SU1718045A1 - Method of determination of rock porosity - Google Patents
Method of determination of rock porosity Download PDFInfo
- Publication number
- SU1718045A1 SU1718045A1 SU884471097A SU4471097A SU1718045A1 SU 1718045 A1 SU1718045 A1 SU 1718045A1 SU 884471097 A SU884471097 A SU 884471097A SU 4471097 A SU4471097 A SU 4471097A SU 1718045 A1 SU1718045 A1 SU 1718045A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- porosity
- depth
- rocks
- conditions
- under normal
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к определению пористости горных пород в пластовых услови х залегани . Целью вл етс повышение точности и информативности определени пористости. Дл этого измер ют абсолютную пористость горных пород в нормальных услови х, а затем на лабораторной установке измер ют теплопроводность горных пород в нормальных услови х и услови х, моделирующих пластовые температуры и давлени на глубине Н и давление насыщающего флюида. Далее по измеренным параметрам пористость по формуле тн (2 - - Ян/До) т0, где До и АН - теплопроводности при нормальных услови х и на глубине Н, т0 - абсолютна пористость в нормальных услови х, тн - пористость на глубине Н.The invention relates to the determination of the porosity of rocks in reservoir conditions. The goal is to improve the accuracy and informativeness of the porosity determination. To do this, the absolute porosity of rocks is measured under normal conditions, and then the thermal conductivity of rocks is measured in a laboratory setup under normal conditions and conditions simulating reservoir temperatures and pressures at a depth H and the pressure of the saturating fluid. Then, according to the measured parameters, the porosity is according to the formula tn (2 - - Jan / Do) t0, where Do and AN are the thermal conductivities under normal conditions and at a depth H, t0 is the absolute porosity under normal conditions, tn is the porosity at a depth N.
Description
Изобретение относитс к определению пористости горных пород в пластовых услови х залегани и может быть использовано дл повышени эффективности разработки геотермальных газовых имчефт ных месторождений .The invention relates to the determination of the porosity of rocks in reservoir conditions and can be used to increase the efficiency of geothermal gas and oil fields.
Известен способ определени пористости строительных материалов типа естест- венного камн , бетона и керамики, определение которой осуществл етс по теплопроводности образца материала, помещаемого в замкнутый объем при различных давлени х в нем.There is a known method for determining the porosity of building materials such as natural stone, concrete and ceramics, which is determined by the thermal conductivity of a sample of a material placed in a closed volume at different pressures in it.
Проверка способа производитс в области давлений от t мм рт.ст. до 1 атм.The verification of the method is carried out in the pressure range from t mm Hg. up to 1 atm.
Недостатком этого способа вл етс то, что-он не позвол ет учитывать одновременное вли ние пластовых температур и давлений на теплопроводность горных пород.The disadvantage of this method is that it does not allow to take into account the simultaneous influence of reservoir temperatures and pressures on the thermal conductivity of rocks.
В услови х естественного залегани с изменением глубины могут измен тьс пластовые температуры и давлени , что существенно вли ет на теплопроводность горных пород и приводит к большим погрешност м при определении пористости.Under natural conditions, depth temperatures and pressures can vary with depth, which significantly affects the thermal conductivity of rocks and leads to large errors in determining porosity.
Наиболее близким к предлагаемому вл етс способ определени пористости горных пород по объему ртути, стравленному клапаном из.сосуда, сообщающего с поро- вым объемом образца породы насыщенной, пластовой жидкостью, подвергаемой действию внутрипарового давлени и давлени всестороннего обжима, которые равны по величине пластовому давлению, а затем давление всестороннего обжима увеличивают до величины горного давлени на глубине залегани породы, поддержива давление в порах образца с помощью кла ооThe closest to the present invention is a method for determining the porosity of rocks by the volume of mercury released by a valve from a vessel that communicates with the pore volume of a rock specimen saturated, formation fluid, exposed to vapor pressure and all-round crimp pressure, which are equal to the formation pressure and then the pressure of the overall crimp is increased to the magnitude of the rock pressure at the depth of the rock, maintaining the pressure in the pores of the specimen using an oo
igig
СПSP
пана предельного давлени , равным пластовому .pressure limit equal to the reservoir pressure.
Недостатком способа вл етс низка точность и информативность способа.The disadvantage of the method is low accuracy and information content of the method.
Цель изобретени - повышение точно- сти определени пористости.The purpose of the invention is to improve the accuracy of determining the porosity.
Указанна цель достигаетс тем, что измер ют теплопроводность горной породы аналогичной по вещественному составу отложением лежащим на глубине Н в лабора- торных услови х, моделирующих пластовые температуры и давлени на глубине Н и давлени насыщающего флюида, измер ют теплопроводность и абсолютную пористость горных пород в нормальных услови- х.This goal is achieved by measuring the thermal conductivity of a rock of similar composition by deposition lying at a depth H in laboratory conditions simulating reservoir temperatures and pressures at depth H and the pressure of a saturating fluid, measuring the thermal conductivity and absolute porosity of rocks in normal conditions.
Пористость определ ют по формулеPorosity is determined by the formula
(2-%г)тс где т0 - пористость в нормальных услови х, (2-% g) tc where t0 is the porosity under normal conditions,
%: . %:.
глн искома пористость в пластовыхmain porosity in reservoir
услови х на глубине Н, %;conditions at a depth of H,%;
АО - теплопроводность горных пород в нормальных услови х, Вт/м-К;AO - thermal conductivity of rocks in normal conditions, W / m-K;
АН - теплопроводность горных пород в услови х температуры и давлени на глубине Н Вт/м-К.AN is the thermal conductivity of rocks under the conditions of temperature and pressure at a depth of NW / mK.
Способ осуществл ют следующим образом ,The method is carried out as follows.
Измер ют абсолютную пористость горных пород в нормальных услови х путем определени объема образца и его скелета. На лабораторной установке с установившимс тепловым режимом теплопровод- ность горных пород в нормальных услови х и услови х, моделирующих пластовые, на глубине Н (до 1-5-20 км), дополнительно моделиру температуру. Затем, использу измеренные значени пористости и теплопроводности горных пород, вычисл ют пористость в пластовых услови х на глубине Н по указанной формуле. Вещественный состав слоев, лежащих на глубине Н, определ ют на основе изучени литологофациональных карт, составленных дл изучаемого региона. Достоверность значений пористости, полученных предложенным способом подтверждена сравнением их с фактически определенными значени ми пористости в лабораторных услови х, приведенных в табл,1 и 2. Погрешность определени пористости с использованием приведенного способа не превышает 5%.The absolute porosity of rocks is measured under normal conditions by determining the volume of the sample and its skeleton. In a laboratory installation with an established thermal regime, the thermal conductivity of rocks under normal conditions and conditions simulating formations, at a depth H (up to 1–5–20 km), additionally simulates temperature. Then, using the measured values of porosity and thermal conductivity of rocks, calculate the porosity in reservoir conditions at a depth H by the specified formula. The material composition of the layers lying at a depth H is determined on the basis of a study of lithologic-rational maps compiled for the region under study. The reliability of the porosity values obtained by the proposed method is confirmed by comparing them with the actually determined porosity values in the laboratory conditions given in Table 1 and 2. The error in determining porosity using the above method does not exceed 5%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884471097A SU1718045A1 (en) | 1988-08-15 | 1988-08-15 | Method of determination of rock porosity |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884471097A SU1718045A1 (en) | 1988-08-15 | 1988-08-15 | Method of determination of rock porosity |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1718045A1 true SU1718045A1 (en) | 1992-03-07 |
Family
ID=21394274
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884471097A SU1718045A1 (en) | 1988-08-15 | 1988-08-15 | Method of determination of rock porosity |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1718045A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108226004A (en) * | 2017-12-19 | 2018-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | porous medium fluid seepage simulation device and method |
-
1988
- 1988-08-15 SU SU884471097A patent/SU1718045A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 201755, кл. G 01 N 15/08, 1967. Авторское свидетельство СССР N 303566, кл. G 01 N 15/08, 1971. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108226004A (en) * | 2017-12-19 | 2018-06-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | porous medium fluid seepage simulation device and method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Torrent | A two-chamber vacuum cell for measuring the coefficient of permeability to air of the concrete cover on site | |
Wilson et al. | The effect of soil suction on evaporative fluxes from soil surfaces | |
Ward et al. | Capillary pressures and gas relative permeabilities of low-permeability sandstone | |
Akita et al. | A practical procedure for the analysis ofmoisture transfer within concrete due to drying | |
Walls et al. | Effects of pressure and partial water saturation on gas permeability in tight sands: experimental results | |
Sinnokrot et al. | Effect of temperature level upon capillary pressure curves | |
Maillard et al. | Effects of the anisotropy of extruded earth bricks on their hygrothermal properties | |
CN108007811B (en) | Method for dividing diffusion mode of gaseous water in asphalt mortar | |
Frattolillo et al. | Effects of hydrophobic treatment on thermophysical properties of lightweight mortars | |
Blight | Strength characteristics of desiccated clays | |
Somerton et al. | Thermal expansion of fluid saturated rocks under stress | |
Baroghel-Bouny et al. | Isothermal drying process in weakly permeable cementitious materials—assessment of water permeability | |
SU1718045A1 (en) | Method of determination of rock porosity | |
Wang et al. | SWCC measurement of two types of iron ore fines | |
Chen et al. | Binary gas diffusion of methane‐nitrogen through porous solids | |
Worch | The behaviour of vapour transfer on building material surfaces: the vapour transfer resistance | |
Qiu et al. | Moisture transport across interfaces between autoclaved aerated concrete and mortar | |
Kumaran et al. | Heat, air, and moisture transport properties of several North American bricks and mortar mixes | |
Taibi et al. | Measurements of unsaturated hydraulic conductivity functions of two fine-grained materials | |
Dolch | Studies of Limestone Aggregates by Fluid-Flow Methods | |
SU1643996A1 (en) | Method of determination of moisture transfer coefficient of porous materials | |
Soudani et al. | Hydric characterisation of rammed earth samples for different lime concentrations | |
Duschek et al. | Measurement of the (pressure, density, temperature) relation of Ekofisk natural gas in the temperature range from 273.15 to 323.15 K at pressures up to 8 MPa | |
SU1067410A1 (en) | Clay brine-containing rock open porosity determination method | |
Thakur | Determination of diffusion coefficient through laboratory tests and analytically validating it using empirical relations for unsaturated soils |