СПОСОБ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТОВО-ФЛЮИДАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБАТЫВАЕМОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
SIMULATION METHOD OF FORMATION-FLUID SYSTEM OF DEVELOPED DEPOSIT

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для моделирования, проектирования и разработки нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
Известен способ определения коэффициента вытеснения нефти (А.с. №1818954, G01N 15/08, опубл. 1996.03.10), включающий отбор образцов керна, их экстрагирование, отмывание от солей дистиллированной водой, сушку до постоянной массы, насыщение образцов водой и нефтью с последующим вытеснением нефти нефтевытесняющим агентом и замером количества вытесненной нефти, по которому определяют коэффициент вытеснения нефти. Последовательно отобранные образцы насыщают растворами органических соединений с известными потенциалами ионизации. После установления адсорбционного равновесия отделяют раствор от образцов и определяют адсорбционную способность поверхности пор керна, а о коэффициенте вытеснения судят с учетом адсорбционной способности. Способ обеспечивает повышение информативности процесса определения коэффициента вытеснения нефти. Недостатком данного способа является невозможность определения коэффициента извлечения конденсата (КИК) в разрабатываемом месторождении и моделирования процессов ретроградной конденсации.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому способу (прототипом) является способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов газоконденсатных месторождений (Патент РФ №1153619, Е21В 47/00, опубл. 1994.04.30), включающий отбор и подъем образцов пород на поверхность, определение объема пор до и после экстракции, объема остаточной нефти и коэффициента остаточной нефтенасыщенности. Образец породы после экстракции высушивают и насыщают пластово-газоконденсатной смесью, моделируют процесс выпадения конденсата в образце при подъеме его на поверхность и определяют объем выпавшего конденсата в образце, а коэффициент остаточной нефтенасыщенности определяют по объему остаточной нефти с учетом конденсата. Известный способ обеспечивает повышение точности определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности. Однако насыщение образцов пластово-конденсатной смесью производится при нормальных условиях, что не гарантирует полной идентичности процессов массопереноса на месторождении и в образцах при пластовых условиях и приводит к ошибкам определения остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, после подготовки образцов по известному способу количественный и качественный состав содержащихся в пласте флюидов не соответствует реально существующему на месторождении, следовательно, указанный способ не позволяет определять другие технологические параметры: фазовую проницаемость (ФП), КИК.
При изучении проблем разработки газоконденсатной зоны НГКМ для лабораторного определения технологических параметров, таких, например, как давление начала конденсации пластового газа, ФП, КИК, необходимо в составе модели пласта-коллектора учитывать наличие в поровом пространстве связанной воды и связанной нефти. Таким образом, продуктивный пласт разрабатываемого НГКМ необходимо рассматривать как комплекс породы-коллектора и содержащихся в нем флюидов, т.е. как пластово-флюидальную систему (ПФС).
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание модели ПФС, отражающей свойства пласта-коллектора разрабатываемого месторождения, а также количественный и качественный состав содержащихся в пласте флюидов.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является возможность экспериментально получать наиболее точные значения различных технологических параметров разрабатываемого месторождения.
Технический результат достигается за счет того, что в способе определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов газоконденсатных месторождений, включающем отбор представительных образцов продуктивной породы, экстракцию, высушивание и насыщение пластово-газоконденсатной смесью упомянутых образцов и моделирование процесса выпадения конденсата в упомянутых образцах, для моделирования ПФС разрабатываемого месторождения из упомянутых образцов после их экстракции и высушивания формируют имитатор породы пласта (ИПП) путем их последовательного размещения в кернодержателе. Приготавливают рекомбинированную пробу пластового газа, включающую пробы пластовых флюидов, а именно связанной воды, связанной нефти, сырого газа и газа сепарации, причем состав проб пластовых флюидов соответствует составу пластовых флюидов разрабатываемого месторождения на момент начала эксплуатации разрабатываемого месторождения. Углеводородную составляющую полученной рекомбинированной пробы пластового газа переводят в однофазное состояние при температуре, равной температуре пласта, путем изменения давления и при непрерывном перемешивании рекомбинированной пробы пластового газа. Создают в ИПП начальную водонасыщенность, для чего заполняют ИПП связанной водой в объеме, необходимом для достижения значения начальной водонасыщенности пласта разрабатываемого месторождения. В кернодержателе создают обжимное и пластовое давления, значения которых соответствуют значениям горного и пластового давления разрабатываемого месторождения. Заполняют свободную от связанной воды часть перового пространства ИПП буферным газом при давлении, превышающем давление однофазного состояния углеводородной составляющей рекомбинированной пробы пластового газа, после чего замещают буферный газ углеводородной составляющей рекомбинированной пробы пластового газа до тех пор, пока в ИПП не будет закачано такое количество связанной нефти, которое соответствует содержанию связанной нефти в поровом пространстве разрабатываемого месторождения. Поддерживают в ИПП пластовую температуру не менее 3 ч, затем плавно снижают давление в поровом пространстве ИПП до значения, равного начальному пластовому давлению разрабатываемого месторождения. При этом ИПП формируют в виде насыпной модели с типичными для разрабатываемого месторождения значениями пористости и проницаемости. Свободную от связанной воды часть порового пространства ИПП заполняют буферным газом, например метаном или азотом, при давлении, превышающем на 10-15 МПа давление однофазного состояния углеводородной составляющей рекомбинированной пробы пластового газа. Количество связанной нефти, закачанное в ИПП, определяют на выходе ИПП по замерам количества выпавшей нефти в условиях контактной конденсации в сосуде PVT.
По предлагаемому способу ИПП, насыщенный связанной водой, связанной нефтью и пластовым газом, представляет собой модель ПФС и может быть использован для лабораторного исследования процессов фильтрации пластовых флюидов и определения технологических параметров, максимально приближенных к ожидаемым при фильтрации флюидов и при разработке НГКМ.
На фиг.1 представлена схема соединения стандартных устройств с ИПП для моделирования ПФС и для проведения экспериментов по фильтрации и взаимовытеснению флюидов при давлении до 150 МПа и температуре до 180°C, где
1 - пробоотборники; 2 - пресс; 3, 4, 7, 8, 17, 19 - запорные вентили или клапаны; 5 - первый сосуд PVT; 6, 12, 15, 18 - датчики давления; 9 - вентиль впускной точной регулировки; 10 - входной вентиль; 11 - ИПП; 13 - выходной вентиль; 14 - выпускной вентиль точной регулировки; 16 - второй сосуд PVT;
На фиг.2 представлены результаты лабораторных экспериментов по измерению КИК с использованием предлагаемого способа (кривая 20) и с использованием способа измерения КИК с помощью сосуда PVT по известной методике (кривая 21).
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
- Отбирают представительные образцы продуктивной породы с последующим экстрагированием флюидов и высушиванием образцов до постоянного веса. Затем формируют ИПП 11 путем последовательного размещения упомянутых образцов в кернодержателе. ИПП 11 формируют, например, в виде насыпной модели с типичными для разрабатываемого месторождения значениями пористости и проницаемости.
пл
пд
Подготавливают рекомбинированную пробу пластового газа, включающую связанную воду, связанную нефть, сырой газ и газ сепарации, для чего из пробоотборников 1 с помощью пресса 2 при открытых клапанах 3, 4 загружают в первый сосуд 5 PVT сырой газ, газ сепарации, связанную нефть и связанную воду в соотношениях, соответствующих начальным пластовым условиям продуктивного пласта разрабатываемого месторождения (при пластовых давлении Р и температуре t).
пл
- Устанавливают в первом сосуде 5 PVT температуру, равную t и перемешивают полученную смесь в течение не менее 3 ч.
г
- Поднимают давление в первом сосуде 5 PVT до давления Р, при котором углеводородная составляющая рекомбинированной пробы пластового газа переходит в однофазное состояние (связанная нефть полностью растворяется в пластовом газе). Указанное давление фиксируют датчиком давления 6, подключенным гидравлически через клапаны 4, 7 к первому сосуду 5 PVT, при закрытом клапане 8.
пл
нк-см
- Плавно снижая давление в первом сосуде 5 PVT при температуре t=t=const, определяют с помощью датчика давления 6 давление начала конденсации Р углеводородной составляющей рекомбинированной пробы пластового газа.
г
пл
- Поднимают давление в первом сосуде 5 PVT до давления Р и поддерживают это давление и температуру t=t постоянными, перемешивая рекомбинированную пробу пластового газа в течение не менее 3 ч.
- Заполняют ИПП 11 связанной водой в объеме, необходимом для достижения значения начальной водонасыщенности пласта разрабатываемого месторождения, и тем самым создают в ИПП 11 начальную водонасыщенность.
пл
- Создают в ИПП 11 обжимное и пластовое Р давления, значения которых соответствуют значениям горного и пластового давления разрабатываемого месторождения.
г
нк-см
г
нк-см
г
- Заполняют часть порового пространства ИПП 11, не занятую связанной водой, буферным газом (метаном или азотом) до давления Р, превышающего давление Р(как правило, заполняют до давления Р, превышающего давление Рна 10 МПа - 15 МПа). Давление Р регистрируют датчиком давления 12 при закрытом вентиле 13.
пл
г
- Устанавливают режим, при котором t=t, Р=Р.
г
-5
-5
- Замещают буферный газ в ИПП 11 на углеводородную составляющую рекомбинированной пробы пластового газа, которую подают из первого сосуда 5 PVT через открытые клапаны 4, 8 и входной вентиль 10. При этом поддерживают в поровом пространстве ИПП 11 давление Р=Р и выпускают буферный газ из ИПП 11 через вентили 13, 14. Перепад давления в ИПП 11, определяемый по разнице показаний датчиков давления 12, 15, при замещении буферного газа не превышает 2 МПа-3 МПа, скорость подачи углеводородной фракции рекомбинированной пробы пластового газа соответствует линейной скорости продвижения фронта газа от 0,23×10 м/с до 2,3×10 м/с, а поданный в ИПП 11 объем углеводородной составляющей рекомбинированной пробы пластового газа составляет не менее 5 поровых объемов ИПП 11.
3
- Продолжают подавать углеводородную составляющую рекомбинированной пробы пластового газа в ИПП 11 в прежнем режиме, затем закрывают вентиль 14 и выпускают углеводородную составляющую рекомбинированной пробы пластового газа из ИПП 11 во второй сосуд 16 PVT через клапан 17 до тех пор, пока во втором сосуде 16 PVT не будет накоплено не менее 100 см углеводородной фракции.
пл
г
пл
- Прекращают подачу углеводородной составляющей рекомбинированной пробы пластового газа в ИПП 11, перекрыв клапан 8 и входной вентиль 10, и сохраняют созданные пластовые условия в ИПП 11 и в первом сосуде 5 PVT (t=t и Р=Р), затем перекрывают выходной вентиль 13 и клапан 17, плавно снижают давление во втором сосуде 16 PVT до Р=Р, определяя при этом объем выпавшей нефти.
пл
пл
- В том случае, если объемное содержание выпавшей нефти во втором сосуде 16 PVT практически (с точностью до 3%-5%) соответствует объемному содержанию нефти в первом сосуде 5 PVT при Р=Р, то замещение буферного газа в ИПП прекращают, затем плавно снижают давление в ИПП до Р=Р.
Созданный по предлагаемому способу ИПП, насыщенный связанной водой, связанной нефтью и пластовым газом, представляет собой модель ПФС, подготовленную к использованию для проведения экспериментов по определению технологических параметров разрабатываемого месторождения (например, КИК, ФП) или других экспериментов.
пл
- Если объемное содержание выпавшей нефти меньше объемного содержания нефти в первом сосуде 5 PVT более чем на 3%-5%, то подачу углеводородной составляющей рекомбинированной пробы пластового газа в ИПП продолжают, при этом осуществляют определение содержания нефти во втором сосуде 16 PVT после подачи каждой порции углеводородной составляющей («использованные» объемы углеводородной составляющей из второго сосуда 16 PVT сбрасывают, выпуская углеводородную составляющую рекомбинированной пробы пластового газа через клапан 19), пока не будет достигнута необходимая величина содержания связанной нефти с точностью до 3%-5%. Затем плавно снижают давление до Р=Р, после чего модель ПФС считается подготовленной к использованию.
Пример реализации способа.
3
Для моделирования ПФС типичного НГКМ использовали коллекцию керна одного из месторождений Республики Коми. Параметры ИПП: длина 1 м, проницаемость 20 мД, пористость 31%, объем пор 220 см.
3
5+
5
12
17
36
- В первом сосуде PVT приготовили рекомбинированную пробу пластового газа: пластового газа - 77%, связанной нефти (ее моделировали гептодеканом) - 5%, связанной воды - 18% от объема первого сосуда PVT при пластовом давлении 32 МПа и пластовой температуре 80°С. Пластовый газ содержал 290 г/м фракции C с молекулярной массой 115 г/моль следующего состава, мольных %: CH-СН - 6,4, бензола - 12, циклогексана - 17, метана - 64,6.
нк-см
5+
- В первом сосуде PVT подняли давление до Р + 10 МПа = 52 МПа и температуру до 80°С и перемешивали содержимое сосуда до полного растворения всех компонентов C в газовой фазе.
- В поровом пространстве ИПП методом капиллярной вытяжки создали связанную воду в объеме 18% от объема пор.
- В свободное поровое пространство ИПП закачали буферный газ (98% -метан, 0,5% - азот, 1,5% - гомологи метана), подняли в ИПП давление до 52 МПа и установили температуру 80°С.
- Осуществили замещение буферного газа в ИПП на углеводородную составляющую из первого сосуда PVT, поддерживая на входе ИПП давление 52 МПа, на выходе от 49 МПа до 50 МПа. При этом приготовление рекомбинированной пробы пластового газа в первом сосуде PVT осуществляли дважды.
- Осуществили замещение 5 поровых объемов буферного газа в ИПП и определили содержание нефти на выходе ИПП во втором сосуде PVT, которое составило 4,2%, т.е. 84% от содержания нефти на входе ИПП.
- Продолжали закачивать углеводородную составляющую рекомбинированной пробы из первого сосуда PVT и после закачивания суммарно 8 поровых объемов углеводородной составляющей получили на выходе ИПП содержание нефти 4,8%, что составило 96% от содержания нефти на входе ИПП. Таким образом, по предлагаемому способу была создана представительная модель ПФС разрабатываемого месторождения.
Далее провели эксперименты по определению КИК двумя способами: 1-й способ - с использованием созданной модели ПФС, 2-й - способ дифференциальной конденсации с помощью сосуда PVT по известной методике (ОСТ 39-112-80 Нефть. Типовое исследование пластовой нефти).
Для разрабатываемого НГКМ при разработке его газоконденсатной зоны в режиме истощения давление забрасывания составляло 1,5 МПа.
Эксперимент по первому способу осуществляли следующим образом: начальное давление в ИПП устанавливали 31 МПа, затем снижали его со скоростью 0,3 МПа/час и доводили до 1,5 МПа. Нефтегазоконденсатную смесь, выходящую из ИПП, направляли через стеклянные охлаждаемые (при минус 10°С-12°С) «ловушки» на газовый счетчик.
Эксперимент по второму способу осуществляли путем дифференциальной конденсации представительной пробы пластового газа, имеющей состав пластового газа разрабатываемого НГКМ на момент начала его эксплуатации. Давление в первом сосуде PVT снижали также со скоростью 0,3 МПа/час. Нефтегазоконденсатную смесь из ИПП также направляли через стеклянные охлаждаемые «ловушки» на газовый счетчик.
Сравнение результатов экспериментов показывает, что при моделировании процесса истощения газоконденсатной зоны НГКМ с использованием модели ПФС, полученной по предлагаемому способу, включающей пористую среду и все содержащиеся в продуктивном пласте разрабатываемого месторождения флюиды (в том числе связанную нефть), КИК оказывается существенно меньшим, чем при моделировании истощения путем дифференциальной конденсации пробы пластового газа с использованием сосуда PVT по известной методике. Практика разработки НГКМ подтверждает, что реально получаемые при истощении месторождения величины КИК действительно ниже прогнозных, полученных при дифференциальной конденсации с использованием сосуда PVT. Это свидетельствует о необходимости прогнозирования величины КИК при разработке НГКМ с использованием результатов эксперимента на модели ПФС, полученной предлагаемым способом, которая включает пористую среду пласта-коллектора и все содержащиеся в поровом пространстве флюиды: пластовый газ, связанную нефть, связанную воду.