Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обзор и анализ лабораторных исследований эффективности технологии водогазового воздействия 8
1.1 Современные представления о механизме вытеснения нефти газовыми агентами...8
1.2 Обзор лабораторных исследований метода водогазового воздействия на нефтяной пласт 21
ГЛАВА 2. Обоснование выбора объектов исследований и методики проведения физического моделирования 38
2.1. Обоснование выбора объектов исследований 38
2.2 Моделирование процессов водогазового воздействия в лабораторных условиях.„39
2.3 Методика проведения физического моделирования и описание экспериментальной установки 41
ГЛАВА 3. Лабораторные исследования по изучению растворимости закачиваемого газа в нефти 49
3.1 Методика проведения исследований по определению физических свойств нефти при растворении в ней закачиваемого газа 49
3.2 Описание и анализ результатов исследований по растворимости углеводородного газа в пластовой нефти 51
3.3 Выводы ,..,,„, 59
ГЛАВА 4. Лабораторные исследования процессов вытеснения нефти при водогазовом воздействии в осложненных горно геологических условиях 60
4.1 Исследования водогазового воздействия на залежи нефти в карбонатных коллекторах 60
4.1.1 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи высоковязкой нефти (на примере Оибийского месторождения) 60
4.1.2 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи нефти повышенной вязкости (на примере Метелинского месторождения) , 70
4.1.3 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи средневязкой нефти (иа примере Петропавловского месторождения) 77
4.2 Исследования водогазового воздействия на залежи нефти в низкопроницаемых терригенных коллекторах 88
4.2.1 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием попутно добываемого газа 89
4.2.2 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием сухого углеводородного газа 105
4.2.3 Результаты исследования эффективности водогазового воздействия с использованием азота... 109
4.3 Физическое моделирование метода термогазового воздействия в условиях низкопроницаемых высокотемпературных пластов 114
4.4 Обсуждение лабораторных исследований , 122
Заключение 126
Список использованных источников
- Обзор лабораторных исследований метода водогазового воздействия на нефтяной пласт
- Методика проведения физического моделирования и описание экспериментальной установки
- Описание и анализ результатов исследований по растворимости углеводородного газа в пластовой нефти
- Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи высоковязкой нефти (на примере Оибийского месторождения)
Введение к работе
Метод заводнения на современном этапе развития нефтяной промышленности считается наиболее прогрессивным, отвечающим основным принципам разработки нефтяных месторождений. Однако и при заводнении более половины извлекаемых запасов нефти остается в пласте, в связи с чем в настоящее время во всех крупнейших нефтяных компаниях изыскиваются и разрабатываются способы, которые позволят увеличить коэффициент нефтеизвлечения (КИН).
Особую актуальность проблема повышения нефтеотдачи приобретает в связи с вводом в разработку в Западной Сибири месторождений с низкопроницаемыми коллекторами, где при традиционном заводнении коэффициент нефтеизвлечения в редких случаях превышает значение 0,3 [1]. К таким объектам относится уникальное Приобское месторождение [2], где основные продуктивные пласты АСю-АСі2 имеют низкие фильтрационные характеристики 0,002-0,012 мкм, а запланированный коэффициент нефтеизвлечения при традиционном заводнении составит всего 0,267.
Кроме того, за счет опережающих темпов разработки терригенных коллекторов в Урало-Поволжье неуклонно возрастает в общем балансе остаточных запасов нефти доля залежей с карбонатными коллекторами [3-4], которые преимущественно содержат вязкие нефти. Запланированный КИН для таких месторождений не превышает 0,22-0,25, что связано, прежде всего, с низким значением коэффициента вытеснения нефти водой.
В таких условиях наиболее перспективным методом повышения нефтеотдачи может стать закачка углеводородного газа в различных сочетаниях с заводнением. Широкому внедрению газовых и водогазовых технологий способствует низкая степень утилизации попутно добываемого газа (по Западной Сибири она оставляет менее 50 % [5]), который часто сжигается на факелах, большие ресурсы природного газа, ухудшение структуры запасов нефти, ограниченность применения других физико-химических методов, рост цен на нефть на мировом рынке и другие факторы.
Многочисленные лабораторные исследования и промысловые испытания газовых и водогазовых методов [6-77] показали их высокую эффективность. Однако для условий коллекторов, проницаемость которых менее 0,025 мкм, и коллекторов, содержащих высоковязкие нефти, комплексных экспериментальных работ, направленных на обоснование технологий закачки углеводородного газа и оценки их эффективности, проведено не было. Существует несколько единичных экспериментальных работ, однако информация весьма противоречива. Такое положение не позволяет априори полноценно оценить величину ожидаемой нефтеотдачи и другие
показатели вытеснения при водогазовом воздействии (ВГВ) в данных осложненных горно-геологических условиях.
Основной целью настоящей работы явилось физическое моделирование и изучение процессов, происходящих в нефтяном пласте при нагнетании газа высокого давления в сочетании с заводнением, а также экспериментальное обоснование выбора технологий водогазового воздействия для эффективной разработки нефтяных месторождений в осложненных горно-геологических условиях на примере конкретных объектов разработки Урало-Поволжья и Западной Сибири.
Выбор объектов исследований осуществлялся на основе комплексного анализа исходных данных: низкий проектный КИН, наличие достаточных ресурсов попутно добываемого газа, недонасыщенность нефти газом. Были выбраны ряд объектов с карбонатными коллекторами (башкирский ярус Метелииского и турнейский ярус Онбийского и Петропавловского нефтяных месторождений), содержащие нефти различной вязкости, и несколько месторождений с терригенными низкопроницаемыми коллекторами (пласт АСп Приобского, пласты АСд и БС2 Западно-Малобалыкского и пласт Юі Первомайского месторождений), на которых планировалось промышленное внедрение метода водогазового воздействия.
Данная работа состоит из четырех глав, введения и заключения. Содержит 135 страниц, 17 таблиц, 43 рисунка и список литературы из 85 наименований.
В работе представлены современные представления о механизме вытеснения нефти газовыми агентами, приведен обзор и анализ работ, посвященных экспериментальным исследованиям процессов вытеснения нефти углеводородными растворителями, газом высокого давления и водогазовыми смесями. Теоретические предпосылки и проведенные экспериментальные работы показали, что эффективность газового воздействия зависит от большого количества факторов и механизм вытеснения нефти газом в сочетании с закачкой воды имеет сложный характер. Вследствие этого, при физическом моделировании той или иной технологии газового и водогазового воздействия для конкретного объекта разработки должны быть соблюдены геолого-физические условия залежи нефти, использоваться натурный керновый материал, пластовая вода, нефть и газ, планируемый к закачке на данном месторождении, скорости фильтрации флюидов, термодинамические условия пласта и другие факторы. Созданная экспериментальная установка позволила учесть перечисленные факторы и проводить исследования с максимальным соблюдением условий залегания нефти.
Проведены исследования по определению физических свойств пластовой нефти при растворении в ней закачиваемого углеводородного газа в конкретных
термобарических условиях залежей нефти, охватывающие широкий диапазон различных нефтей по вязкости от 1,24 до 30,1 мГТа-с. Установлено существенное влияние углеводородного газа на физические свойства нефти при его растворении, величина которого зависит от состава и количества закачиваемого газа, недонасыщенности нефти газом, вязкости и других физических свойств пластовой нефти. Получен вывод о том, что в данных термобарических условиях залежей нефти вытеснение нефти углеводородным газом будет происходить в режиме ограниченной растворимости фаз (нефть+газ).
Исследовало влияние способа и очередности закачки агентов, стадии заводнения на показатели вытеснения нефти при водогазовом воздействии на низкопроницаемые терригенные коллектора Западной Сибири и карбонатные коллектора Урало-Поволжья, содержащие нефти различной вязкости. Для условий Приобского месторождения также изучено влияние состава газового агента на эффективность водогазового воздействия. Показана высокая эффективность метода в данных осложненных горно-геологических условиях по сравнению с традиционным заводнением, что существенно расширяет критерии его применимости. Определены значения коэффициентов вытеснения нефти, остаточной нефтенасыщенности, фазовых проницаемостей, градиентов закачки и вытеснения при водогазовом воздействии.
Впервые проведено физическое моделирование термогазового воздействия на юрские отложения Западной Сибири на примере Первомайского месторождения, где рассматривалась водогазовая составляющая метода без учета термического эффекта. Несмотря на это, получен высокий прирост коэффициента вытеснения нефти в результате закачки в условиях остаточной нефтенасыщенности пласта продуктов окислительных реакций (смесь С02 и ШФЛУ, проталкиваемые азотом), которые получались в результате взаимодействия кислорода воздуха с легкой нефтью, что подтверждает перспективность внедрения метода в низкопроницаемых высокотемпературных пластах, содержащих легкие нефти.
Экспериментальные исследования водогазового воздействия, представленные в диссертационной работе, были проведены в период с 2000 - 2006 г.г. в лабораториях институтов ДООО "Башнипинефть", ЗАО "УфаНИПИиефть" и ООО "ЮНГ-НТЦ Уфа" под руководством доктора технических наук, члена-корреспондента РАЕН Л.А. Ковалевой и кандидата химических наук, члена-корреспондента РАЕН А.Г. Телина, которым автор приносит глубокую благодарность. Особую благодарность автор приносит кандидату технических наук Г.Н. Пиякову за оказанную помощь и ценные советы.
Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на "Региональной школе - конференции для студентов, аспирантов и молодых ученых по математике и физике" (г.Уфа, 2003 и 2006 г.г.), на V Международном технологическом симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи" (г.Москва, 2006 г.), на X Международной научно-практической конференции: "Повышение нефтегазоотдачи пластов и интенсификация добычи нефти и газа" (г.Самара, 2006 г.), на VI научно-практической конференции: Теология и разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами", (г.Геленджик, 2006 г.), иа заседаниях методического совета БашГУ, научно-техническом совете ООО "ЮНГ-НТЦ Уфа".
Результаты работы использовались при составлении технологической схемы разработки Приобского месторождения (протокол ЦКР Роснедра от 13,07.2006 г. №3735) и вошли в 7 научно-исследовательских отчетов.
Автор искренне благодарит сотрудников ООО "ЮНГ-НТЦ Уфа" Кудашева Р.И., Иксанова И.М., Хакимова A.M., Селезнева Е.А., Сиротипского А.С., Политова М.Е., Ишмаева Э.Ф., Моисеева А.С, за помощь в работе и участии в совместных исследованиях.
Обзор лабораторных исследований метода водогазового воздействия на нефтяной пласт
Впервые процессы вытеснения нефти газом высокого давления изложили с своих работах Вортон Л.П., Крамп Ж.С., Кох Г., Кишник В.Л., Слобод Р., Стоун X. [18-23]. Ими установлено, что на коэффициент вытеснения нефти газом влияет давление, состав газа, отмечено образование переходной зоны, предложены треугольные диаграммы для рассмотрения механизма вытеснения нефти.
В дальнейшем теоретическими и экспериментальными работами по изучению газовых методов увеличения нефтеотдачи занимались Антониади Д.Г., Боксерман А.А., Ентов В.М., Закс С.Л., Забродин П.Н., Ковалева Л.А., Раковский Н.Л., Николаевский В.Н., Розенберг М.Д., Степанова Г.С., Сургучев М.Л., Халиков Г.А., Эфрос Д.А. и другие ученые [24-39].
Существенный вклад в изучение механизма вытеснения нефти при водогазовом воздействии внесли отечественные и зарубежные исследователи: Айрапетян М.А., Ващуркин А.И., Ковалев А.Г., Крючков В.И., Кундин А.Г., Ложкин Г.В., Лискевич Е.И., Островский Ю.М., Пияков Г.Н., Телин А.Г., Трофимов А.С., Яковлев А.П., Дейс Д.А., Кейт И.Р., Маскет М, Ричардсон Д.Г., Перкинс Р.В., Льюис У., Холмгрен К.Р. и другие [40-77].
В обзоре проведенных исследований по водогазовому воздействию приводятся исследования с использованием газа, ресурсы которого в нашей стране имеются в достаточном количестве: это углеводородные газы различного состава, азот и воздух. Исследования с использованием углекислого газа показали свою высокую эффективность зарубежом [78], однако по причине отсутствия в России запасов углекислого газа, проведенные в нашей стране в восьмидесятых годах исследования [79] в этом направлении прекратились.
Впервые лабораторные исследования по комбинированному вытеснению (закачка газа и воды) нефти из образцов песчаника проведены американским исследователем К.Р. Холмгреном с соавторами [42]. Осуществлена постановка сопоставительных опытов: вытеснение водой - базовый опыт; в других опытах перед заводнением в модель закачивался метан. Экспериментально установлено, что присутствие свободного газа в пористой среде приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти в сравнении с опытом, где газ в пористой среде отсутствовал. В то же время, присутствие газа в пористой среде до начала закачки воды период - 0.57. При периодической закачке воды и воздуха коэффициент вытеснения составил 0.73, за безводный период - 0.71.
Весомый вклад по изучению и обоснованию технологии ВГВ внесли ученые Укргипронефть В.И. Лискевич, Ю.М. Островский и А.И. Хомышин [47-55].
В работах Ю.М. Островского, Е.Н. Лискевича и других описаны лабораторные эксперименты по вытеснению нефти сухим газом и водой применительно к условиям Битковского, Самотлорского, Гнединцевского и Долинского месторождений. При вытеснении нефти сухим газом в этих экспериментах коэффициент вытеснения составил 42,5%, а водой - 57.5%. С точки зрения общего количества извлекаемой нефти последовательность закачки газа и воды во всех проведенных экспериментах не имела значения. В обоих случаях коэффициент вытеснения составил около 72.5%, если объем нагнетания первого агента превышал 0.25 объема пор. Таким образом, результаты экспериментов показывают, что в случае, когда объем закачки каждого из агентов за один цикл не превышает 0.12 от объема пор, попеременная закачка газа и воды обеспечивает такой же коэффициент нефтевытеснения (0.75), как и нагнетание водогазовой смеси. При увеличении размера порций агентов с 0.12 Vnop до 0.25 Vnop наблюдается снижение коэффициента вытеснения до 0.69. При дальнейшем увеличении размера порций коэффициент вытеснения не изменяется.
В других случаях максимальный размер порций агентов, котором попеременная закачка обеспечивает такую же эффективность, как и совместная, обычно бывает меньше, чем 0.12 Vnop.
В статье [48] приведены результаты по вытеснению нефти из линейной модели пласта при следующих условиях: 1) закачка воды после предварительной закачки газа (при газонасыщенности 11, 18, 24 и 28%; 2) закачка газа после предварительного нагнетания воды (при водонасыщеиности 35,40, 45, 50, 66 и 70%); 3) изучалась полнота извлечения нефти в зависимости от выработки модели пласта водой к моменту нагнетания ВГС, состав которой характеризовался соотношением: Rr = qr / (qr + qB), где qr и qB - приведенные к пластовым условиям опыта объемные расходы нагнетаемых газа и воды.
При постановке опытов использовалась линейная модель пласта (длина 40 см, диаметр 3 см, проницаемость 0.09 мкм , пористость 18%), составленная из естественных образцов породы. Использовалась рекомбинированная проба нефти Битковского месторождения вязкостью 1.9 мПа-с. Вытесняющие агенты: модель пластовой воды и природный газ с содержанием метана 95 мольных процента. В образцах создавалась связанная вода. Исследования проведены в термобарических условиях изучаемого объекта разработки (t = 30 С, Р = 20 МПа).
В базовом опыте коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,57.
В опытах, где заводнению предшествовала закачка газа, коэффициент вытеснения увеличивался: максимальное значение 0.72 было получено при газонасыщенности 18%, дальнейшее увеличение газонасыщенности перед заводнением не отразилось на величине прироста коэффициента вытеснения.
В опытах с закачкой газа после предварительного заводнения установлено, что максимальная величина коэффициента вытеснения 0,72 достигается при водонасыщенности 50%, с дальнейшим ростом обводненности коэффициент вытеснения не изменяется.
В третьей серии опытов Rr было фиксированным и составляло 0.25. Закачка ВГС производилась как в условиях начальной нефтенасыщенности, так и после частичного заводнения (при водонасыщенности 56 и 70 %). Экспериментально установлено, что закачка ВГС при исходной начальной нефтенасыщенности увеличивает коэффициент вытеснения на 21-22%, а на более поздних стадиях заводнения прирост коэффициента снижается до 15-16%.
Результаты лабораторных исследований по оптимизации режима вытеснения нефти ВГС приведены в работе [50]. Исследования проведены на линейных моделях пласта (длина 48-52 см, диаметр 3 см, проницаемость 0.03-0.035 мкм2, пористость 11-13%, остаточная водонасыщенность 24-31%). Рабочие агенты: рекомбинированная проба нефти Битковского месторождения вязкостью 2 мПа-с, пресная вода и природный газ.
Методика проведения физического моделирования и описание экспериментальной установки
Для воспроизведения реальных условий изучаемого объекта разработки и процессов, происходящих в пористой среде при закачке воды и газа, в экспериментах соблюдалось следующее: линейные модели пласта представлены образцами изучаемого объекта разработки; в образцах, слагающих модели пласта, создавалась остаточная водонасыщенность, величина которой соответствовала натурным значениям; - в опытах использовались рекомбинированные пробы нефти, которая по своим физическим свойствам не отличается от свойств пластовой нефти (табл.2.2); - в качестве вытесняющих агентов использовалась вода, отобранная из системы ППД месторождения, и рекомбинированная проба попутно добываемого газа, которая по компонентному составу практически не отличается от газа, планируемого к промышленной закачке для условий конкретного месторождения (табл.2.3); - при проведении опыта соблюдались термобарические условия пласта изучаемого объекта разработки.
Подготовка моделей пласта к опытам велась согласно ОСТ [80]. После экстракции и сушки их насыщают пластовой водой по вакуумом. В образцах, слагающих модель пласта, создавалась связанная вода методом капиллярной вытяжки и методом центрифугирования. Параметры моделей, используемых в опытах, приведены ниже в соответствующих главах.
Рекомбинированная проба нефти готовилась из безводной дегазированной нефти изучаемого объекта разработки путем растворения в ней соответствующих индивидуальных компонентов углеводородного газа. Физические свойства пластовой нефти и рекомбинированной пробы нефти представлены в таблице 2.2:
Для выполнения условия (2.9) в качестве закачиваемых агентов использовались естественные или рекомбинированные пробы газовых смесей, планируемых или рассматриваемых в качестве газового агента для закачки, и вода, применяемая в системе поддержания пластового давления изучаемых объектов разработки. Компонентные составы углеводородных газов и их рекомбинированных проб, используемых в опытах, представлены в таблице2.3.
При насыщении модели пласта нефтью осуществлялся контроль за замещением керосина путем замера газосодержания в исходной нефти и в нефти, поступающей из модели пласта: фильтрация нефти прекращалась только в том случае, если газосодержание в нефти, поступающей из модели пласта, не отличалось по величине от газосодержания в исходной нефти. При насыщении пористой среды нефтью выполнялись также рекомендации, изложенные в работе [81].
Линейная скорость фильтрации выбиралась исходя из реальной скорости движения фронта вытеснении в данном пласте. Отметим, что соблюдая реальные скорости фильтрации с учетом времени, затраченного на насыщение модели пласта нефть продолжительность одного эксперимента составила 20-30 дней. Учитывая, что термобарические условия изучаемых объектов разработки Западной Сибири достаточно высокие (давление 20-30 МПа, температура 75-90 С), то поддержание в модели пласта постоянных давления и температуры с точностью до 2 % в течении месяца потребовало тщательного подхода к созданию экспериментальной установки.
Принципиальная схема установки приведена на рис. 2.1. Установка предназначена для изучения процессов фильтрации жидкостей и газов через естественные (искусственные) пористые среды в термобарических условиях нефтяного пласта. На установке определяются следующие параметры: - проницаемость по жидкости (воздуху); - коэффициент вытеснения нефти; - остаточная иефтенасыщенность; - динамика обводнения добываемой продукции; - градиенты давления вытеснения нефти; - фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности и другие параметры.
По опытным данным нестационарной фильтрации при определении коэффициента вытеснения производится расчет и построение кривых относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности.
Установка может использоваться для оценки эффективности химреагентов, применяемых для интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов и бурении скважин.
Фильтрационная установка собрана из комплектующих, рассчитанных на работу до 30 МПа с углеводородами и агрессивными жидкостями, такими как вода с минерализацией до 250 г/л, растворы реагентов на водной или нефтяной основе, органические, полярные, кислородосодержащие растворители, спирты и др.
Комплектация установки сменными кернодержателями для единичного и составных образцов позволяет решать широкий круг задач, связанных с физическим моделированием процессов происходящих в пласте и призабойной зоне. Установка может быть укомплектована парами насосов, что позволяет обеспечить 2-х и 3-х фазную фильтрацию.
Установка состоит из пяти основных блоков: - питающая система: датчики постоянного расхода (ДПР), разделительные ёмкости (колонки) с жидкостями, стойки (монифольды) с манометрами, фильтры и трубопроводы; - кернодержатель со всесторонним обжимом пористой среды в термостатирующей рубашке; - система сбора вытесненной жидкости: мерники на давление 10 МПа и 30 МПа; - контрольно-измерительная система: дифференциальный манометр «Сапфир» или U- образный ртутный манометр; стойки (монифольды) с манометрами; - подсобное оборудование: ручные насосы плунжерный и поршневой, разделительные ёмкости (колонки), стойки (монифольды) с манометрами, трубопроводы.
Датчик постоянного расхода жидкости состоит из двух измерительных прессов емкостью 250 см каждый, электродвигателя и редуктора. Прессы служат для нагнетания в разделительные колонки и отбора из них масла, с фиксированными объемньши расходами при равных режимах работы измерительных прессов.
Кроме датчика постоянного расхода, контроль за расходом жидкости осуществляется визуально по мерникам нефти и воды, представляющим собой прозрачные толстостенные цилиндры, изготовленные из органического стекла или эпоксидной смолы и заключенные в металлический корпус. Отмечая положение уровня жидкости через определенные промежутки времени, получаем расход жидкости через пористую среду.
Система разделительных колонок состоит из одной или двух пар последовательно соединенных, изготовленных из коррозионностойкой стали, беспоршневых или поршневых полых цилиндров. Они служат для исключения контакта исследуемой нефти и других углеводородных жидкостей с маслом, поступающим из измерительных прессов. В разделительных колонках нефть отделяется от масла буферной жидкостью - водой или концентрированным раствором хлористого натрия, а также механически - поршнем.
Для измерения перепада давления используется дифференциальный датчик давления типа «Сапфир 22Д».
Напряжение на дифференциальный манометр подается со стабилизированного блока питания. Выходной сигнал поступает на аналого-цифровой преобразователь и далее - на персональный компьютер, обеспечивающий индикацию давления в цифровой и графической форме. Аналого-цифровой преобразователь является электронным устройством. В основу принципа преобразования сигнала из аналоговой формы в цифровую положен метод двойного интегрирования, позволяющий при относительной простоте устройства получить высокую точность преобразования в широком интервале изменений входного напряжения - как следствие изменения давления.
Описание и анализ результатов исследований по растворимости углеводородного газа в пластовой нефти
Зависимость, приведенная на рисунке 3.12, показывает, что с увеличением в закачиваемом углеводородном газе промежуточных компонент изменение вязкости вязких нефтей более существенно, чем маловязких.
Проведенные исследования по влиянию закачиваемого углеводородного газа на физические свойства пластовой нефти в конкретных термобарических условиях залежей нефти, охватывающие широкий диапазон различных нефтей по вязкости от 1,24 до 30,1 мПа-с, показали что при закачке углеводородного газа в нефтяную залежь будут происходить процессы растворения газа в нефти, что существенно повлияет на физические свойства нефти и, несомненно, окажет влияние на процессы вытеснения нефти и величину конечной нефтеотдачи.
Проведенные исследования по изучению растворимости закачиваемого углеводородного газа в нефти в термобарических условиях выбранных объектов разработки позволяют сделать следующие:
1. При растворении углеводородного газа в нефти для всех исследуемых месторождений плотность и вязкость уменьшаются, а объемный коэффициент и газосодержание увеличиваются при содержании газа в смеси до определенного значения, после которого изменение указанных параметров происходит незначительно.
2. На примере высоковязкой нефти Онбийского месторождения показано, что в результате растворения в ней попутно добываемого газа она приобретает свойства средиевязких нефтей - вязкость ее уменьшается в 3 раза от 30,1 до 10,3 мПа-с.
3. Чем больше вязкость пластовой нефти, тем больше уменьшится ее вязкость в результате растворения в ней углеводородного газа.
4. С увеличением в составе газа промежуточных компонент С2-С4, разницы между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом, вязкость нефти при растворении в ней углеводородного газа будет уменьшаться. Для более вязких нефтей влияние данных параметров более существенно, чем для маловязких.
Таким образом, проведенные исследования показали значительные изменения физических свойств нефти при растворении в ней углеводородного газа, что необходимо учитывать при проведении математического моделировании и проектирования различных технологий газовых методов воздействия на пласт.
Для проведения физического моделирования метода водогазового воздействия на залежи нефти в карбонатных коллекторах были выбраны следующие конкретные объекты разработки, отличающиеся по вязкости пластовой нефти: 3. турнейский ярус Онбийского месторождения ( „=30,1 мПа-с); 4. башкирский ярус Метелинского месторождения (/(,,=11,2 мПас); 5. турнейский ярус Петропавловского месторождения (/1,,=6,2 мПас). Испытывались различные технологии водогазового воздействия (последовательной, попеременной, совместной, а также газонапорный режим) в условиях остаточной и начальной нефтенасыщенности модели пласта и проницаемости коллектора.
Для воспроизведения реальных геолого-физических условий залежи нефти и процессов, происходящих при закачке воды и попутного газа, в лабораторных условиях соблюдалось следующее: - линейная модель пласта представлена образцами известняка, отобранными из скважины 11845 Онбийского месторождения, интервал отбора 1138-1150 м. Проницаемость модели 0,06 мкм , что практически соответствует проницаемости, принятой для проектирования. Исходные параметры модели приведены ниже. - в образцах известняка, слагающих модель пласта, создавалась связанная вода в количестве 31-32%, что соответствует натурным значениям этого параметра; - в опытах использовалась рекомбинированная проба нефти, которая по своим физико-химическим свойствам не отличается от пластовой нефти; - в качестве вытесняющих агентов использовались вода с ДНС-30 (р = 1,154 г/см , ft = 1,51 мПас при 25С) и рекомбинированная проба газа, сжигаемого на факеле ДНС-30; - при проведении опытов соблюдались термобарические условия залежи нефти (t = 25С, Р = 11 МПа).
Исходные параметры линейной модели пласта, используемой в опытах, представлены в таблице 4.1:
Рекомбинированная проба нефти готовилась из безводной дегазированной нефти скв. 11298 путем растворения в пей соответствующих индивидуальных компонентов углеводородного газа. Физические свойства пластовой нефти и рекомбинированной пробы нефти представлены в табл. 2.2:
В лабораторных опытах в качестве газового агента использовалась рекомбинированная проба попутно добываемого газа, компонентный состав которого соответствует составу газа, сжигаемого на факеле ДНС-30 (табл.2.3). В лабораторных опытах исследовались две разновидности закачки воды и попутного газа: 1. закачка чередующихся оторочек газа и воды; 2. последовательная закачка газа и воды.
Результаты исследования эффективности водогазового воздействия на залежи высоковязкой нефти (на примере Оибийского месторождения)
Опыт 2. Цель исследования - оценить эффективность закачки оторочек газа и воды в условиях начальной нефтенасыщенности модели пласта.
При постановке опыта использовалась та же модель пласта, что и в предыдущем опыте. В модель пласта с начальной нефтенасыщенностью 68,19 % закачивались оторочки газа и воды (объем оторочки газа 1,63 см , объем оторочки воды 2,45 см ). Изменение показателей вытеснения в зависимости от объема закачиваемых агентов представлены на рисунке 4.2.
В условиях проведения опыта прорыв воды и газа произошел практически одновременно при текущих значениях нефтенасыщенности 32 % и 30 %. На наш взгляд, установленный факт говорит о том, что закачиваемый газ движется в пористой среде не только отдельно по крупным каналам, но и существует совместное («неточное») движение газа и воды, что и приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти с использованием вытесняющих агентов, отличающихся по величине вязкости. На это указывает и существенная разница величин текущих коэффициентов вытеснения на момент прорыва закачиваемых агентов: в предыдущем опыте текущий коэффициент вытеснения за безводный период составил 0,31, (кривая 1, рис, 4,1), тогда как в анализируемом опыте за этот же период он достиг значения 0,53 (кривая 1, рис 4.2). Прорыв газа отмечается после закачки его в количестве 0,3 объема пор. После прорыва воды и газа темп прироста коэффициента вытеснения существенно снижается. В этот период градиент давления (кривая 3) и газовый фактор (кривая 5) достигают своего максимального значения. На момент прекращения закачки оторочек газа и воды (0,935 V пор, в т.ч. газа 0,4 V пор, воды 0,55 V пор) коэффициент вытеснения составил 0,603, нефтенасыщенность снизилась до 27,09 %.
Возобновление закачки воды способствовало дальнейшему вытеснению нефти, конечный коэффициент вытеснения достиг значения 0,649, нефтенасыщенность снизилась до 23,45 %. Прирост коэффициента вытеснения по сравнению с обычным заводнением составил 18,9 %. В условиях проведения опыта на 418,4 н.см3 закаченного газа дополнительно извлечено 1 см нефти.
Фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности 28,22 % и газонасыщенности 15 % составила 0,0011 мкм2, что в 3,1 раза меньше, чем тот же параметр при остаточной нефтенасыщенности после обычного заводнения.
Как уже отмечалось, прорыв газа и воды из модели пласта произошел практически одновременно, что подтверждает правильность выбора соотношения закачиваемых газа и воды для конкретных геолого-физических условий. Увеличение соотношения Rr привело бы к более раннему прорыву закачиваемого газа, а, следовательно, к увеличению объема закачиваемого газа для достижения одних и тех же показателей вытеснения. Уменьшение Кг связано с потерей темпа выработки запасов нефти и, возможно, как показано в опыте 1, уменьшением величины прироста коэффициента вытеснения.
Опыт 3. Цель исследования - оценить эффективность вытеснения нефти при газонапорном режиме с последующим заводнением.
В модель пласта с начальной нефтенасыщенностью 69,47 % закачивался газ с постоянным расходом 1,63 см/час. Основные показатели закачки и вытеснения приведены на рисунке 4.3.
Текущий коэффициент вытеснения до прорыва закачиваемого газа составил 0,18, нефтенасыщенность снизилась до 59,97 % (кривая 1 и 2, рис 4.3). За этот период в модель пласта закачано 0,267 V пор газа. Прорыв закачиваемого газа сопровождается ростом газового фактора (кривая 5). Период двухфазной фильтрации характеризуется малым приростом коэффициента вытеснения и прогрессирующим ростом газового фактора, который к моменту закачки газа в количестве 0,5 объема пор достиг значения 2219м/м3.
Коэффициент вытеснения на момент прекращения закачки газа составил 0,224, нефтенасыщенность - 53,89 %.
Затем в загазованную модель пласта производилась закачка воды с постоянным расходом 1,63 см3/час.
В начальный период вытеснение нефти из модели пласта происходит в условиях трехфазного потока. Период добычи нефти в условиях трехфазной фильтрации охватывает диапазон нефтенасыщенности с 53,07 до 29,5 %, тогда как при закачке оторочек газа и воды в опыте 2 этот период относится к поздней стадии выработки модели пласта и охватывает небольшой период нефтенасыщенности 29,5 -26,4 %.
В анализируемом опыте, как и в опыте 2, прорыв закачиваемой воды отмечается при текущей нефтенасыщенности 31,3 ... 31,5 %. К этому моменту в модель закачано 0,3 V пор воды. После чего вытеснение нефти идет в условиях двухфазного потока при более прогрессирующей обводненности, чем в опыте 2.
Суммарный коэффициент вытеснения (от закачки газа и последующего заводнения) составил 0,643, остаточная нефтенасыщенность - 24,8 %. В условиях проведения опыта на 628 см закачанного газа дополнительно извлечено 1 см нефти.
Фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности 24,8 % и газонасыщенности 9,2 % составила 0,0028 мкм2, что в 1,2 раза меньше того же параметра в опыте 1 после заводнения при остаточной нефтенасыщенности 37.54 %.
Таким образом, в результате проведенного физического моделирования водогазового воздействия на карбонатные коллектора, содержащие высоковязкие нефти, на примере Онбийского месторождения, установлено следующее: 1. Коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,460. 2. Попеременная закачка попутного газа и воды в модель пласта в условиях остаточной нефтенасыщенности способствует приросту коэффициента вытеснения на 13,4%. 3. При попеременной закачке попутного газа и воды в модель пласта в условиях начальной нефтенасыщенности коэффициент вытеснения нефти па 18,9% больше, чем при заводнении. 4. Коэффициент вытеснения нефти попутным газом составил 0,224, 5. При закачке воды в загазованную модель пласта, т.е. при последовательной технологии закачки попутного газа и воды, коэффициент вытеснения на 18,3 % больше, чем при традиционном заводнении.
При лабораторном моделировании и процессов происходящих в пласте при закачке воды и газа, максимально воспроизводились геолого-физические и термобарические условия башкирского яруса Метелинского месторождения: модели пласта представлены образцами известняка башкирского яруса; в опытах использовались рекомбированная проба нефти, физико-химические свойства которой, не отличаются от пластовой нефти; в качестве вытесняющих агентов использовались вода из р. Ай и газ верейского горизонта; при проведении опытов соблюдались термобарические условия залежи нефти (t=23C, Р=13МПа).
