Диссертация (Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта), страница 7

Недостатком газа,как вытесняющего агента, является неустойчивость фронта вытеснения нефти изза различия вязкости и плотности газа и нефти. Ранее на влияние гравитации на36вытеснениенефтибылообращенобольшоевнимание[57].Степеньгравитационного разделения флюидов зависит от скорости закачки газа или воды.При росте вязкости нефти степень ее вытеснения газом снижается, чтообъясняется ростом неустойчивости фронта вытеснения.

Для регулированияфронта вытеснения нефти газом применяются следующие способы: закачка газа и воды - водогазовое воздействие (ВГВ) - последовательная,чередующаяся или одновременная закачки флюидов; применение пен (ПАВ); использование горизонтальных скважин для закачки газа и отбора нефти.Первые исследования последовательная закачка воды и газа (ВГВ) показали[58], что в слоисто неоднородном пласте ВГВ позволяет улучшить вытеснениежидкости газом и отсрочить прорыв газа.

Прозрачные модели послойно неоднородного пласта показали, что ВГВ выравнивает фронт вытеснения (посравнению с закачкой одних воды или газа). Часто прорыв газа при ВГВпроисходит позже, чем при закачке одного газа и чем прорыв воды в процессевытеснении нефти водой [59].Пенообразующие и пенные системы (растворы) могут быть использованыдля выравнивания фронта вытеснения нефти газом.

Это впервые былопредложено в 50-60 гг. применительно к технологиям СО2. Пены могут бытьприменены для регулирования фронта закачки углеводородных и другихинертных газов. Для получения устойчивой пены концентрация пенообразователя(ПАВ) должна быть выше его критической концентрации мицеллообразования(ККМ). Применение пен при вытеснении нефти газом [60] позволяет: сильно уменьшить гравитационное разделение флюидов, значительно уменьшить неустойчивость фронта вытеснения, полностью блокировать газ в высокопроницаемых пропластках, снизить проницаемость для газу при высокой газонасыщенности пористойсреды.Растворы ПАВ в 10 и более раз снижают проницаемость пористой среды погазу,посравнениюспроницаемостьюповоде,приодинаковой37водонасыщенности [60] (рисунок 1.13). При этом зависимости относительныхпроницаемостей для воды и раствора ПАВ от газонасыщенности пористой средыблизки.Пены могут быть эффективно применены только в высокопроницаемыхпластах (более 1 мкм2) или для изоляционных работ.Рисунок 1.13 - Фазовые проницаемости для газа и воды в присутствии иотсутствии ПАВ (данные работы[60], ось X – насыщенность газом пористойсреды, %; оси Y – относительные проницаемости по воде и газу, соответственно,левая и правая оси)Применение ВГС(одновременная закачка газа и воды) предложено ParrishD.

[58] в 1966 г. ВГС может быть использовано для вытеснения легкой и тяжелойнефти [55,61,62].Математическое (численное) моделирование добычи нефти при ВГВпоказало выравнивание фронта вытеснения [63,64], что приводит к росту степенивытеснения нефти в случае слоисто-неоднородного пласта [65], т.е. намакроуровне.

Экспериментально показано, что эффективность вытеснения нефтина уровне поры [66] и из неоднородностей сантиметрового размера [67] при ВГВулучшается.Отечественныеисследованиягазовогоиводогазовоговоздействиядополняют результаты иностранных работ. В иностранной нефтяной литературе38наибольший интерес уделяют изучению механизмов газового воздействия, то вотечественных исследованиях использовали модели пласта из натурального кернапродуктивных пластов в пластовых условиях. Отечественные фильтрационныеисследования в основном проводили по единой методике (согласно ОСТу нанефтевытеснение), что облегчает и упрощает анализ их результатов.. [59,68-89].Было показано: Закачка газа и воды в любой комбинации приводит к увеличению степенивытеснения нефти по сравнению с заводнением. Максимальный приросткоэффициента вытеснения (20 - 35%) достигается при смешении нефти и газаили в близком к нему режиме ограниченной смесимости.

Оптимальноесодержание газа в смеси газа и воды в смеси равно 0,25-0,75 (рисунок 1.14),прирост коэффициента вытеснения (по сравнению с заводнением) составляет6-19%. Наименьшие коэффициенты нефтевытеснения (3-12%) получены вопытах при последовательной закачке воды и сухого углеводородного газа илиазота. УвеличениесодержаниявуглеводородномгазекомпонентовС2-С6увеличивает коэффициент вытеснения нефти (максимально по сравнению сзаводнением на 31-33%). При ВГВ максимальный прирост коэффициента вытеснения нефти (посравнению с заводнением) имеет место при проницаемости 0,03-0,30 мкм2.Рисунок 1.14 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти от содержания газаи воды в вытесняющем агенте [87]1 – при Vзак; 2, 3 – соответственно, при прорыве воды и газа.39Области: а – первоначального прорыва газа; б – совместного прорыва газа и воды;в – первоначального прорыва воды.Выводы по главе 1Запасы вязкой нефти в подгазовых оторочках сеноманских горизонтовявляются исключительно сложными объектами и проблемы их разработки немогут быть решены на основании применения традиционных или упрощенныхподходов.Сложность добычи нефти из подгазовых оторочек сеноманских горизонтовтребуют проведения сопоставительных научно обоснованных исследованийметодов добычи, в том числе термических и нетермических.Учитывая расположение месторождений в условиях Крайнего Севера иналичие интервалов многолетних мерзлотных пород в геологическом разрезе длядобычи нефти наиболее предпочтительными являются нетермические методы.40Глава 2 Экспериментальная часть2.1 Общий подход к физическому моделированию добычи нефтиВ исследовании использовали модели пласта из кернового материалапластов ПК Тазовского, Западного и Восточного Мессояхских, Вань-Еганского иРусскогоместорождений.Исследованныеобъектыявляютсятипичнымипредставителями месторождений, приуроченными к пластам ПК (сеноманскаясвита) и содержат значительный объем нефти.

Образцы керна были плохосцементированы (рассыпались в руках), основным связующим материалом впороде является нефть. Для исследования были выбраны насыпные моделипласта, хорошо моделирующие пластовые условия подобных месторождений.Насыпные модели пласта достаточно легко готовятся в лабораторных условиях иявляются общепринятыми при поисковых исследованиях [90]. Они обеспечиваютхорошо воспроизводимые и легко сопоставимые условия эксперимента, чтоособенно важно в поисковых и сравнительных исследованиях. Основныеэксперименты вели при пластовых температурах и давлениях. В исследованиииспользовали: МоделипластовПКтипичныхместорождений,являющиесяодновременно крупными коллекторами для нефти. Экспериментальную методику с использованием насыпных моделейпласта из керна месторождений, достаточно надежно моделирующихусловия пластов ПК различных месторождений и позволяющих41быстро проводить эксперименты в большом количестве и присопоставимых условиях. Основные эксперименты вели при пластовых температурах идавлениях выбранных объектов, с использованием моделей нефти,приготовленной из натурных образцов нефти отобранных напромыслах, моделей пластовых и закачиваемых вод, при скоростяхвытеснения близких к предполагаемых на реальных месторождениях.Таким образом, именно выбранная методика фильтрационного (основного)эксперимента позволила решить поставленные в работе цель и задачи.2.2 Основная методика подготовки моделей пласта и флюидовОбразцы кернового материала пластов ПК1 различных месторожденийэкстрагировали спирто-бензольной смесью (объемное отношение спирт/бензолравно 1/3-4) и сушили при 105 оС до постоянного веса.

Затем керн просеивали дляудаления камешков и случайных включений через сито с размером ячеек 0,5 мм.Керновый материал не промывали водой, чтобы не потерять глинистые частицы.Образцы нефти первоначально обезвоживали до содержания воды менее 0,1%, сочетанием отстоя при 60 оС и центрифугирования, прокачивали черезмеханический фильтр с размером пор 70 мкм для восстановления коллоиднойструктуры.

Затем готовили изовискозную модели нефти смешением нефти иочищенного керосина до вязкости нефти в пласте. В экспериментах использовалиизовискозные модели нефти и модели воды сеноманского горизонта.Приприготовлениимоделейводынавескисолейрастворяливдистиллированной воде, дважды фильтровали через плотные бумажные фильтрыи хранили в плотно закрытых сосудах.Характеристика флюидов приведена в таблице 2.1.Корпуса моделей пласта представляли собой трубы из нержавеющей стали свнутренним диаметром 3-3,2 см и длиной 30-40 см с нанесенной на внутреннюю42поверхность винтовой нарезкой (для предотвращения проскальзывания флюидоввдоль стенок модели пласта). Корпуса моделей пласта плотно набивали дезинтегрированным и экстрагированным керном, на вход и выход устанавливали сетки иТаблица 2.1 - Характеристика флюидовМесторождениеВань-ЕганскоеместородениеРусскоеместорождениеТазовскоеместорождениеМессояхскоеместорождениеИзовискозная модельнефтиВязкость, ПлотностмПа*сь, кг/м3204-Температура,ºСМодель воды33Вязкость,мПа*с-Температура,ºСПлотность3, кг/м1012120217-20-100722059,891930-1009320105+/-0,5913161,001011420Примечания: состав воды: 1 – NaCl 18,4 г/л, СаСl2*6H2O 0,78 г/л, МgСl2*6H2O0,44 г/л; 2 - NaCl – 12 г/л; 3- NaCl – 16 г/л.фильтры из плотной хлопчатобумажной ткани (на вход устанавливали крупнуюметаллическую сетку с размером ячеек около 1 мм, фильтр из плотной ткани иметаллическую сетку с размером ячеек около 0,063 мм; на выход - устанавливалиметаллическую сетку с размером ячеек около 0,063 мм, фильтр из плотнойхлопчатобумажной ткани, На вход и выход устанавливали крышки с вентилямивысокого давления.

Затем модели пласта опрессовывали газом до давления нениже предполагаемого рабочего давления, медленно стравливали избыточный гази определяли проницаемость моделей пласта для газа (азота или воздуха)используя зависимость скорости расхода газа от перепада давления. Моделипласта насыщали минерализованной водой при остаточном давлении около 1-2мм.рт.ст. и определяли проницаемость по воде. Фильтрацию минерализованнойводы вели до стабилизации перепада давления, объем профильтрованной водыбыл не менее 2 поровых объемов (п.о.).

Затем весовым методом определяли п.о.модели пласта.43НасыщениемоделейнефтьюТазовскогоичастичноРусскогоместорождений проводили в ходе фильтрации общепринятым методом. Дляэтого, в верх вертикально установленной модели пласта подавали насосомизовискозную модель нефти, а снизу измеряли количество вытесненной измодели пласта воды с помощью визуального мерника-отстойника и количествопрофильтрованной нефти с помощью простого визуального мерника. В процессефильтрации через модель пласта прокачивали не менее 4-4,5 п.о.

нефти, при этомвытеснение воды из модели пласта прекращалось и перепад давления прифильтрации нефти стабилизировался, что позволяло измерить проницаемость понефти с остаточной водой.2.3 Подготовка моделей пласта с высокоглинистой породой и высоковязкойнефтьюПри приготовлении моделей пласта Ваньеганского и Мессояхскихместорождений пришлось применять модернизированную методику насыщениинефтью моделей пласта, что объясняется сложным характером керновогоматериала и высокой вязкостью, а, также, возможно, особенностями состава исвойств нефти.Первый раз с данной проблемой столкнулись при подготовке моделейпластаВаньеганскогоместорождения.Таквопыте№1использовалиобщепринятую методику насыщения модели пласта нефтью, для чего нефть припластовой температуре подавали через верх вертикально расположенной моделипласта со скоростью подачи 12 см3/час.