Full Text

Введение Основной проблемой разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения является вовлечение в процесс разработки низкопроницаемых матричных блоков карбонатного коллектора, насыщенных высоковязкой нефтью (ВВН). Как установлено ранними исследованиями [1], фильтрация теплоносителя и, как следствие, прогрев матричной части пласта происходят в основном по высокопроводящим каналам, которыми для теплоносителя является обширная сеть трещин. Пар, проникая в отдаленные зоны пласта по трещинам, контактирует с низкопроницаемой матрицей, отдавая тепло, за счет теплопроводного прогрева. Из-за сильной трещиноватости пласта, низкой проницаемости матрицы и низкой подвижности насыщающей поры высоковязкой нефти достичь высоких темпов прогрева матричной части залежи теплоносителем практически невозможно. Углекислый газ за счет высокой проникающей способности (в сверхкритическом состоянии СО2 обладает вязкостью, близкой к таковой газов [2, 3]) теоретически способен проникать в матричные блоки, растворяться в нефти и способствует дополнительному извлечению нефти. Таким образом, закачка СО2 совместно с теплоносителем может увеличить эффективность извлечения высоковязкой нефти на пермокарбоновой залежи. В предыдущей работе [4] авторов данной статьи на основе выполненного обзора литературных источников, показано, что мировой практике известны примеры успешного промышленного применения технологии закачки диоксида углерода в условиях сложнопостроенных карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью. При этом в зависимости от конкретных геолого-физических условий может быть достигнуто значительное увеличение технологических показателей разработки. Однако ввиду высокой неоднородности рассматриваемых залежей и высокой подвижности диоксида углерода существует проблема прорывов диоксида углерода к добывающим скважинам, что сказывается на необходимости использования значительных по меркам месторождения объемов СО2 - 1,84 тыс. м3 СО2 на тонну добытой нефти. В случае пермокарбоновой залежи, где единственным близким источником диоксида углерода рассматривается Усинский энергоцентр, получение значительного количества СО2 из дымовых газов не представляется возможным. В связи с этим авторами рассматривается вариант использования диоксида углерода в качестве добавки к теплоносителю с целью повышения эффективности применяемых в настоящее время тепловых методов воздействия на пласт (пароциклические обработки скважин и паротепловое воздействие). В настоящее время данный вариант комбинированной технологии считается весьма перспективным, в связи с чем ведутся активные исследования [5-8]. Одним из ключевых этапов при обосновании технологий является проведение лабораторных исследований, поскольку они позволяют в определенных условиях, максимально приближенных к пластовым, оценить технологический эффект и получить необходимые параметры для дальнейшего масштабирования процесса. В данной статье приводится описание созданного авторами лабораторно-методического комплекса, позволяющего выполнять необходимый объем исследований для полноценной оценки эффективности тепловых, газовых и комбинированных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В частности, рассматривается экспериментальное оборудование и предлагается методология выполнения комплексных исследований комбинированной технологии закачки теплоносителя и диоксида углерода с целью обоснования эффективного метода извлечения сверхвязкой нефти. Методология исследований технологий с применением газовых агентов (на примере СО2) При реализации газовых и комбинированных (совместно с теплоносителями и различными химическими агентами) МУН в условиях залежей высоковязкой нефти дополнительная добыча нефти становится возможной благодаря ряду факторов, проявляющихся при контакте пластовой нефти с закачиваемыми агентами [9, 10]. При растворении диоксида углерода в пластовой нефти к основным факторам можно отнести следующие: а) снижение вязкости. Растворение СО2 в нефти приводит к существенному снижению ее вязкости (в 2-100 раз и более), подобно тому, как это происходит при применении тепловых методов воздействия. Следует отметить, что данный эффект проявляется тем больше, чем больше вязкость исходной нефти; б) увеличение нефти в объеме («разбухание» нефти). Данный эффект проявляется при растворении СО2 в нефти и является важным для извлечения нефти по двум причинам: во-первых, объем вытесненной нефти прямо пропорционален степени ее разбухания; во-вторых, нефтяная фаза в пласте становится неразрывной (отдельные капли нефти соединяются в непрерывную фазу), что способствует увеличению ОФП для нефти; в) проявление режима растворенного газа. После остановки закачки СО2 начинает выделяться из нефти, тем самым вытесняя нефть к забою скважины. В случае извлечения высоковязкой нефти (ВВН) при выделении диоксида углерода в пластовых условиях может формироваться стойкая газонефтяная пена, способная ограничивать образование непрерывной газовой фазы в пласте и ее прорыв к добывающим скважинам, тем самым способствуя увеличению охвата залежи процессом вытеснения. Помимо перечисленных, при растворении СО2 в высоковязкой нефти могут проявляться в различной степени такие факторы, как экстракция легких и средних компонентов нефти и переход их в легкую (углекислотную) фазу, и снижение поверхностного натяжения на границе «пластовая нефть - СО2». Также отмечается, что образующаяся при контакте диоксида углерода с пластовой водой кислота растворяет карбонатную породу, и это приводит к увеличению проницаемости и объема пор. На полноту нефтеизвлечения и на эффективность закачки углекислого газа в целом, помимо пластовых условий (температура, давление, проницаемость, наличие трещиноватости и т.д.) и свойств пластовой нефти (состав, вязкость, наличие АСП и др.), влияют и технологические параметры процесса нагнетания СО2. (например темп и давление закачки и др.). Не стоит исключать также проявления негативных факторов, к которым можно отнести, например, коррозию нефтепромыслового оборудования, выпадение в свободную фазу асфальтенов и их отложение на стенках пор, кинжальные прорывы закачиваемого диоксида углерода и др. Проблемы, характерные для технологий закачки углекислого газа, и способы их решения описаны, например, в исследованиях [11-13]. Поскольку опыт экспериментальных исследований технологий извлечения ВВН, основанных на закачке диоксида углерода в пласт, практически отсутствует в нашей стране, был выполнен обширный обзор и анализ мирового опыта. В результате обобщения литературных источников и собственного опыта, с учетом возможностей̆ современного оборудования сформирована методология комплексных исследований, которая включает в себя следующие этапы: подготовка керновых моделей пласта и моделей пластовых флюидов, стандартный и специальный комплекс PVT-исследований пластовых флюидов и их смесей с газовым агентом, оценка характера вытеснения нефти, фильтрационные эксперименты на керновых моделях из стандартных и полноразмерных образцов (или насыпных моделях пласта), масштабирование процесса и дальнейшая оптимизация технологии в масштабах пилотного участка с использованием специализированного ПО. Подготовка моделей пласта и моделей пластовых флюидов включает в себя следующие этапы: а) отбор образцов керна, определение их фильтрационно-емкостных свойств и структурно-текстурных особенностей; б) компоновка моделей пласта с параметрами, характеризующими зоны объекта исследований; в) формирование керновых моделей пласта с характерными для изучаемого объекта параметрами или с параметрами, необходимыми для целей исследований; г) подготовка и определение свойств пластовых флюидов; д) подготовка рекомбинированной модели пластовой нефти, газа и модели пластовой воды со свойствами, близкими к физико-химическим свойствам пластовых флюидов. Следует отметить, что в зависимости от целей исследований, например для выполнения параметрических экспериментов, где необходимо исключить влияние пористой среды (изменчивость состава породы, структура порового пространства и др.) на получаемые результаты, вместо керновых моделей могут быть использованы образцы, выпиленные из однородного песчаника (Berea и т.п.), или искусственные пористые среды, состоящие из кварцевого песка или стеклянных микросфер. Однако это не отменяет необходимости использования реального керна, который позволяет моделировать условия, максимально приближенные к пластовым (что особенно важно, например, при определении коэффициентов вытеснения нефти). Необходимо тщательно подходить к подготовке модели пластовой нефти, так как ее состав определяет характеристики физико-химических процессов, происходящих при ее контакте с газовым агентом. Для выполнения лабораторных исследований необходимо использовать рекомбинированную модель пластовой нефти, приготовленную с применением модельного газа или газа, отобранного из промыслового сепаратора. Тщательная подготовка проб пористых сред и пластовых флюидов позволяет повысить достоверность результатов последующих лабораторных экспериментов и численного моделирования. PVT-исследования модели нефти и ее смесей с газовым агентом при различных соотношениях являются важной частью лабораторных исследований, так как фазовое поведение смеси нефти и углекислого газа, образующейся в пластовых условиях, рассматривается многими исследователями как определяющий фактор при оценке эффективности технологии закачки СО2 [7, 8]. Комплекс включает в себя: а) стандартные PVT-исследования рекомбинированной модели нефти [13] (определение плотности и вязкости, давления насыщения и объемного коэффициента при различных термобарических условиях); б) специальные PVT-исследования смесей рекомбинированной модели нефти и газового агента в различных пропорциях [14-18] (определение зависимости свойств смеси от термобарических условий и концентрации газа, изучение растворимости газового агента в нефти, определение степени изменения объема нефти (swelling test) [17-19], определение условий дестабилизации смол и асфальтенов [20] и др.). Изучение характера взаимодействия пластовой нефти и газового агента включает в себя определение минимального давления смесимости (МДС) и определение режима вытеснения нефти газовым агентом различными методами. Так называемый slim-tube test [21-23] является наиболее распространенным среди ряда методов лабораторного определения МДС, поскольку позволяет производить определение режима вытеснения нефти газом [24], а также осуществлять подбор состава агента-растворителя. Также достаточно широкое распространение получили «метод всплывающего пузырька» (англ. Rising-bubble method - RBM) [25] и «метод исчезающего поверхностного натяжения» (англ. vanishing interfacial tension - VIT) [26]. Результаты исследований на данном этапе позволяют сформировать представление о физико-химических процессах, имеющих место при динамическом контакте закачиваемого газа с пластовой нефтью. Кроме этого, полученные данные используются в дальнейшем при создании и настройке флюидальной и композиционной моделей. Фильтрационные эксперименты включают: а) специальные (параметрические) фильтрационные эксперименты на керне или насыпных моделях пласта (искусственных средах) с целью изучения особенностей процесса вытеснения при варьировании различных параметров (влияние давления и температуры, проницаемости и трещиноватости, установление оптимальных параметров воздействия (например, размер оторочки агента или соотношение объемов закачки вытесняющих агентов)) в зависимости от моделируемой схемы закачки [27-30]; б) исследования на керне с целью изучения вытесняющей способности СО2 при различных схемах закачки (вытеснение СО2 [31, 32], циклическое воздействие СО2 [33, 34], попеременная закачка СО2 и воды [35], комбинированное воздействие с теплоносителями [36, 37], в том числе с применением различных добавок (углеводородные растворители [37], ПАВ [38, 39] и др.)). Отдельно можно выделить микромоделирование с применением искусственных пористых сред, которое позволяет установить закономерности и особенности процесса вытеснения нефти на уровне отдельных пор и систем поровых каналов путем визуального наблюдения [35]. Фильтрационные эксперименты позволяют выполнить предварительную оценку эффективности технологии при различных термобарических условиях, изучить особенности вытеснения при проявлении различных факторов, оценить эффективность различных схем закачки СО2, а также получить необходимую информацию для дальнейшего масштабирования процесса. Масштабирование и оптимизация технологии выполняются путем численного моделирования с использованием специализированных симуляторов (например симулятор компании Computer modelling group - CMG), включающих в себя термический и композиционный модули. При этом для создания и адаптации модели пилотного участка (сектора) используются результаты лабораторных исследований [40, 41]. В ходе экспресс-скрининга моделируются различные сценарии разработки участка, которые в первую очередь отличаются схемами закачки агентов, размерами оторочек закачиваемых реагентов, схемами размещения скважин и др. В результате расчетов получают оптимальный вариант реализации технологии, который в дальнейшем используется для выполнения технико-экономической оценки (ТЭО). Реализация данного этапа позволяет повысить качество выполняемых исследований за счет расширения масштаба оценки технологии и повышения информативности выдаваемых результатов, а также дает возможность максимально оптимизировать схему лабораторных исследований с учетом понимания объема необходимых данных для создания моделей. Рис. 1. Методология комплексных исследований методов увеличения нефтеотдачи, основанных на закачке диоксида углерода Рис. 2. Лабораторный комплекс для выполнения исследований тепловых и газовых МУН: а - общий вид установки, б - поршневые расходомеры, в - визуальный трехфазный сепаратор, г - блок измерения поверхностного натяжения в пластовых условиях, д - визуальная ячейка, е - слим-модель в термошкафу Описанная методология исследований схематично представлена на рис. 1, где указаны отдельные этапы исследований и их взаимосвязь друг с другом. Описание лабораторного оборудования Для выполнения исследований создан специальный лабораторный комплекс, позволяющий выполнять фильтрационные эксперименты на керновых и насыпных моделях пласта с применением различных вытесняющих агентов (вода, газ, пар, химические композиции) в широком диапазоне температур и давлений (рис. 2, а). Конструкция комплекса позволяет выполнять эксперименты по двух- и трехфазной фильтрации, а также одновременное выполнение двух независимых экспериментов (закачка и отбор флюидов, измерение перепада давления, измерение количества отбираемых нефти, воды и газа, динамический анализ компонентного состава отбираемых флюидов). Фильтрационная установка включает в себя ряд функциональных блоков (систем): блок горного давления, блок подачи флюидов, блок подготовки и подачи газового агента, два блока кернодержателей, два блока slim-tube-моделей, два блока измерения перепада давления, два блока противодавления, два блока замера объема флюидов, блок генерации пара, блок охлаждения гидравлической линии, блок замера поверхностного натяжения, блок сбора данных и хроматографический комплекс для контроля и мониторинга МУН. Блоки подачи флюидов, кернодержателей, измерения перепада давления, противодавления и сбора данных имеют классическое исполнение; отдельного описания заслуживают следующие блоки: - блок горного давления предназначен для создания и поддержания независимого давления обжима в двух кернодержателях. Блок состоит из поршневого насоса, автоматических клапанов, осуществляющих автоматическую работу насоса на оба кернодержателя, и датчиков давления; - блок подготовки и подачи газового агента включает в себя насос-усилитель для перекачки газов из баллонов, емкость высокого давления для накопления газовых смесей, двухплунжерный насос и систему манометров и предохранительных клапанов. Блок позволяет сжимать и нагревать газ до необходимых термобарических условий и подавать на блоки кернодержателей или slim-tube; - блок slim-tube включает в себя собственно slim-tube-модели, специальную поршневую емкость для газового агента, фильтр на выходном конце модели и визуальную ячейку высокого давления. Конструкция визуальной ячейки позволяет производить фото- и видеофиксацию фазового поведения на различных стадиях эксперимента по вытеснению нефти газовыми агентами; - блок замера объемов флюидов на выходе из моделей пласта включает в себя трехфазный визуальный сепаратор, специальные поршневые расходомеры, установленные после сепаратора, и систему датчиков давления. Сепаратор с помощью цифровых камер контролирует уровни разделов фаз «вода - нефть» и «нефть - газ». При перемещении уровней раздела фаз поршневые расходомеры откачивают соответствующие фазы, при этом в системе поддерживается постоянное давление. Конструкция блока позволяет в процессе экспериментов направлять флюиды на хроматографический комплекс с заданной периодичностью, для чего должным образом могут быть настроены поршневые расходомеры. Использование поршневых расходомеров обусловлено возможностью замеров объемных расходов фаз в широком диапазоне значений (таблица); - блок генерации пара используется в фильтрационных экспериментах при моделировании МУН с применением теплоносителей и представляет собой проточный парогенератор-перегреватель с установленными в нем термопарами для контроля параметров теплоносителя. Для контроля параметров пара предусмотрены линия с клапаном противодавления, поддерживающая постоянное давление в системе, и капиллярная стальная трубка, обеспечивающая падение давления на выходе из парогенератора, за счет чего можно регулировать степень сухости пара; - блок охлаждения гидравлической линии, как правило, используется в связке с блоком генерации пара с целью охлаждения флюида Основные технические характеристики фильтрационной установки Параметр Значение Общие характеристики Максимальное рабочее горное давление, МПа 60, Максимальное рабочее поровое давление, МПа 40,0 Максимальная рабочая температура, °С 200 Диапазон объемного расхода флюидов, см3/мин 0,001-50 Блок кернодержателей Тип кернодержателя Хасслера Диаметр, мм 30, 110 Максимальная длина колонки керна, мм 600 Блок slim-tube Длина трубки, м 12, 24, 40 Наружный диаметр трубки, мм 6, 8, 12 Материал Нержавеющая сталь Набивка Стеклянные микросферы Фракция, mesh 100 Пористость, % 38 Газопроницаемость, мкм2 33 Блок замера объемов флюидов Диапазон расхода жидкости, см3/мин 0,1-200 Диапазон расхода газа, см3/мин 0,1-500 Точность, % 1 Максимальный объем, см3 - нефти 400 - газа Нет ограничений - воды Нет ограничений Блок генерации пара Максимальное рабочее давление, МПа 25 Максимальная рабочая температура, °С 360 на выходе из модели пласта и для поддержания необходимой температуры на линии поддержания давления теплоносителя в блоке генерации пара и представляет собой криостат, который обеспечивает циркуляцию охлаждающего агента по трубкам, в которые вставлены трубки гидравлической линии фильтрационной установки; - блок замера поверхностного натяжения предназначен для измерения поверхностного натяжения в пластовых условиях методом висячей капли и состоит из ячейки высокого давления со смотровым окном, источника направленного света и высокоскоростной камеры. В зависимости от задачи визуальная ячейка заполняется необходимой прозрачной фазой (вода или газ), после чего с помощью иглы подается нефть для последующего Рис. 3. Принципиальная гидравлическая схема фильтрационной установки: 1 - кернодержатель, 110 мм; 2 - кернодержатель, 30 мм; 3 - слим-модель; 4 - емкость с маслом; 5 - плунжерные насосы; 6 - клапаны; 7 - сосуд высокого давления с подвижным поршнем; 8 - сосуд высокого давления; 9 - манометр; 10 - дифманометр; 11 - поршневой насос горного давления; 12 - клапан противодавления; 13 - трехфазный сепаратор; 14 - поршневые расходомеры; 15 - мерная бюретка; 16 - пневмоусилители; 17 - визуальная ячейка; 18 - обратный клапан; 19 - газовые баллоны; 20 - игольчатый кран измерения поверхностного натяжения. Блок позволяет выполнять определение минимального давления смесимости (МДС) методом VIT. Блочное исполнение установки позволяет конфигурировать гидравлическую линию для выполнения экспериментов по вытеснению нефти на керновых моделях пласта и на slim-tube-моделях и при необходимости использовать дополнительные блоки (генерации пара, замера поверхностного натяжения, хроматографический комплекс и др.). Для работы со сжижающимися газами (СО2 или смеси газов) уплотнительные кольца контактирующих элементов гидравлической линии выполнены из материалов, устойчивых к декомпрессии газа. Основные технические характеристики фильтрационной установки представлены в таблице, на рис. 3 приведена принципиальная гидравлическая схема фильтрационной установки. Описание экспериментов Подготовительные работы. Для подготовки керновых моделей пласта предварительно формировалась коллекция цилиндрических образцов стандартного размера. Затем для определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) отбирались образцы, обладающие правильной формой, без сколов, трещин и крупных каверн на торцах и боковой поверхности. Пористость определялась методом жидкостенасыщения, газопроницаемость - методом фильтрации газа через образец. Связанная водонасыщенность создавалась методом полупроницаемой мембраны в групповом капилляриметре. Компоновка составных керновых моделей выполнялась согласно положениям отраслевого стандарта [42] по значениям коэффициентов открытой пористости и абсолютной газопроницаемости отдельных цилиндрических образцов. Составные керновые модели компоновались из условий равенства их средневзвешенных по длине значений пористости и газопроницаемости, длин и объемов пор с целью исключения влияния изменения данных параметров на результаты экспериментов. В работе [43] показано, что начальная нефтенасыщенность может оказывать значительное влияние на величину коэффициента вытеснения нефти и газонефтяное отношение (ГНО). При этом чем выше вязкость нефти, тем сильнее влияние начальной нефтенасыщенности на данные показатели. С учетом вышесказанного компоновка керновых моделей пласта осуществлялась таким образом, чтобы значения связанной водонасыщенности (а значит, и начальной нефтенасыщенности, так как Sн нач. = 1 - Sв нач.) моделей были одинаковыми. Подготовка моделей растворенного газа выполнялась статическим методом парциальных давлений. Суть метода заключается в задании состава газовой смеси (объемных долей компонентов) в соответствии с парциальными давлениями отдельных компонентов, исходя из уравнения (1): (1) где Рсм - давление смеси газов, Pi - парциальное давление газового компонента. Для определения парциального давления каждого газа при задании смеси объемными (молярными) долями можно воспользоваться законом Бойля - Мариотта, из которого следует, что при постоянной температуре: (2) где Vi - парциальный объем компонента; V - объем газовой смеси; ri - объемная доля компонента смеси. Таким образом, задание состава смеси газов возможно путем сложения парциальных давлений компонентов: (3) где ri - объемная доля газового компонента в смеси. Для приготовления рекомбинированной модели нефти и ее смесей с диоксидом углерода использовалась предварительно дегазированная и очищенная от механических примесей устьевая проба нефти, отобранная из скважин пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Для этого в ячейку для рекомбинирования нефти предварительно закачивали расчетное количество модели пластового газа в объеме, соответствующем требуемому объему рекомбинированной модели нефти и среднему газосодержанию нефти в пластовых условиях. При приготовлении смеси рекомбинированной модели нефти с диоксидом углерода после модели растворенного газа закачивали чистый диоксид углерода. Объем закачки СО2 рассчитывался с учетом «мертвого объема» трубок от емкости с СО2 до крана на емкости для рекомбинирования. После закачки газов в ячейку для рекомбинирования переводили дегазированную нефть с помощью емкости высокого давления. Затем давление в ячейке поднимали до соответствующего пластовому, а температуру устанавливали на уровне выше пластовой на 30-40 °С. Готовность рекомбинированной модели нефти определяли по стабилизации газосодержания, которое получали методом однократной сепарации в процессе перемешивания. Определение PVT-свойств рекомбинированной модели нефти выполнялось согласно [44]. На стадии выполнения PVT-исследований рекомбинированной модели нефти дополнительно определяли зависимость объемного коэффициента от давления. Данная зависимость использовалась затем при расчете коэффициентов вытеснения нефти на слим-моделях и на составных керновых моделях. Определение режима вытеснения нефти. Задачей фильтрационных исследований на слим-моделях являлась оценка режима вытеснения высоковязкой нефти диоксидом углерода при различных термобарических условиях, соответствующих условиям, характерным для зон пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Описание эксперимента. Предварительно заполненную кварцевым песком трубку насыщали керосином при давлении 7 МПа с целью растворения и удаления воздуха, находящегося в пустотном пространстве песчаной набивки. Керосин вытеснялся рекомбинированной моделью нефти до стабилизации перепада давления при температуре и давлении эксперимента, после чего слим-модель выдерживалась при установленных давлении и температуре в течение 24 ч. Подготовленный СО2 (сжатый и нагретый до условий эксперимента) закачивали в слим-модель при поддержании постоянного перепада давления на уровне 1,2 МПа. Объемы флюидов на выходе из слим-модели замеряли с помощью визуального сепаратора и специальных поршневых расходомеров. В процессе эксперимента осуществлялся анализ физико-химических свойств отбираемых флюидов. СО2 закачивался в объеме, соответствующем 1,2 объема пустотного пространства слим-модели (при пластовых условиях), после чего эксперимент останавливали. Коэффициент вытеснения нефти (Kвт) рассчитывался согласно уравнению (4): , (4) где Vвн - объем вытесненной нефти, см3, b - объемный коэффициент нефти, соответствующий ступени порового давления и пластовой температуре, ед., Vмерт - мертвый объем трубок на входе в слим-модель (определялся геометрическим способом), см3, Vпор - объем пор слим-модели, равный объему нефти, изначально содержавшейся в слим-модели, см3. После каждого эксперимента производилась очистка слим-модели путем прокачки нескольких поровых объемов растворителя до его полного обесцвечивания на выходе из слим-модели при температуре 150 °С. Режим вытеснения устанавливался по величине коэффициента вытеснения нефти в соответствии с установленными критериями: полная смесимость достигается при условии вытеснения не менее 90 % нефти, если коэффициент вытеснения нефти не более 50-60 %, то процесс вытеснения носит несмешивающийся характер, достижение промежуточного значения коэффициента вытеснения 60-90 % соответствует условиям частичного смешивания. Фильтрационные эксперименты на керновых моделях пласта. В соответствии с задачами исследований эксперименты на керновых моделях выполнялись в различных изотермических условиях, характеризующих ту или иную степень прогрева пласта пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Обоснование скорости фильтрации. Важным условием при моделировании фильтрационных процессов является воспроизведение реальной скорости фильтрации. Для моделирования пластовых условий фильтрации необходимо иметь информацию о реальной скорости фильтрации в моделируемом объекте, однако существующие методы оценки скоростей фильтрации дают информацию о скорости, как правило, по всему изучаемому интервалу, где основной вклад в измерение вносит высокопроницаемая зона. Поэтому получаемые данные являются в значительной степени завышенными и не могут быть использованы в фильтрационных экспериментах при моделировании низкопроницаемых зон пласта. Характер вытеснения и движения фаз в пористой среде зависит от соотношения вязкостных, гравитационных и капиллярных сил. Соотношение между вязкостными и капиллярными силами описывается безразмерным числом Nca (5): , (5) где v - скорость фильтрации; µD - вязкость вытесняющей фазы (воды или СО2); σ - поверхностное натяжение на границе вытесняемой и вытесняющей фаз. Соотношение между гравитационными и капиллярными силами характеризуется безразмерным числом Бонда (Во) (6): (6) где Δρ - разность плотностей вытесняемой и вытесняющей фаз; g - ускорение свободного падения; K - проницаемость пористой среды; σ - поверхностное натяжение на границе вытесняемой и вытесняющей фаз. При моделировании фильтрации капиллярные силы должны превалировать над двумя другими, и, как было установлено в [45], величины Nca и Bo должны быть меньше или равны 10-5. При выполнении экспериментов параметры выбирались исходя из данного условия. Техника выполнения экспериментов. Предварительно подготовленная керновая модель пласта помещалась в кернодержатель и донасыщалась керосином. После чего выполнялось замещение керосина рекомбинированной моделью нефти. Фильтрация нефти продолжалась до достижения стабилизации перепада давления между торцами составной керновой модели. После стабилизации перепада давления определялась фазовая проницаемость по нефти (Kпр н) при остаточной (связанной) водонасыщенности (Sвост). После термостабилизации модели пласта и гидравлической системы в керновую модель пласта производилась закачка агента вытеснения (воды или СО2). Измерение объемов вытесненных флюидов производилось с некоторой периодичностью с целью построения динамики вытеснения, причем на каждом временном отрезке фиксировался перепад давления. Закачка агента вытеснения производилась до момента прекращения выхода нефти из модели пласта или после прокачки в объеме, соответствующем 2 Vпор керновой модели пласта. По окончанию эксперимента подсчитывался объем извлеченной из керновой модели нефти с учетом «мертвого объема» трубок на выходе из кернодержателя. Исходя из известного объема изначально содержавшейся в порах керновой модели пласта нефти, производился расчет коэффициента вытеснения (Kвт) нефти согласно уравнению (7): (7) где Vпор - объем пор модели пласта, см3; Vсв в - объем связанной воды в модели пласта, см3. Заключение 1. Создан специализированный лабораторный комплекс, позволяющий выполнять весь спектр исследований, необходимых при изучении тепловых и газовых МУН. 2. Предложена методология комплексной оценки эффективности технологий извлечения ВВН с использованием экспериментальных и численных методов. 3. Сформированы методики выполнения исследований комбинированной технологии закачки теплоносителей и диоксида углерода для повышения КИН на пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

About the authors

Stanislav A. Kalinin

Author for correspondence.
Email: stanislav.kalinin@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614066, Russian Federation

Leading Engineer of the Department of Analytical Processing of Core Research Results

Oleg A. Morozyuk

Email: oleg.morozyuk@pnn.lukoil.com
3a Permskaya st., Perm, 614066, Russian Federation

PhD in Engineering, Head of the Department of Research of Thermal Reservoir Stimulation Methods

References

Statistics

Views

Abstract - 305

PDF (Russian) - 798

PDF (English) - 108

Refbacks

• There are currently no refbacks.