Full-Size Core Epoch at Laboratory Research of EOR Technologies

Ivan S. Putilov; Путилов Иван Сергеевич; Pavel N. Rekhachev; Рехачев Павел Николаевич; Irina P. Gurbatova; Гурбатова Ирина Павловна; Nikolai N. Barkovskii; Барковский Николай Николаевич; Oleg I. Iakimov; Якимов Олег Игоревич; Oleg A. Moroziuk; Морозюк Олег Александрович

doi:10.15593/2224-9923/2016.19.6

Full-Size Core Epoch at Laboratory Research of EOR Technologies

Authors: Putilov I.S.¹, Rekhachev P.N.¹, Gurbatova I.P.¹, Barkovskii N.N.¹, Iakimov O.I.¹, Moroziuk O.A.²
Affiliations:
1. PermNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm
2. Ukhta State Technical University
Issue: No 19 (2016)
Pages: 155-164
Section: ARTICLES
URL: https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1272
DOI: https://doi.org/10.15593/2224-9923/2016.19.6
Cite item

Abstract
Full Text
About the authors
References
Statistics

Abstract

The article analyzes influence of core sample size on authenticity of data, obtained in laboratory simulation of reservoir stimulation technologies depending on reservoir type. It is found that in contrast to composite models, a full-size core reflects relationship of pore systems of complex reservoirs to the full extend. That allows making more correct conclusions about the effectiveness of technologies. In particular determination of adsorption and mechanical destruction of polymer compositions, strength of created water-proof barrier, dynamics of pressure during mixture injection etc. In order to improve authenticity of results obtained in laboratory simulation at the stage of selection of full-size core samples rock anisotropy, which is common for carbonate reservoirs and are usually connected to rocks fracture system, have to be taken into account. On the basis of ideas about improved efficiency of modeling technologies for enhanced oil recovery (EOR) for the conditions of complex carbonate reservoirs laboratory study is performed. The study used core samples with thermo reversible polymer composition МЕТКА, developed by the Institute of Petroleum Chemistry of Siberian Branch of the Russian Academy of Science. Use of a full-size core allowed evaluating the effectiveness of МЕТКА technology. The technology allowed to involve in the development low-permeability reservoirs and reservoirs that were not flooded. Study showed that results of standard-size core models are not informative to evaluate flooding efficiency. For the conditions of complex carbonate reservoirs due to low representation of standard samples the need to use core samples of maximal diameter is determined. Results obtained have practical importance in correct determination of parameters for EOR application during field development.

Keywords

full-size core sample, complex carbonate reservoir, anisotropy, oil recovery factor, pilot project.

Full Text

Введение Неравномерная выработка запасов в процессе разработки нефтяных месторождений и, как следствие, недостижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) требуют проведения работ по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП). Одним из наиболее распространенных методов увеличения нефтеотдачи пластов является метод выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин. Главные цели выравнивания профилей приемистости - увеличение охвата пласта заводнением по толщине, площади, перераспределение объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом. Обработки проводят с применением временно изолирующих материалов: гелеобразующих составов, эмульсий, осадкообразующих растворов, водных растворов полиакриламида и т.д. Ухудшение геолого-физичес-ких характеристик и технологических параметров работы скважины ограничивает область применения существующих методов воздействия на пласт, что обусловливает необходимость поиска и внедрения новых технологий. Особое внимание при выборе новых технологий ПНП необходимо уделять этапу лабораторных исследований, в частности, этапу фильтрационных испытаний на керновом материале, позволяющих наглядно оценить эффективность исследуемой технологии. Неверные выводы на стадии лабораторного моделирования могут либо дискредитировать высокоэффективный метод, либо, наоборот, вызвать неоправданно большие материальные затраты при внедрении в промышленных масштабах малоэффективного способа увеличения нефтеотдачи [1]. Для повышения достоверности получаемых результатов при моделировании технологий ПНП на этапе фильтрационных испытаний необходимо учитывать особенности геологического строения месторождения и строения различных пород, ввиду чего особое внимание необходимо уделить выбору адекватных моделей пласта. Анализ влияния размера керновых образцов на достоверность данных, получаемых в ходе исследований технологий ПНП В соответствии с существующими представлениями керновые образцы, моделирующие участки пласта объектов воздействия технологии, должны обладать свойствами статистической представительности с точки зрения изучаемого пласта-коллектора. Это возможно лишь при условии, когда изучаемый керн содержит такое большое число элементов, слагающих пласт, что их совокупное поведение и в пласте, и в изучаемом керне окажется тождественным [2]. Для объектов, представленных терригенными отложениями с поровым типом пустотного пространства, фильтрация пластовых жидкостей и закачиваемых химических реагентов как в полноразмерных (10×10 см), так и в стандартных образцах (3×3 см) происходит по сходной системе каналов. Достоверность получаемых результатов в данном случае не будет зависеть от геометрического размера образца. Для сложнопостроенных карбонатных коллекторов трещинно-порово-кавернового типа ситуация не столь однозначная. Для них характерен сложный полимодальный характер распределения пустот по размерам [2-4]. Структуру пустотного пространства карбонатного коллектора в общем случае можно рассматривать как систему крупных пустот (каверны, крупные трещины, очаги крупных пор), сообщающихся за счет системы более мелких пустот (микротрещины, мелкие поры) (рис. 1). Рис. 1. Образцы керна различного размера Рис. 2. Распределение поровых систем в образце керна: а - полноразмером; б - стандартом Как видно из рис. 1, полноразмерный керн четко иллюстрирует направленность поровых систем, в то время как проницаемость стандартного образца зависит от точки выпиливания (рис. 2). Поровый объем образца стандартного размера составляет ≈ 20,9 см3, полноразмерного керна ≈ 785,4 см3. Таким образом, объем полноразмерного образца диаметром 10 см в 37,5 раза больше стандартного, соответственно, и представительность полученных результатов заметно выше. С целью увеличения порового объема возможно создание моделей, состоящих из нескольких стандартных керновых образцов. Однако вследствие высокой неоднородности сложнопостроенного карбонатного коллектора разница значений проницаемости стандартных образцов, выпиленных из одного полноразмерного керна, может достигать нескольких порядков. В отличие от составных моделей, полноразмерный керн максимально полно отражает взаимосвязь поровых систем сложнопостроенных коллекторов, что позволяет делать более корректные выводы об эффективности технологий, в частности, определять адсорбцию и механическую деструкцию полимерных составов, прочность созданного водоизоляционного барьера, динамику давления в процессе закачки составов и т.д. При подборе полноразмерных образцов керна с целью повышения достоверности полученных результатов при лабораторном моделировании необходимо учитывать анизотропию пород, которая присуща карбонатным коллекторам и, как правило, связана с трещиноватостью пород [5-12]. Реализация разработанного подхода моделирования технологий ПНП на примере испытания технологии «МЕТКА» На основании сформированных представлений о повышении эффективности моделирования технологий ПНП для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми проведены лабораторные исследования с использованием кернового материала. Данный подход реализован в рамках выполнения фильтрационных испытаний новой термообратимой полимерной композиции «МЕТКА», разработанной Институтом химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук для месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, характеризующегося сложнопостроен-ным типом коллектора. Технология направлена на повышение коэффициента охвата пласта при заводнении, паротепловом и пароциклическом воздействии и ограничении водопритока, достигаемого закачкой через водонагнетательные, паронагнетательные, пароциклические или добывающие скважины водных растворов композиции «МЕТКА», способных образовывать термообратимые полимерные гели непосредственно в пластовых условиях. Фактором, вызывающим обратимый фазовый переход «раствор - гель», является тепловая энергия пласта или закачиваемого теплоносителя. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды или пара из нагнетательных в добывающие скважины, перераспределяют фильтрационные потоки пластовых флюидов в нефтяном пласте, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции окружающих добывающих или пароциклических скважин, увеличению добычи нефти [13-14]. Принцип действия технологии показан на рис. 3. Ввиду высокой неоднородности фильтрационно-емкостных средств исследуемых пластов по разрезу исследования проводились на двухслойных моделях объекта опытно-про-мышленных работ. Каждая модель состояла из двух параллельно расположенных полноразмерных керновых образцов (длина/диаметр - 110/110 мм), моделирующих низкопроницаемый и высокопроницаемый пропластки (рис. 4). В ходе работы определена способность технологии перераспределять фильтрационные потоки в условиях ожидаемых температур (50 и 100 ºС), а также эффективность композиции в условиях повышенных температур (200 ºС). На начальном этапе проводились исследования в «свободном объеме» с выбором оптимальной рецептуры композиции «МЕТКА» [15-19]. Порядок проведения фильтрационных испытаний: - создание начальной нефтенасыщенности керновых моделей в соответствии с ОСТ 39-195-86 [20]; - вытеснение нефти путем фильтрации воды системы ППД через двухслойную модель (моделирование процесса первичного заводнения); - закачка композиции «МЕТКА» в объеме 0,5 Vпор при скорости закачки 1,0 см3/мин; - выдержка для созревания состава в породе в течение 24 часов (определена по результатам предварительных исследований в «свободном объеме»); - фильтрация воды системы ППД после воздействия состава; - расчет изменения коэффициента вытеснения нефти водой (Kвт), остаточного фактора сопротивления по воде (RRFw). При проведении опытов фиксировались перепады давления, объемы и время прокачки, скорость фильтрации. Результаты исследований приведены в табл. 1, динамика давления и коэффициента вытеснения представлена на рис. 5. Рис. 3. Принцип действия технологии: а - до закачки композиции «МЕТКА»; б - после закачки композиции «МЕТКА» Рис. 4. Общий вид двухслойной модели пласта Таблица 1 Результаты фильтрационных испытаний композиции «МЕТКА» № п/п Тип двухслойной модели № образца Kпрн Kвт.1 Kпрв.1 по воде до реагента Объемный расход до реагента Скорость закачки реагента Vпор Максимальное давление при прокачке реагента Kвт.2 (Kвт.3 при 200 ºС) Kпрв.2 (Kпрв.3 при 200 ºС) по воде после реагента Абс. ∆Kвт, (при 200 ºС) Отн. ∆Kвт (при 200 ºС) Объемный расход после реагента (при 200 ºС) RRFw 50 оС 1 Низкопроницаемый образец 8-671-12 97,26 0,112 - 0,074 1 149,82 (0,5) 1,36 0,266 - 0,154 137,50 0,674 7,05 Высокопроницаемый образец 17-500-13 602,10 0,274 - 0,926 0,331 - 0,057 20,80 0,326 Общая модель - 273,98 0,210 18,19 1,000 0,305 2,59 0,095 45,24 1,000 100 (200) оС 2 Низкопроницаемый образец 8-658-12 131,23 0,123 - 0,052 1 211,99 (0,5) 0,97 0,372 (0,526) - 0,249 (0,403) 202,44 (327,64) 0,773 (0,750) 5,38 Высокопроницаемый образец 17-501-13 506,04 0,370 - 0,948 0,424 (0,483) - 0,054 (0,113) 14,59 (30,54) 0,227 (0,250) Общая модель - 235,83 0,257 24,65 1,000 0,396 (0,498) 4,57 (7,81) 0,139 (0,241) 54,09 (60,86) 1,000 Примечание: Kпрн - фазовая проницаемость по нефти при остаточной водонасыщенности, мкм2·10-3; Kвт.1 - коэффициент вытеснения нефти до закачки композиции «МЕТКА», доли ед.; Kпрв.1 - фазовая проницаемость по воде системы ППД до закачки композиции «МЕТКА», мкм2·10-3; Vпор - поровый объем керновой модели, см3; Kвт.2 - коэффициент вытеснения нефти после закачки композиции «МЕТКА», доли ед.; Kвт.3 - коэффициент вытеснения нефти после закачки композиции «МЕТКА» при 200 оС; Kпрв.2 - фазовая проницаемость по воде системы ППД после закачки композиции «МЕТКА», мкм2·10-3; Абс. ∆Kвт - абсолютный прирост коэффициента вытеснения, доли ед.; Отн. ∆Kвт - относительный прирост коэффициента вытеснения, %. Рис. 5. Динамика основных показателей вытеснения по двухслойной модели объекта опытно-промышленных работ (50 оС) В результате проведенных фильтрационных испытаний композиции «МЕТКА» на двухслойных керновых моделях зафиксировано изменение коэффициента вытеснения нефти водой. Значения основных показателей представлены в табл. 2. При проведении фильтрационных испытаний отмечено, что основной прирост связан с нефтью, довытесненной из низкопроницаемых образцов за счет выравнивания профиля нагнетания закачиваемой воды и перераспределения фильтрационных потоков в недренируемые участки двухслойных моделей. Также прирост обусловлен нефтью, довытесненной из высокопроницаемых образцов за счет блокирования промытых поровых каналов и вовлечения в процесс фильтрации ранее не задействованных или слабо охваченных участков. Таким образом, подтвердились заявленные эффекты от применения технологии по блокированию высокопроницаемых и высокообводненных зон, перераспределению течения закачиваемой воды в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки и участки пласта. При этом композиция показала свою эффективность как при низких (50 оС), так и повышенных температурах (100, 200 оС). Для определения необходимости использования керновых образцов максимального диаметра при проведении испытаний для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов проведены исследования технологии «МЕТКА» с использованием двухслойных моделей, состоящих из образцов стандартного размера (3×3 см). Исследования стандартных керновых моделей проводились по аналогичной методике при температуре 50 оС. Сравнительные характеристики исследований полноразмерных и стандартных керновых моделей представлены в табл. 3. Таблица 2 Показатели фильтрационных испытаний композиции «МЕТКА» по двухслойной модели Т, ºС № п/п Тип модели Kвт.1, доли ед. Распределение объемного расхода по модели до обработки, % RRFw, доли ед. Распределение объемного расхода по модели после обработки, % Kвт.2, доли ед. Абс. DKвт, доли ед. Отн. DKвт, % 50 1 Низкопроницаемая 0,210 7,4 7,02 67,4 0,305 0,095 45,24 Высокопроницаемая 92,6 32,6 100 2 Низкопроницаемая 0,257 5,2 5,38 77,3 0,396 0,139 54,09 Высокопроницаемая 94,8 22,7 200 Низкопроницаемая 0,396 77,3 - 75,0 0,498 0,102 25,76 Высокопроницаемая 22,7 25,0 Таблица 3 Основные показатели фильтрационных испытаний композиции «МЕТКА» на полноразмерных и стандартных керновых моделях при температуре 50 оС № п/п Тип модели Kпрн по нефти, мкм2·10-3 Kпрв.1 по воде до реагента, мД Kвт.1, доли ед. Распределение объемного расхода по модели до обработки, % RRFw, доли ед. Распределение объемного расхода по модели после обработки, % Kвт.2, доли ед. Абс. DKвт, доли ед. Отн. DKвт, % Полноразмерная керновая модель 1 Низкопроницаемая 97,26 18,19 0,112 7,4 7,02 67,4 0,266 0,154 137,50 Высокопроницаемая 602,10 0,274 92,6 32,6 0,331 0,057 20,80 Общая модель 273,98 0,210 100,0 100,0 0,305 0,095 45,24 Стандартная керновая модель 2 Низкопроницаемая 86,56 16,28 0,260 7,4 10,86 88,3 0,315 0,055 21,15 Высокопроницаемая 585,33 0,327 92,6 11,7 0,327 0 0 Общая модель 253,75 0,292 100,0 100,0 0,320 0,028 9,59 Как видно из табл. 3, уже на начальном этапе испытаний в процессе определения Kвт.1 (до закачки композиции) результаты при исследовании полноразмерных образцов (Kвт.1 = 0,21 доли ед.) более близки к принятому значению проектного КИН = 0,15 доли ед. по сравнению со стандартными образцами (Kвт.1 = 0,292 доли ед.). Кроме того, при последующем определении Kвт.2 (после закачки композиции «МЕТКА»): 1) в отличие от полноразмерного керна, на образцах стандартного размера не зафиксировано довытеснение нефти из высокопроницаемой модели, композиция практически полностью блокировала фильтрационные каналы керновых образцов, составляющих основную долю порового пространства; 2) значения прироста (DKвт) на стандартных образцах по низкопроницаемой модели (0,055 доли ед.) гораздо ниже, чем прирост на аналогичной модели из полноразмерного керна (0,154 доли ед.). Данные расхождения объясняются невысокими значениями порового объема стандартных образцов, что привело к их значительному обводнению при моделировании процесса первичного заводнения. Итак, результаты исследования прироста коэффициента вытеснения после применения композиции «МЕТКА» на моделях, состоящих из стандартных образцов, по сравнению с данными, полученными при экспериментах полноразмерным керном, занижены в несколько раз. Заключение Таким образом, выполненный анализ позволил определить необходимость использования керновых образцов максимального диаметра при проведении испытаний для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов ввиду низкой представительности стандартных образцов в части отражения взаимосвязи поровых систем, что подтверждено результатами фильтрационных испытаний технологии «МЕТКА». Использование полноразмерного керна при лабораторном моделировании позволило оценить эффективность технологии при вовлечении в разработку не только низкопроницаемых пропластков, но и высокопроницаемых зон пласта, ранее не охваченных или слабо охваченных заводнением. Полученные результаты имеют практическое значение при разработке месторождений для корректного определения параметров реализации и условий эксплуатации скважин при проведении работ по повышению нефтеотдачи пластов.

About the authors