Преображенского метод

Методы определения пористости горных пород

Преображенского метод

Для определения полной (абсолютной) пористости образца горной породы, исходя из формулы (1.3.2), необходимо знать объем пор и объем образца. Для определения объема образца существует несколько различных способов:

1) Метод парафинизации. Предварительно взвешенный образец покрывают тонкой пленкой расплавленного парафина за 1-2 секунды, чтобы парафин не проник в поры и сразу застыл.

Затем взвешивают образец с оболочкой и определяют его объем погружением в жидкость и вычитают объем оболочки, учитывая удельный вес (или плотность) парафина.

Достоинством метода является возможность его использования для определения объема образцов рыхлых пород, однако, он очень трудоемок и не повышает точности измерений коэффициента пористости.

2) Метод вытеснения. При использовании этого метода образец погружают в жидкость, не проникающую в его поры (чаще всего имеют в виду ртуть) и таким образом определяют объем образца.

Недостатком метода является то, что способ применим только к сильно сцементированным кернам (иначе при погружении в ртуть часть зерен может отпасть), а также невозможность учета прилипших к поверхности образца пузырьков воздуха из-за непрозрачности ртути. Кроме того, ртуть токсична.

3) Геометрический метод. Измерение геометрических размеров образцов проводят лишь для специально выточенных кернов идеальной формы без сколов зерен.

4) Метод Преображенского. Наиболее часто используемый метод, заключающийся в насыщении образца жидкостью (чаще керосином или водой) и определения его объема погружением в ту же жидкость.

Методы измерения объема пор образца горной породы определяются видом пористости.

1) Метод Мельчера измерения полной пористости. При определении полной (абсолютной) пористости горной породы исходят из того, что масса проэкстрагированного и высушенного образца породы есть величина постоянная до и после его дробления. Выразим объем твердой части образца породы через Vтв, тогда выражение для полной пористости примет вид:

, (1.3.9)

где rобр и rтв – плотность образца и его твердой части (скелета или зерен).

Таким образом, полная пористость образца горной породы может быть определена, если известны плотность образца в целом и плотность слагающих его частиц.

При определении объема образца для расчета его плотности используют метод парафинизации.

После чего образец очищают от парафина, измельчают и определяют плотность измельченной твердой части путем взвешивания и погружения в жидкость.

В ряде случаев использую два образца: один парафинизируют, другой измельчают для определения плотности. Для измерений могут использоваться специальные пикнометры-порозиметры (рис. 1.3.6).

Порозиметр состоит из градуорованной трубки, имеющей на одном конце камеру, а на другом – расширение, притертое к стаканчику. При этом объем стаканчика до начала шкалы равен объему камеры до конца шкалы. До измерения объема образца его насыщают керосином в вакуумной установке (рис. 1.3.7).

В порозиметр наливают керосин, плотно закрывают стаканчиком, переворачивают и проводят отсчет.

Затем переворачивают в первоначальное положение, снимают стаканчик, помещают в колбунасыщенный и поверхностно осушенный образец, плотно закрывают стаканчиком, прибор переворачивают и проводят второй отсчет.

Разность отсчетов равна объему образца. Второй кусочек тщательно измельчают и аналогичным образом определяют объем получившегося порошка.

2) Методом насыщения по Преображенскому определяют открытую пористость (см. дополнительный материал к Главе 3 Приложения). Экстрагированный и высушенный образец взвешивают (вес Р). Затем образец насыщается под вакуумом жидкостью (керосином или водой). Насыщенный образец вынимают, освобождают от избытка жидкости, взвешивают в воздухе (вес Рк).

Рис. 1.3.6. Порозиметр: 1-стаканчик, 2-расширение, 3-камера. Рис. 1.3.7. Вакуумная установка: 1 – вакуумметр, 2 – делительная воронка, 3 – кран, 4 – склянка Тищенко, 5 – колба Бунзена

Разность весов насыщенного и сухого образцов, деленная на удельный вес керосина дает объем пор:

.

Далее насыщенный образец взвешивают в керосине (Ркк).

Разность весов насыщенного образца в воздухе и в керосине, деленная на удельный вес керосина, дает его объем:

Отношение Vn и Vобр определяет коэффициент пористости насыщения:

Из полученной формулы видно, что коэффициент пористости не зависит от удельного веса жидкости. В крупнозернистых и особенно слабосцементированных песчаниках коэффициенты абсолютной пористости и пористости насыщения почти совпадают. Метод Преображенского широко применяется для сцементированных пород.

3) Более точное определение открытой пористости можно получить методом насыщения сухого образца не адсорбирующимся на поверхности частиц газом (азотом). Пусть образец насыщен газом при давлении Р1, а выпущен при снижении до давления Р2. Считая газ идеальным, запишем уравнения материального баланса:

и .

Здесь и – масса газа в поровом пространстве образца при давлении Р1 и Р2, соответственно, и – значение плотности газа при этих давлениях, и – объем газа в образце при насыщении и после того, как часть газа была выпущена из образца при понижении давления. Объем выпущенного из образца газа можно измерить (например, газовым счетчиком). Тогда , откуда легко найти объем пор, а зная объем образца и коэффициент открытой пористости:

.

4) Для определения эффективной пористости после насыщения образца керосином, последний удаляют на капиллярной установке (при этом объемом пленки, покрывающей частицы в образце, пренебрегают).

5) Для определения динамической пористости используют не экстрагированные образцы, которые продувают воздухом или азотом при градиенте давления порядка 0,05МПа/см для удаления подвижной части жидкости.

6) Пористость образца можно представить в виде отношения площади пор к площади всего образца в каком–либо сечении (просветностью).

В этом случае пористость оценивается методами, основанными на измерении площадей под микроскопом или определении соотношения этих площадей по фотографиям.

Для контрастности при изучении степени взаимосвязанности пор последние иногда заполняются окрашенным воском или пластиками.

При выборе методов измерения пористости необходимо учитывать особенности и свойства коллектора. При оценке пористости пород газовых коллекторов, открытую пористость следует измерять газометрическим способом с помощью газовых порозиметров. В случае сыпучих пород можно воспользоваться формулой, предложенной Б.Ф. Ремневым:

,

где mc –пористость породы после разрушения.

Источник: //studopedia.su/13_155141_metodi-opredeleniya-poristosti-gornih-porod.html

Пористость пород

Преображенского метод

Пористость горной породы – это наличие в ней незаполненных твердым веществом пор. Емкостные свойства пород–коллекторов обусловлены наличием в них пустотного пространства, способного заполняться нефтью, газом или водой.

Пустоты бывают трех видов: поры, каверны и трещины. Соответственно и коллекторы образуют три основных типа: поровый, каверновый и трещинный, а также различные сочетания этих типов. Различают полную (абсолютную) и открытую пористость.

Полная и открытая пористость

Полная пористость – это объем всех пор, находящихся в горной породе.

Открытая пористость – это объем пор, сообщающихся между  cобой. Количественно та и другая пористость выражается коэффициентом пористости, который представляет собой отношение объема пор к объему образца породы:

Поры в пемзе

коэффициент полной пористости равен:

коэффициент открытой пористости равен:

где Кп.п. и Ко.п. – соответственно коэффициенты полной и открытой пористости;

Vп.п. и Vо.п. — объем полной, открытой пористости, м3;

Vобр. – объем образца породы, м33.

Коэффициент пористости измеряется в долях единицы (например, Кп=0,15) или в процентах (Кп=15 %).

В нефтегазопромысловой геологии более важен коэффициент открытой пористости, т.к. он характеризует объем углеводородов, содержащийся в породе. На практике коэффициент открытой пористости определяется в лабораторных условиях по методу Преображенского или по данным геофизических исследований в скважине (ГИС).

Метод Преображенского основан на насыщении пористого образца керосином под вакуумом. Определив объем керосина, заполнившего поры, и объем всего образца, получим возможность расчета коэффициента открытой пористости.

Виды порового пространства и каналов

По величине поровых каналов пористость условно подразделяется на три группы:

  1. Сверхкапиллярные – диаметр 2 – 0,5 мм;
  2. Капиллярные – диаметр 0,5 – 0,0002 мм;
  3. Субкапиллярные – диаметр менее 0,0002 мм.

По крупным (сверхкапиллярным) порам движения нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным – при значительном участии капиллярных сил.

Субкапиллярные каналы, независимо от величины пористости практически непроницаемы (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).

Открытая пористость коллекторов на практике изменяется в широких пределах – от нескольких процентов до 35 %, в большинстве случаев она изменяется от 6 – 8 до 25 %. Пограничные значения пористости между коллектором и неколлектором лежат в пределах 4 – 6 %.

На величину пористости влияет взаимное расположение зерен. Возможное расположение частиц в песчаной породе показано на рисунках 1, 2.

  Рисунок 1 – Возможное расположение частиц в песчаной породе.

Наименее плотная укладка зерен:

                                                                                                          а                                            б

 а — наиболее плотная мягкая укладка зерен; б — менее плотная укладка.

Рисунок 2 – Возможное расположение частиц в песчаной породе

В первом случае теоретическая величина пористости составляет 47,6 %, во втором – 25,9 %. Величина пористости не зависит от размера составляющих пород зерен. Виды пористого пространства пород представлены на рисунке 3.

а – хорошо окатанный и отсортированный песок с высокой пористостью; б – плохо отсортированный песок с низкой пористостью; в – хорошо отсортированная порода, зерна которой также пористы; г – хорошо отсортированная порода, пористость которой уменьшена отложениями минерального вещества в пространстве между зернами; д – поровое пространство трещиноватых известняков, частично расширенное растворением; е – порода, ставшая пористой вследствие возникновения трещин.

Рисунок 3 – Виды порового пространства пород (по В.Д. Ломтадзе)

Кавернозность и трещиноватость пород

Кавернозность характерна для карбонатных пород, подверженных растворению. Каверны от пор отличаются лишь размерами. Принято к кавернам относить пустоты с размерами не менее 2 мм, т.е. более чем размер сверхкапиллярных пор. Коэффициент полной кавернозности и открытой кавернозности определяется аналогично коэффициентам пористости.

Трещиноватость горных пород обусловлена наличием трещин, не заполненных твердым веществом. Трещиноватостью обладают в основном плотные, крепкие, низкопоровые хрупкие породы. Наличие в такой породе разветвленной системы трещин обеспечивает коллекторскую емкость.

Трещинную емкость можно определить в шлифе под микроскопом по формуле:

где Кт – трещинная емкость, см3;

b – раскрытость трещин в шлифе, т.е. расстояние между стенками трещины, см;

l – суммарная протяженность всех трещин в шлифе;

F – площадь шлифа, см2.

По степени раскрытости трещин выделяются макротрещины, видимые невооруженным глазом с раскрытостью более 0,1 мм, и микротрещины, различимые лишь в шлифах под микроскопом с раскрытостью менее 0,1 мм. Трещинный тип коллектора в чистом виде встречается редко.

Как правило, микротрещинные участки породы имеют дополнительную емкость за счет пористости и кавернозности.

На практике коллектора делят на поровые, каверновые, трещинные и смешанного типа: трещинно – поровые, трещинно – каверновые, трещинно – порово – каверновые, каверно – поровые и др.

Источник: //www.geolib.net/oilgasgeology/poristost-porod.html

Курсовая работа: Методы измерения пористости горных пород

Преображенского метод

Федеральное агентство по образованию

Тюменский государственный нефтегазовый университет

КАФЕДРА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Курсовая работа

по предмету

«Физика пласта»

Тема: «Методы измерения пористости горных пород»

Выполнил:

Студент гр. НР-05-2

Грицюк С.С.

Проверила:

Листак М.В.

Тюмень 2008 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………..…..стр.3

ПОРИСТОСТЬ И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД………………………………………………………………………….……………стр.5

ВИДЫ ПОРИСТОСТИ……….…………….………………………………………………………стр.12

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЯ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД…………………………………………….……………………………………….стр. 14

4.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД………………………………………………………………………………………………………………стр.18

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………….стр.21

Введение

Физика нефтяного и газового пласта — это наука, изучающая свойства природных коллекторов и насыщающих их углеводородных систем, воды и газов, а также процессы, связанные с их взаимодей­ствием. Она является основой для понимания процессов, происходящих в нефтяных и газовых пластах, для разработки методов повышения нефтегазоотдачи залежей, улучшения эффективности эксплуатации месторождений.

Традиционно в курсе физики нефтяного и газового пласта изучаются коллекторские, механические и тепловые свойства горных пород, закономерности фильтрации жидкостей и газов, состав и фи­зические свойства воды, нефти, газа и конденсата, фазовые состояния углеводородных систем, поверхностно-молекулярные свойства пла­стовых смесей, а также процессы, связанные с вытеснением нефти и газа из пористых сред. Развитие этой отрасли науки и полученные в последнее время результаты показали, что такой «описательный» подход оказывается недостаточным. Это стало понятным при анализе протекающих в пластах процессов с позиций синергетики —молодой науки о самоорганизации сложных систем, возраст которой всего около двух десятков лет.

Синергетический анализ показывает, что поведение систем опре­деляется не только их составом и свойствами. Под влиянием внешних воздействий могут возникать новые, порой неожиданные структуры, упорядоченные состояния.

Разработка и эксплуатация залежей нефти и газа связана фильтрацией огромных масс жидкостей и газов в коллекторах к забоям добывающих скважин.

Закономерности распределения пластовых флюидов в статическом состоянии до процесса нефтеизвлечения в объемах резервуаров определяют начальные запасы их в месторождении, которые контролируются емкостными параметрами пластовой системы.

Изучение фильтрационных свойств коллекторов и их изменений в процессе эксплуатации залежей позволяет оценивать продуктивность отдельных скважин и залежи в целом, как на стадии ввода месторождения в разработку, так и на стадии доизвлечения остаточных запасов углеводородов на экономически рентабильном уровне нефтегазоизвлечения.

Важное место при этом имеет физика и физикохимия процессов вытеснения нефти и газа из пористых и пористо – трещиноватых сред.

Следует отметить, что физика пласта как отрасль науки о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях имеет уже 50 – летнюю историю. Впервые курс физики нефтяного пласта был прочитан М.М.

Кусаковым для студентов Московского нефтяного института в 1948 г. Базой для построения данного курса и дальнейшего развития его явились результаты исследований многих отечественных и зарубежных ученых: Л.Г.Гурвича, П.А.

Ребиндера, Б.В. Дерягина, Г.А. Бабаляна и др.

2. ПОРИСТОСТЬ И УДЕЛЬНАЯ ПОВЕРХНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Под пористостью породы понимают наличие в ней пустот. Различают общую, открытую и закрытую пористости. Общая пористость это весь объем пустот в породе, открытая — объем связных поровых каналов, по которым может фильтроваться жидкость или газ. Соответственно, закрытая пористость — это объем изолированных пустот. Очевидно, что общая пористость есть сумма открытой и закрытой.

Для количественной характеристики пористости используется ко­эффициент пористости, равный отношению объема пустот образца породы к объему всего образца

m = Vпор /Vобр

Для оценки коэффициента пористости несцементированных по­ристых сред используется модель фиктивного грунта, представляю­щая грунт в виде набора шариков одинакового диаметра. Очевид­но, что пористость зависит только от конфигурации шаров. Разли­чают два вида расположения шаров фиктивного грунта (рис 1.1): тесное и свободное. Угол изменяется в пределах 600 .

а б

Рис. 1.1.

Слихтер показал, что пористость т связана с углом соотношением

Из этой формулы следует, что пористость фиктивного грунта m при изменении угла от 60 до 90° меняется от 0,259 до 0,476.

В реальных условиях на пористость нефтеводогазосодержащих пород влияют несколько факторов: размер и форма зерен породы, их расположение, распределение частиц по размерам, процессы цемен­тации, растворения и отложения солей, разрушения минералов и др.

Обычно пористость реальных пород не превышает 20—25% (у песков и песчаников). У глин она может достигать 50% и более, у извест­няков — еще большее значение.

Наряду с пористостью используется еще одна характеристика пористой среды — просветность. Если взять поперечное сечение керна, то под просветностью понимается отношение площади пустот к общей площади поперечного сечения керна, т. е.

Нетрудно показать взаимосвязь пористости и пористости, ум­ножив числитель и знаменатель правой части предыдущей формулы на длину керна L:

Особо важное значение имеет зависимость пористости от дав­ления. Установлено, что с повышением пластового давления по­ристость возрастает. Причем, если пористая среда обладает плас­тическими свойствами, то изменения пористости могут иметь не­обратимый, гистерезисный характер.

Пористость — это основной параметр при подсчете запасов нефти или природного газа в залежи.

Наиболее простым способом определения открытой пористости образца породы является объемный метод. Образец породы насыщают газом, который йе сорбируется породой, например азотом или воздухом.

В образце породы создается некоторое давление />t . Послеустановления в системе равновесия производят выпуск газа из по­роды, при этом давление снижается до атмосферного р0 .

Затем с помощью газового счетчика замеряют объем газа V, вышедшего из образца.

Запишем уравнение материального баланса для начального и ко­нечного состояний:

(1.1)

где Vnop — поровый объем образца; z1, z0 —- коэффициент сжимаемости, соответственно, при давлении р 1 и р0 ; р 0 — плотность газа при стандартных условиях; V1 , V0 — объем газа в образце, соответственно, при давлении p1 и р0 .

Учитывая, что Vпор — тVобр , где Vобр — геометрический объем образца, v=v1 v2 , и вычитая из первого уравнения системы (1.1) второе, получаем

откуда и определяем пористость т.

Внутреннюю структуру пористого пространства изучают на основе результатов исследований сечений кернов, отбираемых в скважине из данного пласта. Восстановление внутреннего строения породы по ее.

поверхностным свойствам является единственно возможным, по­скольку материал породы коллектора непрозрачен.

Такое восстанов­ление основано на методах одной из отраслей прикладной математи­ки—стереологии — науки, рассматривающей исследования трехмерной структуры тел, когда известны только их сечения или проекции на плоскость.

. Применение стереологических методов позволяет оценивать такие параметры, как удельная поверхность, извилистость и т. д. Для уяснения основных положений стереологических. методов обратимся к рис. 1.2, на котором изображены плоское сечение образца породы (в увеличенном масштабе) и секущая прямая определенной длины (отрезок).

Оказывается, что, если подсчитать среднее число пересечений этой прямой с линиями границ зерен при многократном случайном бросании указанного отрезка на выделенную плоскость, то можно определить суммарную протяженность линий границ зерен на единице площади шлифа, удельную поверхность породы и ряд других характеристик пористой среды.

Решение этой задачи связано с известной задачей Бюффона об игле, которая заключается в следующем. Пусть горизонтальная плоскость разграфлена системой параллельных прямых, отстоящихЯ Ф

друг от друга на расстоянии а. На эту плоскость случайным образом бросается игла длиной l

Источник: //www.bestreferat.ru/referat-271422.html

Лабораторная работа № 5

Преображенского метод

ОПРЕДЕЛЕНИЕОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ МЕТОДОМ ПРЕОБРАЖЕНСКОГО

Расчетобъемной плотности водонасыщенныхпород. Расчет минералогической плотности

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

В зависимости отразмера выделяют мегапоры, сверхкапиллярные,капиллярные и субкапиллярные.

Мегапоры – полости,средний радиус которых > 10 мм, иногда(карстовые полости) достигающий многихметров, размер сверхкапиллярных пор от0,1 до 10 мм, капиллярных пор – 10-3до 0,1 мм и субкапиллярных пор – < 10-3мм.

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

Различают общую,открытую, закрытую, эффективную идинамическую пористости горных пород.

Определениеоткрытойпористости методом насыщенияжидкостью.

Однимиз наиболее важных параметровпород-коллекторов является коэффициентоткрытой пористости (Кп),характеризующий количество связанныхмежду собой пор (пустот между зернамигорной породы), в которые может проникнутьжидкость или газ:

Кп= Vпор./Vобр.

гдеVoбp.и Vпop.- соответственно объем образца и суммарныйобъем его пор. Различают также общую,эффективную, закрытую и динамическуюпористости горных пород, которыеоцениваются соответствующимикоэффициентами. Коэффициент Кпобычно измеряется по методу Преображенскогодля открытой и по методу Мельчера – дляобщей пористости.

ПоИ.А.Преображенскому, объем открытых поропределяется объемомкеросина, вошедшего в поровое пространствокерна (по разности масс сухого инасыщенного жидкостью образца), а внешнийобъем образца – по разности масснасыщенного жидкостью образца в воздухеи насыщающей жидкости, т.е. гидростатическимвзвешиванием насыщенного керосиномобразца в керосине.

Отбори методы подготовки образцов горныхпород.

Отбор образцовгорных пород осуществляется по ГОСТ26450.0-85, представительность отбора кернаиз интервалов однородных пород должнасоставлять не менее 2 образцов на 1 метри обеспечивать представительство каждойлитологической разновидности.

Наличие в образцахкаверн может искажать количественныеоценки объемов пор и породы, поэтомудля измерения пористости могут бытьиспользованы образцы литологическойоднородных пород массой 50-80 г правильнойили произвольной, окатанной формы, неимеющие видимых трещин, каверн, несвойственных породе, из которой взятобразец и загрязнений твердой фазойглинистого раствора. Образцы, содержащиеуглеводороды, нужно проэкстрагировать,высушить при температуре Ю5°С допостоянной массы и поместить в эксикатор,заполненный силикагелем или хлористымкальцием, где оставить до началаизмерений.

Аппаратураи материалы.

Аппаратура длянасыщения образцов жидкостью (рис.4)состоит из;

  1. вакуум-насоса;

  2. какого-либо сосуда (например, вакуумного эксикатора), в который помещают кювету с образцом;

  3. ёмкости для жидкости (что позволяет вакуумировать жидкость и образец раздельно);

  4. устройства для перепуска жидкости в кювету с образцами.

Рабочая жидкостьне должна: вызывать набухания породы,отслаивания частиц, деформации образца;вступать с веществом породы в химическоевзаимодействие; быть токсичной.

Для взвешиванияобразцов применяются:

  1. аналитические весы типа ВЛА-200 или аналогичные им;

  2. стаканчик с рабочей жидкостью (керосин, дистиллированная вода или модель пластовой воды);

  3. подставка-мостик для стакана;

  4. металлическая или капроновая нить (леска) для подвешивания образца.

Для экстрагированияобразца:

А для сушки:

  1. вакуумный сушильный шкаф с регулируемой температурой нагрева.

Последовательностьвыполнения работы.

  1. Предварительно проэксграгированные и высушенные при 105°С до постоянной массы образцы взвешивают в воздухе, определяя Р1 (массу сухого чистого образца породы в воздухе). Для последующего взвешивания в жидкости к образцу привязывают проволочку с петелькой на конце, чтобы не учитывать ее массу в дальнейших расчетах.

  2. Затем образец вакуумируют раздельно с керосином до полного прекращения выделения пузырьков воздуха (в течение 30-40 мин.

    ) После чего их медленно погружают в вакуумированный керосин, поднимая ступенями уровень жидкости, чтобы насыщение происходило в основном за счет капиллярной пропитки. Вакуумирование в керосине продолжается 10-20 мин.

    По окончании его вакуум-насос выключают, медленно открывают кран и извлекают кювету с образцами. До проведения измерений образцы выдерживают под уровнем жидкости чтобы не было их контакта с атмосферой.

  3. После насыщения образец взвешивают в керосине так, как показано на рисунке 3, определяя Р2 (массу насыщенного керосином образца породы в керосине).

    Для этого над левой чашкой весов на специальной подставке-мостике помещают сосуд с дегазированным керосином.

    Образец после насыщения вынимают из керосина за петлю, аккуратно подвешивают к коромыслу весов, полностью погрузив в рабочую жидкость, и взвешивают. При взвешивании образец не должен прикасаться ни ко дну, ни к стенкам стакана.

  4. Для взвешивания керосинонасыщенного образца в воздухе, образец вынимают из керосина и освобождают от его избытка, стряхивая образец или перекатывая по стеклу или смоченной керосином фильтровальной бумаге до получения матовой поверхности. Образовавшуюся после этого на нижней плоскости высокопористого образца каплю керосина не удалять. Керосинонасыщенный образец подвешивают к коромыслу весов за петлю и взвешивают в воздухе – Р3.

  5. Пористость образца определяют по формуле:

гдеКп- коэффициент открытой пористости. %;

P1- масса сухого чистого образца породыв воздухе, г;

Р2- масса насыщенного керосином образцапороды в керосине, г;

Р3- масса насыщенного керосином образцапороды в воздухе, г.

Форма записирезультатов измерения:

P1, масса сухого чистого образца породы в воздухе, г

Р2, масса насыщенного керосином образца породы в керосине, г

Р3, масса насыщенного керосином образца породы в воздухе, г

Кп

пористость образца, %

Допустимаяпогрешность измерений.

Погрешностьопределения коэффициента открытойпористости слагается из:

  1. погрешности взвешивания, г;

  2. погрешности подготовки насыщенного образца к взвешиванию, г;

  3. погрешности, вызванной неполнотой насыщения.

Суммарнаяотносительная погрешность выражаетсяформулой:

К- абсолютная погрешность, %; КП/КПср -относительная погрешность; М1- погрешность взвешивания; М2- погрешностьподготовки насыщенного образца квзвешиванию; – погрешность, вызванная неполнотойнасыщения.

Величина М1|=±0,02 г; М1= М3= 0,02г; = 5/5П,где 5- недонасышенный объем, а 5 – полный объемпорового пространства.

При соблюдениирежимов насыщения ,суммарная относительная погрешностьсоставляет от 2 до 10% (в зависимости отзначения Кп).

Меры безопасноговыполнения работы:

  1. Перед работой необходимо убедиться в исправности масляного вакуум-насоса и наличии достаточно­го количества в нем масла (до метки), а также герметичности воздушной линии.

  2. После окончания насыщения образцов необходимо отключить насос, перекрыть кран и впускать воздух в систему с образцами очень медленно и плавно во избежание поломки стеклянных частей прибора.

  3. При экстрагировании образцов пользоваться вытяжным шкафом.

Контрольныевопросы:

  1. Сформулируйте понятие пористости породы.

  2. Классификация пор по размерам.

  3. Виды пористости.

  4. Сущность способа Преображенского.

  5. Объяснить возникающие погрешности определения Кпо.

  6. Преимущества и недостатки использования в качестве рабочей жидкости керосина и модели пластовой воды.

  7. Как подготовить образцы к определению пористости

  8. Как подготавливают образцы для определения их пористости?

  9. Перечислите необходимые приборы и материалы.

  10. В каком порядке производится работа?

  11. Какие меры безопасности должны выполняться при проведении работы?

Источник: //studfile.net/preview/5334664/page:9/

Ваш Недуг
Добавить комментарий