Диссертация (1172975), страница 12
Текст из файла (страница 12)
Поэтомупервоначально было проведено лабораторное моделирование вытеснения вязкойнефти из моделей пластов ПК паром и горячим водяным конденсатом(конденсатом водяного пара), а также горячей минерализованной водой, а такжеоценено влияние снижениятемпературы (ниже пластовой температуры)минерализованной воды на вытеснение нефтиИсследование первоначально проводили на примере пласта ПК1 типичногогазонефтяного месторождения (Тазовского месторождения), приуроченного ксеноманскому горизонту, а затем в условиях Русского, Ваньеганского, Западно- иВосточно-Мессояхского месторождений при температурах от 10 до 325оС припластовых давлениях. Основные результаты раздела изложены в работах [100102].784.1 Предварительное исследование влияния водяного конденсата на породупласта ПК1 и на вытеснение вязкой нефти (Тазовское месторождение)При нагнетании в пласт пара высокого давления будет происходить егоконденсация, т.е.
на фронте вытеснения нефти будет находиться водяной(паровой) конденсат с температурой, меняющейся от пластовой до температурыконденсации при пластовом давлении и только при более высоких температурах впласте будет пар.Впредварительномдистиллированнойводойэксперименте(модельисследоваливодяноговытеснениеконденсата)принефтипластовойтемпературе с использованием модели пласта №1 (таблица 4.1, рисунок 4.1).Близкой температурой будут обладать первые порция конденсата пара,закаченного в пласт.В опыте 1 при пластовой температуре в результате закачиваниядистиллированнойводыувеличиваетсяперепаддавленияиснижаетсяпроницаемость для воды. После закачки 0,97 п.о.
дистиллированной воды, чтопотребовало всего 4,67 часов, градиент давления достиг значения около 10МПа/м, т.е. в результате набухания глинистых компонентов породы вдеминерализованной воде при пластовой температуре происходит образованиенепроницаемого экрана. Разборка модели пласта показала, что пористая средапотеряла коллекторские свойства – в модели пласта вместо песчаникаобразовалась глинисто-песчаная суспензия («плывун»).В опыте №3 исследовали вытеснение нефти деминерализованной водой приболее высокой температуре (90 оС), т.е. моделировали взаимодействие горячеговодяного конденсата с нефтенасыщенной породой пласта ПК1 (рисунок 4.2,таблица 4.1).
Нагрев модели пласта со скоростью подъема температуры 60 о/час ипускфильтрациипроводилиодновременно.Фильтрацияводыпривелапервоначально к росту перепада давления до 0,154 МПа, в дальнейшем перепаддавления быстро снизился, что связано с прогревом нефти и снижением еевязкости. Стабилизация перепада давления происходит при достаточно низких79значениях (около 0,023-0,030 МПа). Однако после закачки ~0,8 п.о. водыначинается повторный рост перепада давления, который ускоряется к концуопыта,чтоуказываетнанабуханиеглинистыхминераловпородывдистиллированной воде при 90 оС, хотя обычно считается, что при 90 оС,набуханием глинистых компонентов породы можно пренебречь.Прорыв воды произошел после закачки 0,425 п.о.
дистиллированной воды.При этом был достигнут коэффициент вытеснения нефти равный 57,6 %, а послепрокачки 1,59 п.о. дистиллированной воды он составил 76 %. В опыте 3наблюдается следующее: При применении горячего флюида вязкая нефть эффективно вытесняется,что объясняется снижением вязкости нефти (рисунок 4.2) и набуханиемглинистых компонентов породы, Фильтрация горячей деминерализованной воды приводит к потере породойПКколлекторскихсвойств(керновыйматериалпревратилсявкашеобразную смесь («плывун»), как и в опыте №1).В опыте с моделью пласта №5 провели упрощенный эксперимент безпротиводавления, чтобы визуально оценить влияние температуры и закачкидистиллированной воды на диспергирование глинистых компонентов породыПК1.
Результаты эксперимента приведены в таблице 4.1 и на рисунках 4.3-4.4.В опыте 5 первоначально фильтровали минерализованную воду дляизмерения проницаемости по минерализованной воде. На выходе из моделипласта не наблюдали глинистых частиц. Затем исследовали влияние закачкидистиллированной воды (модели конденсата водяного пара) на проницаемостьмодели пласта при 90 оС (рисунок 4.3). После прогрева через модель фильтровалидистиллированную воду со скоростью подачи около 45 см3/час (эту же скоростьподачи использовали при фильтрации минерализованной воды на первом этапеэксперимента).
Закачка дистиллированной воды сопровождалась быстрым ростомперепада давления, который после прокачки всего 0,43 п.о. достиг значения 0,44МПа (рисунок 4.3). После этого скорость подачи была снижена до 12 см3/час иперепад давления снизился. Минимальные значения перепада давления (0,13-0,1480МПа) были достигнуты при объеме закачки около 1 п.о. дистиллированной воды.Проницаемость по воде модели пласта при этом составила только 0,0035 мкм2, т.е.более чем в 100 раз меньше, чем при фильтрации минерализованной воды.
Послепрокачки 1 п.о. дистиллированной воды на выходе из модели пласта появилсяглинистый раствор (рисунок 4.4) и начался рост перепада давления и снижениепроницаемости пористой среды. Опыт был остановлен после достиженияперепададавленияв1МПа.Врезультатезакачивания2,41п.о.деминерализованной воды (90 оС) проницаемость модели снизилась в 1030 раз.При этом пористая среда превратилась в глинисто-песчаную суспензию(«плывун»).Результаты опытов №1, 3 и 5 показывают, что рост температуры замедляетскорость набухания глинистых минералов породы пласта ПК1 и ускоряетпроцессы диспергирования глинистых частиц. Несмотря на высокую степеньвытеснениянефтигорячимконденсатом,закачкапаромнеявляетсяперспективным методом добычи нефти из пластов ПК.
После прекращениязакачки пара и остывания пласта будет происходить набухание и диспергированиеглинистой породы, потеря ей коллекторских свойств и запасов нефти.4.2 Вытеснение нефти пластов ПК перегретой водой и паромВданномподразделеисследуетсявозможностьприменениявысокопотенциальных флюидов (пара высокого давления и перегретой воды) длявытеснения нефти пластов ПК. Первоначально в эксперименте №4 исследоваливытеснение нефти при последовательной закачке перегретой воды (180 оС) и пара(320-325 оС) из деминерализованной воды.
Нагрев модели пласта в опыте иподачу дистиллированной воды начинали одновременно при скорости подъематемпературы 100 о/час.В опыте 4 первоначально наблюдали рост перепада давления до 0,044 МПа(рисунок 4.5). В дальнейшем перепад давления снизился, что связано с прогревом81модели пласта и снижением вязкости нефти и воды. Вытеснение нефтиперегретой водой проходило в поршневом режиме.Проницаемость для воды модели пласта после практически полногоудаления нефти составила 0,0102 мкм2, что существенно ниже проницаемости поминерализованной воде при 100 % водонасыщенности (0,39 мкм2), т.е. даже привысоких температурах взаимодействие дистиллированной воды с глинистымикомпонентами значительно снижает проницаемость моделей пласта для воды.При этом из пористой среды было вынесено значительное количество глинистыхчастиц, которые отлагались в выкидных линиях и емкости на выходе из моделипласта.Для удаления вынесенных частиц глины очистили выкидные линии (безохлаждения модели пласта) и продолжили эксперимент при скорости нагрева 60о/час.
Как видно из данных рисунка 4.6, перепад давления первоначальноувеличивался по мере роста температуры. После прокачки приблизительно 0,25п.о. дистиллированной воды температура в модели пласта достигла 320-325 оС,после чего произошло резкое увеличение перепада давления (более чем на 0,4МПа) и увеличение скорости накопления жидкости на выходе, что связано собразованием пара в трубке парогенератора и увеличения скорости фильтрациииз-за увеличения объема флюида при парообразовании. Затем начались быстрыеколебания перепада давления с амплитудой в 0,02-0,3 МПа и частотой менее 1сек, что указывает на образование паро-водяной смеси и процессы конденсации ииспарения.
Образование пара и паро-водяной смеси в парогенераторе и на входе вмодель пласта приводит к росту перепада давления, рост давления (давление вмодели пласта+перепад давления) приводит к конденсации пара и уменьшениюскорости движения флюида. Область пульсирования перепада давления показанана рисунке 4.6 пунктирной линией.После начала пульсации перепада давления была прекращена подачадистиллированной воды в кернодержатель, но это не остановило колебательныйпроцесс. Начало расти давление на выходе из модели (с 9,8 до 10,3 МПа), чтобыло связано с забивкой глиной выкидной трубки (внутренний диаметр 1,5 мм) из82модели пласта.
Выключение нагрева (охлаждение) привело к прекращению через1-2 минуты колебаний перепада давления в моделе пласта. Разборка моделипласта после опыта показала, что начальные ~50 % длины модели пластазаполнены глинистой суспензией, аналогичной наблюдаемой ранее. В концевойчасти модели пласта ( ~ 40 % объема модели пласта), находился обжатыйдавлением и температурой плотный песок, остальное занимала переходная зона.Разборка показала, что после опыта в модели пласта не содержалось нефти (небыло даже запаха нефти), т.е. коэффициент конечный коэффициент вытеснениянефти был равен 100 %.Исследование вытеснения вязкой нефти под действием перегретой воды ипара показывает следующее.1. Высокотемпературные флюиды (высокотемпературный пар и перегретаявода) способны при 180- 320-325 оС количественно отмыть нефть из моделипласта ПК.2.
Высокотемпературные флюиды способны диспергировать и выноситьглинистые компоненты породы.3. Образование паро-водяных смесей и конденсация пара при ростедавления может приводять к колебательным процессам в пористой среде, чтоускоряет вынос глинистых компонентов породы.В опыте №8 исследовали вытеснение нефти паром при температуре вышедавления насыщенного пара при пластовом давлении. Эксперимент состоял издвух этапов – прогрева модели пласта и вытеснения нефти паром (таблица 4.1,рисунки 4.7-4.8).Прогрев модели пласта с комнатной температуры до 300 оС (при пластовомдавлении) проводили при закрытом входе и открытом выходе со скоростью 120оС/час. После нагрева модель пласта выдерживали при 300 оС в течение 1 часа.Приблизительно через 10 минут после достижения 300 оС выделение жидкости измодели пласта прекратилось, т.е. процессы нагрева и испарения нефти и водызавершились.
В ходе прогрева из модели пласта выделилось 21,2 % нефти.83Затем прогрев модели пласта продолжили с той-же скоростью и в моментдостижения температуры 320 оС включили подачу воды со скоростью 12 см3/час.Начало фильтрации сопровождалось ростом давления до 0,184 МПа, однакоперепад давления довольно быстро снизился. После завершения процессавытеснения нефти перепад давления снизился еще значительнее, что указывает нато, что через модель пласта фильтруется пар.
В предыдущем эксперименте былипроблемы с выносом глинистых минералов из модели пласта, поэтому объемзакачивания воды в модель пласта был ограничен 1 п.о.Вытеснение нефти при 320 оС паром происходит в поршневом режиме,однако достигнутый коэффициент вытеснения (92 %) оказался ниже, чем в случаевытеснения нефти перегретой водой при 180 оС (около 100 %). Разборка моделипласта после опыта показала, что пористая среда (за исключением небольшогоучастка на входе в модель) окрашена в черный цвет и с большим трудомизвлекается из корпуса модели пласта - порода оказалась сцементированнойнефтяным пеком.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
