die messung von quecksilber- kapillardruckkurven unter ... · permeabilität in % des...
Post on 24-Aug-2019
214 Views
Preview:
TRANSCRIPT
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 001
Die Messung von Quecksilber-Kapillardruckkurven unter
hydrostatischer Belastung bis 450 bar
Werner MuckMonika Tappe
Hans-Peter Plumhoff
www.westphal-mechanik.de
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 002
Messmethoden Kapillardruck
Porous Plate
Zentrifuge
Hg-Porosimetrie
Zeitaufwändig (mit Standard-Diaphragma 2,5 bar Sperrdruck) ca. 8 Wochen je Messung
Sättigungsgradient über die Probe, kapillare Endeffekte. Verschiedene Rechenverfahren zur Auswertung ergeben bei gleichen Ausgangsdaten unterschiedliche Ergebnisse!
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 003
Quecksilberporosimetrie ist ein
einfaches und schnelles Verfahren zur
Charakterisierung von Erdöl- undErdgasspeichergesteinen.
In der Hochdruckvariante bis 60000 psi können auch Caprockformationen
beurteilt werden.
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 004
Kapillardruck und Wassersättigung
ghrPgwc
⋅−⋅⋅⋅= )(2 ρρπ
Pc = Kapillardruckσ = GrenzflächenspannungΘ = Benetzungswinkelr = Radius
ρ w = Dichte der Wasserphase
ρ g = Dichte der Gasphase bzw. Ölphase
h = kapillare Steighöheg = Erdbeschleunigung
rPc
Θ= cos2σ
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 005
Einfluss von Porenradiusverteilung und Höhe über dem freien Wasserspiegel auf die Wassersättigung einer Lagerstätte:
Auch etliche Meter über dem freien Wasserspiegel kann die Wassersättigung der Poren noch 100 % betragen.
A BA B
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 006
rrPc
36,7cos2 =Θ= σ
Pc = 1 bar
Pc = Hg-Kapillardruck in barσ = Grenzflächenspannung (480
dyn/cm)θ = Benetzungswinkel (140 °)
r = Radius in µm
WASHBURN-Gleichung
< 7,36 µm = 7,36 µm > 7,36 µmPorenradius
7,36 µm
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 007
Die Messung von Hg-KapillardruckkurvenMessverfahren Pyknometermethode Penetrometermethode
Gerätehersteller RUSKA Carlo-ErbaMicromeritics
Quantachrome
Druckbereich 2000 psi (= 138 bar) 60 000 psi (= 4 137 bar)
Kleinster Porenradius
50 nm 2 nm
Max. Proben-größe
30 mm D x 40 mm L 1 inch x 1 inch
bzw. 7 cm³
Anwendungs-gebiete
Speichergesteine Speichergesteine, Caprock-Gesteine
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 008
Messzellen
Pyknometer der RUSKA-Apparatur
Vorteile: Sehr große Proben-abmessungen sind möglich
Beliebiges Hg-Nachstell-volumen verfügbar
Nachteile: Druck auf 140 bar beschränkt
Bei der höchsten Druck-stufe sind noch nicht alle Poren mit Hg gesättigt. Daher keine normierte Auswertung möglich
Niedrigste Druckstufe 0,08 bar ( = 160 µm)
Probe
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 009
Die Messung von Kapillardruckkurven - Pyknometer
RUSKA-Apparatur
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 010
Die Messung von Kapillardruckkurven - Pyknometer
RUSKA-Apparatur (Nachbau Westphal)
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 011
Messzellen
Penetrometer (Beispiel von Fa. Micromeritics)
DruckkammerDruck-generator Druck-
generator
Vorteile: Sehr hohe Kapillardrücke sind möglich
niedrigster Kapillardruck geringer als im Pyknometer (600 µm)
aus der höchsten Hg-Sättigung kann die Porosität berechnet werden
Nachteile: Probenvolumen begrenzt
Hg-Nachstellvolumen begrenztUmsetzen beim Wechsel von Vakuum auf Druck erforderlichStandardmäßig keine Anlegevolumenkorrektur
Druck, psia
DruckkammerDruckgenerator Probe
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 012
Die Messung von Kapillardruckkurven - Penetrometergeräte
QuantachromePoremaster GT Micromeritics
AutoPore IV
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 013
Auswertung von Kapillardruckkurven
Eichkurven zur Korrektur für
- Volumendehnung des Pyknometers- und Quecksilberkompressibilität
Wie?
mit Stahlkern im Pyknometer anstelle einer Probe
Anlegevolumenkorrektur zur Korrektur für
Oberflächenrauhigkeit der Probe
Wie?
grafisch nach RIECKMANN [3]
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 014
Auswertung von Kapillardruckkurven
Eingedrungenes Hg [ml]
0,000,010,020,030,040,050,060,070,080,090,10
Hg-
Kap
illar
druc
k in
bar
0,01
0,1
1
10
Rohdatennach Abzug der EichkurveWendepunkt
Eingedrungenes Hg [ml]
0,00 0,01 0,02 0,03 0,04 0,05 0,06
Hg-
Kap
illar
druc
k in
1/ b
ar
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
nach Abzug der EichkurveWendepunktAnlegevolumen
Anlegevolumenkorrektur
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 015
Auswertung von Kapillardruckkurven Anlegevolumenkorrektur
Cumulative Mercury Intrusion Volume [mL]
0,00 0,02 0,04 0,06 0,08 0,10
1/C
apill
ary
Pre
sure
[1/b
ars]
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
Closure VolumeInflexion Point from Fig 1Entry PressureHg-Intrusion CurveTangent
virtually no intrudedmercury (< 0.2 µL)
Estimation of the closure volume Stahlzylinder zur Kontrolle
Ohne Anlegevolumenkorrektur
0,45 % Porosität!
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 016
Druckabhängigkeit der Gaspermeabilitätnach RIECKMANN [8]
Permeabilitätsreduktion durch kompressible Druckbel astung
Permeabilität in % des Ausgangswertes
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Aus
gang
swer
t der
Gas
perm
eabi
lität
in m
d (1
2 ba
r M
ansc
hette
ndru
ck)
0,1
1
10
100
0,1
1
10
100
100 atm 200 atm300 atm 400 atm 500 atm
Net OverburdenPressure Pne
Diese Darstellung zeigt, dass Proben mit geringer Permeabilität deutlich stärker auf Druckbela-stung reagieren als hochperme-able Proben.
Daraus folgt dass geringperme-able Proben auch eine deutliche Verschiebung der Poreneintritts-radiusverteilung durch Auflast zeigen sollten.
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 017
HASSLER-type Hochdruckkerneinspannung
Nach BROWER und MORROW, SPE Journal April 1985 [4]
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 018
HASSLER-type Hochdruckkerneinspannung
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 019
Messplatz Hg-Kapillardruck unter Auflast
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 020
eingedrungenes Hg in % Vp
020406080100
Hg-
Kap
illar
druc
k in
bar
1
10
100
1
10
100
Obernkirchener Sandstein
Probe : 1000 (ambient)Teufe in m : Porosität in % : 16,8 Gaspermeabilität in mD: 22,0 Dichte in g/cm³ : 2,646
Probe : 1010 Stress : ambient 300 bar Auflast Porosität in % : 16,84 16,27 Gaspermeabilität in mD: 25,1 21 ,9 Dichte in g/cm³ : 2,644
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 021
Verschiebung der Poreneintrittsradiusverteilung durch 300 bar hydrostatischer Belastung
Poreneintrittsradius in µm
0,01 0,1 1 10
Häu
figke
it in
%
0
10
20
30
40
50
60
0
10
20
30
40
50
60
Obernkirchener Sandstein
16 25 40 630,040 0,063 0,16 0,25 0,40 0,63 6,31,6 2,5 4,0
Probe : 1000 1010Stress : ambient ambient 300 bar Auflast Porosität in % : 16,80 16,84 16,27 Gaspermeabilitätin mD : 22,0 25,1 21,9 Dichte in g/cm³ : 2,646 2,644
Petroleum Engineering Service Groupeingedrungenes Hg in % Vp
020406080100
Hg-
Kap
illar
druc
k in
bar
1
10
100
1
10
100
Obernkirchener Sandstein
Probe : 1040 (ambient)Teufe in m : Porosität in % : 16,13 Gaspermeabilität in mD : 10,7 Dichte in g/cm³ : 2,645
Probe : 102 0 Stress : ambient 30 0 bar AuflastPorosität in % : 16,33 15 ,77Gaspermeabilität in mD: 12,1 10,6 Dichte in g/cm³ : 2,647
Wahrscheinlich Artefakt
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 022
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 023
Verschiebung der Poreneintrittsradiusverteilung durch 300 bar hydrostatischer Belastung
Poreneintrittsradius in µm
0,01 0,1 1 10
Häu
figke
it in
%
0
20
40
60
0
20
40
60
Obernkirchener Sandstein
16 25 40 630,040 0,063 0,16 0,25 0,40 0,63 6,31,6 2,5 4,0
Probe : 1040 1020Stress : ambient am bient 300 bar Auflast Porosität in % : 16,13 1 6,33 15,77Gaspermeabilität in mD: 10,7 12,1 10,6 Dichte in g/cm³ : 2,645 2,647
Wahrscheinlich Artefakt
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 024
eingedrungenes Hg in % Vp
020406080100
Hg-
Kap
illar
druc
k in
bar
1
10
100
1
10
100
Obernkirchener Sandstein
Probe : 1030 (ambient)Teufe in m : Porosität in % : 16,27Gaspermeabilität in mD: 10,5Dichte in g/cm³ : 2,647
Probe : 105 0 Stress : ambient 30 0 bar AuflastPorosität in % : 16,47 15,91Gaspermeabilität in mD: 10,5 9,17 Dichte in g/cm³ : 2,647
Wahrscheinlich Artefakt
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 025
Verschiebung der Poreneintrittsradiusverteilung durch 300 bar hydrostatischer Belastung
Poreneintrittsradius in µm
0,01 0,1 1 10
Häu
figke
it in
%
0
20
40
60
0
20
40
60
Obernkirchener Sandstein
16 25 40 630,040 0,063 0,16 0,25 0,40 0,63 6,31,6 2,5 4,0
Probe : 1030 1050Stress : ambient amb ient 300 bar AuflastPorosität in % : 16,27 16,47 15,91 Gaspermeabilität : 10,5 10,5 9,17Dichte in g/cm³ : 2,647 2,6 47
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 026
eingedrungenes Hg in % Vp
0204060
1
Stress : ambient 300 bar Auf lastPorosität : 16,33 15,77 %Gaspermeabilität: 12,10 10,6 mD Dichte : 2,647 g/cm³
Auswertung – Eindringdruck
Entry Pressure
Displacement Pressure
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 027
Zusammenfassung – Eindringdruck
Probe Nr.
Auflastphi
Vol.-%kgmD
Eindring-druck,
bar
Extrapol. Eindring-
druck
1000 ambient 16,80 22,0 0,86 1,39
1010 300 bar 16,27 22,2 0,78 1,14
1040 ambient 16,13 10,7 1,34 1,93
1020 300 bar 15,77 10,6 1,27 2,04
1030 ambient 16,27 10,5 1,35 2,09
1050 300 bar 15,91 9,17 1,65 2,18
Nur eine Probe zeigt den erwarteten höheren Eindrin gdruck
Die Eindringdruckänderung durch Auflast sollte nach einer Statistik Gaspermeabilität vs. Eindringdruck etwa 5 % betragen
In der Literatur [5] wird für niedrigpermeablere Pr oben beschrieben, dass der Eindringdruck mit der Auflast steigt
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 028
Probe Nr.
Auflastphi
Vol.-%
kgmD
Modal-porenradius
µm
Max. Sättigung
% Vp
1000 ambient 16,80 22,0 2,8 93,71
1010 300 bar 16,27 22,2 4,1 94,34
1040 ambient 16,13 10,7 2,6 92,91
1020 300 bar 15,77 10,6 2,5 (99?)
1030 ambient 16,27 10,5 2,6 92,84
1050 300 bar 15,91 9,17 3,0 (90?)
Zusammenfassung – Modalporenradius / max. Hg-Sättigun g
Die Auflast verschiebt den Modalporenradius zu größe ren Werten
Die Auflast verschiebt die Hg-Sättigung zu höheren S ättigungen. Dies wird in der Literatur [5] als Verlust von Mikr oporosität gedeutet.
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 029
Das haben andere gemessen
MITCHELL et al.[5] SCA 2003-23 Beispiel Tight gas samples
http://www.lps.org.uk/docs/Stressed_Mercury_Paper.pdf
Porosität 8,3 % Permeabilität 0,035 mD
1. Im Vergleich zur Ambient-Probe nimmt die Hg-Sättigung bei 2000 psi mit steigender Auflast (2000, 4000, 6000 psi) stetig zu.
2. Bis zu einem Kapillardruck von 600 psia sind die die Kapillar-druckkurven (2000, 4000, 6000 psi) nahezu deckungsgleich.
3. Bei einer Auflast von 16000 psi wird der Kornverband zerstört und die gesamte Kurve weist bei gleichem Kapillardruck nie-drigere Sättigungen auf.
4. Der Eintrittsdruck steigt von 215 psia (ambient) auf 256 psia(2000, 4000 und 6000 psi Auflast) bzw. 391 psia (16000 psi Auflast).
5. Der Modal-Porendurchmesser fällt von 0,48 µm durch Auflast(6000 psi) auf 0,41 µm.
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 030
Permeabilität
Vergleicht man die hier untersuchten Proben aus dem Wealden mit den Daten von RIECKMANN, sieht man, dass Sandsteine aus dem Rotliegenden und Karbon deutlich stärker auf hydrostatische Belastung reagieren.
Es sind Wiederholungs-messungen mit Rotliegend-Proben geplant.
Ausblick Permeabilitätsreduktion durch kompressible Druckbelastu ng
Permeabilität in % des Ausgangswertes
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Aus
gang
swer
t der
Gas
perm
eabi
lität
in m
d (1
2 ba
r M
ansc
hette
ndru
ck)
0,1
1
10
100
0,1
1
10
100
300 atm
Net OverburdenPressure Pne
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 031
Porosität
Porenvolumenkompressibilität - Obernkirchen
Confining pressure in bar
0 100 200 300 400
Uni
axia
l sam
ple
volu
me
com
pres
sibi
lity
Cbc
in 1
/bar
0,0
2,0e-5
4,0e-5
6,0e-5
8,0e-5
1,0e-4
1,2e-4
1,4e-4y = 0,00004 x
-0,321(Schutjens)
Daten aus Schutjens et al. (Sandstein) umgereLiteraturwert einzelne Sandsteinprobe (RotliegeProbe OK_21Ausgleichskurve
Auch die Porenvolumenkompressibilität des Wealden f ällt deutlich geringer aus, als die der Rotliegendproben .
Ausblick
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 032
[1] PURCELL, W.R.: “Capillary Pressures – Their Measure mentUsing Mercury and the Calculation of Permeability There -from“, Trans. AIME,(1949)
Literatur – 1 –
[2] RIECKMANN, M.: “Zur Bewertung von Speichergestei nen geringer Permeabilität“, Erdöl und Kohle, 16, S.488 ff (1963)
[3] RIECKMANN, M. und Becker, J.: “Messung gesteinsp hysi-kalischer Parameter an Spülproben“, Erdöl-Zeitschrif t 78, S.629 ff (1962)
[5] MITCHELL, P., SINCOCK, K, WILLIAMS, J.: “On the E ffectof Reservoir Confining Stress on Mercury Intrusion-D erivedPore Frequency Distribution“, SCA Proceedings (2003-2 3)
[4] BROWER, K.R. and MORROW, N.R.: “Fluid Flow in Crac ks as Related to Low-Permeability Gas Sands“, SPE-Journa lVol 25, Pages 191-201 (April 1985)
Petroleum Engineering Service Group
Eigenschaften von Speichergesteinen Hg-Kap_Auflast 033
[8] RIECKMANN, M.: “Untersuchungen über die effekti ven Permeabilitäten der Sandsteine des Rotliegenden und desKarbons“, Erdöl-Erdgas-Zeitschrift, 87, S.2 ff (1971)
Literatur – 2 –
[7] MITCHELL, P., NIEDZIELAK,M., Al-HOSANI, I.A., KA LAM, M.Z.: „The Impact of Reservoir Confining Stress on NMR T2 a nd Pore Frequency Distribution in Some Carbonate Sample s“, SCA Proceedings (2007-20)
[9] SCHUTJENS, P.M.T.M, HANSSEN, T.H., HETTEMA, M.H. H. MEROUR, J., DE BREE, J.Ph., COREMANS, J.W.A., HELLIESEN, G.: „Compaction-induced porosity/permeabi lityreduction in sandstone reservoirs: Data and model forelasticity-dominated deformation“, SPE 71337 (2001).
top related