , термин из песчаника.

    Симанду в своем эксперименте 1963 года изучал «однородные смеси отсортированного песка и природной глины в различных пропорциях». Это было сделано для того, чтобы изучить объемные эффекты уменьшения объемов глины на проводимость скелета породы и общую насыщенность водой в коллекторе.{2} }}{{FR_{\text{w}} }} + \frac{{V_{\text{sh}} \varepsilon}}{{R_{\text{sh}} }} .$$

    (3)

    С термином сланца, зависящим от V ш (объем сланца) и R ш (удельное сопротивление сланца). Уравнение Симанду позже было изменено Бардоном и Пидом (1969), включив водонасыщенность в сланцевый член исходного уравнения Симанду, которое превратило уравнение.{2}}}{{FR _{\text{w }} }} + \frac{{V_{\text{sh}} *S_{\text{w}} }}{{R_{\text{sh}} }}$$

    (4)

    Ниже приведены некоторые заметные недостатки уравнения Симанду (Herrick and Kennedy 2009).

    Симанду провел измерения только на четырех синтетических образцах с использованием одного типа глины (монтмориллонит), и используемые образцы имели постоянное значение пористости. Другие исследователи продемонстрировали, что сланцевый эффект \((\alpha = \frac{{V_{\text{sh}} }}{{R_{\text{sh}} }})\) не применяется к условиям вкрапленных сланцев. . Модель Симанду приводит к оптимистичным результатам, когда пористость составляет менее 20%, и поэтому на нее нельзя полагаться в ситуациях с низкой пористостью. Первые члены уравнений Симанду не показывают объемного баланса между объемом песчаника и объемами глины, а отсутствие фактора глинообразования в члене глины делает поправку на влияние глины по уравнению Симанду слишком большой и, следовательно, уменьшает расчет водонасыщенности.{2} }}{{F\left( {1 — V_{\text{sh}}} \right)R_{\text{w}}}} + \frac{{V_{\text{sh}}} }{{R_{\text{sh}} }}S_{\text{w}}$$

    (5)

    Аргумент состоял в том, что первоначальное уравнение Симанду полностью исключало возможность наличия сланца в пределах чистых слоев песчаника. Эта модификация была сделана компанией Schlumbeger в их статье как грубый способ калибровки своего оборудования без какой-либо реальной физической основы для этого добавления. Это был их способ исправления ошибок, включенных в уравнение Симанду, когда фактор удельного сопротивления глины не учитывался в термине сланца (Schlumberger 1989).

    Впервые термин 1 −  V sh был использован Poupon et al. (1954), который был основан на объемном балансе между объемом присутствующего сланца и объемом глины, присутствующей в коллекторе. С его помощью определяли объем водонасыщенности в тонкослоистых песках и сланцах. В основном предполагается, что проводимость конкретной среды основана на ее размере и проводящем материале в ее порах (уравнение 6).{n}}}{{FR_{\text{w}}}} + \frac{{V_{\text{sh}}}}{{R_{\text {sh}} }}$$

    (6)

    Уравнение Индонезии

    Пупон и Лево (1971) вывели индонезийское уравнение, чтобы учесть высокое содержание сланцевых и пресноводных пластов, которое обычно встречается в резервуарах Индонезии.{n/2}$$

    (7)

    где V глина объем сланца; R t , истинное сопротивление пласта; R w , удельное сопротивление пластовой воды; a , извилистость, ϕ , пористость; S w , водонасыщенность

    $$d = 1 — \frac{{V_{\text{sh}} }}{2}$$

    Уравнение Ваксмана-Смитса

    Ваксман-Смитс предложил модель, основанную на понимании того, что в резервуаре присутствует «одна» вода (насыщающий рассол) (Ваксман и Смитс, 1968).{*}\) – коэффициент формирования глинистых песков; Q v эффективная концентрация противоионов глины; B , эквивалентная проводимость противоионов глины.

    Основные допущения модели Ваксмана-Смитса относительно формирования глины и ее свойств следующие: обменных глинистых противоионов на единицу объема порового пространства).Константу пропорциональности в этом отношении обозначили как B, которая определяется как эквивалентная проводимость противоионов глины. Уравнение Ваксмана-Смитса предполагает, что «электрический ток переносится противоионами глины, который движется по тем же извилистым путям, что и ток, приписываемый ионам в поровой воде» (Ваксман и Смитс, 1968).

    Второе допущение модели Ваксмана-Смитса является основной причиной того, что член F * повторяется как в члене удельного сопротивления песчаника, так и в члене удельного сопротивления сланца.Таким образом, сланцы и песчаники имеют один и тот же коэффициент удельного сопротивления пласта (Herrick and Kennedy 2009).

    Эта модель послужила основой для широко используемой двухводной модели. Уравнение Ваксмана-Смитса часто используется в качестве стандарта по сравнению с другими методами из-за его высокой экспериментальной поддержки, но определение CEC (емкость катионного обмена) требует много времени, и это является основным ограничением модели Ваксмана-Смитса. .

    Двухводная модель

    В двухводной модели предполагается, что влияние глинистых минералов на удельное сопротивление пород-коллекторов обусловлено наличием в пласте двух вод: свободной воды в поровых пространствах порода-коллектор и связанная вода в глинистой матрице (Clavier et al.1977). Двухводная модель была разработана с основной целью учета проводимости, происходящей в объеме на поверхности глинистого минерала. Идея заключалась в том, чтобы учесть проводимость, возникающую вблизи и внутри двойного слоя, и проводимость, возникающую в слое, свободном от влияния глины. Хотя двухводная модель была разработана с целью модификации модели Ваксмана-Смитса для водонасыщенности, она содержит в себе предпосылку о том, что геометрия проводимости свободной воды и противоионов глины одинакова (Херрик и Кеннеди, 2009).{n} }}{{F_{\text{o}}}}\left[ {\frac{1}{{R_{\text{w}}}} + \frac{{V_{\text{Q} } Q _ {\ text {V}} } {{S_ {{{\ text {w}} _ {\ text {T}} }} }} \ left ( {\ frac {1} {{R _ {\ text {cw}} }} — \frac{1}{{R_{\text{w}} }}} \right)} \right]$$

    (9)

    где R cw – удельное сопротивление связанной воды; R w , удельное сопротивление свободной воды.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован.