СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ КОЛЛЕКТОРА
OIL FLUSHING PROCESS FROM COLLECTOR RESEARCH METHOD

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам исследования коллекторских свойств продуктивных пластов, и может быть использовано для оценки эффективности теплового воздействия на пласт.
Известен способ определения коэффициента вытеснения нефти, при котором в модели пласта в качестве пористой среды используются керны, полученные при разбуривании конкретного объекта разработки (OCT. 39-070-78. Нефть, метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях).
Недостатком этого способа является невозможность получения представительного кернового материала в слабоцементированном коллекторе из-за разрушения породы при бурении. Из залежи в лучшем случае отбирается керн, который характеризуется относительно низкой проницаемостью. С использованием такого керна нельзя получить данные, необходимые для оценки эффективности теплоносителя.
Закачиваемый в пласт теплоноситель с наибольшей эффективностью вытесняет нефть из зон с высокой и средней проницаемостью. Зоны с самой низкой проницаемостью прогреваются до существенно меньших температур, поэтому эффективность вытеснения нефти из них самая низкая.
Более близким к изобретению является способ исследования процесса нефтевытеснения из слабосцементированного коллектора, включающий определение коэффициента вытеснения, при котором формируют искусственную пористую среду из размолотой породы отобранного керна таким образом, чтобы ее проницаемость была равна средней проницаемости объекта разработки (Willman B.T. Volleroy V.V., Runberg G.W., Cornelins A.J., Powers I.W. Laboratory studies of oil recovery by steam injection /Journal of Petroleum Technology, 1955, №3, p.35-42).
Недостатком этого способа является низкая достоверность результатов исследования, поскольку при случайном отборе образцов породы для подготовки пористой среды на поверхность выносятся наиболее плотные образцы, обладающие отличными от средневзвешанных коллекторскими свойствами. Ориентация свойств модели на средние коллекторские свойства продуктивного пласта повышает ошибку моделирования пластовых условий, поскольку в реальном пласте в зонах с различной проницаемостью механизм вытеснения нефти различен, а свойства коллектора, от которых зависит коэффициент вытеснения, значительно отличаются. Кроме того, этот способ не учитывает влияние разгазирования нефти на изменение коэффициента вытеснения нефти в случае высоких давлений насыщения нефти газом.
Задачей настоящего изобретения является разработка способа исследования процесса нефтевытеснения из коллектора, обеспечивающего повышение достоверности определения коэффициента вытеснения нефти в слабоцементированных коллекторах, в том числе при наличии высокого давления насыщения нефти газом, с одновременной возможностью оценки рационального теплового воздействия на пласт на начальном этапе разработки за счет имитации процесса вытеснения нефти из слабоцементированного коллектора в широком диапазоне проницаемостей и режимов вытеснения теплоносителями.
Поставленная задача решается способом исследования процесса нефтевытеснения из коллектора, в котором, согласно изобретению, по результатам предварительного геофизического и гидродинамического анализа продуктивного разреза и насыщающей пласт нефти исследуемого коллектора определяют интервалы изменения значений проницаемости и давления насыщения нефти газом, указанные интервалы разбивают на максимальное, минимальное и, по меньшей мере, одно промежуточное значения по проницаемости и давлению насыщения нефти газом, формируют модели пористой среды, насыщенные модельной нефтью, с вышеуказанными значениями проницаемости и давления насыщения, после чего через каждую модель осуществляют прокачку теплоносителя с одновременной регистрацией динамики вытеснения нефти из моделей и динамики градиента давления, по которым находят коэффициенты вытеснения для нефти и фазовые проницаемости для нефти и теплоносителя, сопоставляют полученные значения и по результатам сопоставления выбирают теплоноситель и режим вытеснения нефти для разработки исследуемого коллектора.
Поставленная задача решается также тем, что
- при формировании модели пористой среды с минимальной проницаемостью и максимальным давлением насыщения производят насыщение ее нефтью с давлением насыщения растворенным в ней газом, близким к давлению насыщения в реальном коллекторе;
- при исследовании модели с минимальной и промежуточными значениями проницаемости производят вытеснение нефти водой при последовательном увеличении температуры от начальной пластовой температуры до температуры кипения воды при начальном пластовом давлении;
- при исследовании модели пласта с максимальной проницаемостью производят вытеснение нефти водяным паром или горячей водой.
Сущность способа заключается в следующем.
По результатам предварительного геофизического и гидродинамического анализа продуктивного разреза и насыщающей пласт нефти исследуемого коллектора определяют интервалы изменения значений проницаемости и давления насыщения нефти газом. Указанные интервалы разбивают на максимальное, минимальное и, по меньшей, мере одно промежуточное значения по проницаемости и давлению насыщения нефти газом. Формируют модели пористой среды, насыщенные модельной нефтью, с вышеуказанными значениями проницаемости и давления насыщения. Затем через каждую модель осуществляют прокачку теплоносителя с одновременной регистрацией динамики вытеснения нефти из моделей и динамики градиента давления. По этим данным находят коэффициенты вытеснения и фазовые проницаемости соответственно для нефти и теплоносителя. Далее сопоставляют полученные значения и по результатам сопоставления выбирают теплоноситель и режим вытеснения нефти для разработки исследуемого коллектора. Способ осуществляют следующим образом. Исходя из имеющихся данных о наличии зон с различной проницаемостью в продуктивном пласте формируют модели различных зон пласта. При создании таких моделей используют различные материалы (размолотая порода продуктивного пласта, пески различного фракционного состава, маршаллит, глины, проппанты и т.д.), позволяющие воспроизвести свойства различных зон (проницаемость, пористость, удельная поверхность и т.д.) продуктивного пласта. Методики определения коэффициентов вытеснения и фазовых проницаемостей дифференцируют по зонам. В модели пласта, имеющей наибольшую проницаемость, воспроизводят механизм вытеснения нефти теплоносителем, имеющим наибольшее теплосодержание (водяным паром, если осуществляют закачку водяного пара или водой, имеющей самую высокую температуру, если осуществляют закачку горячей воды). В моделях пласта, имеющих среднюю и относительно низкую проницаемость, воспроизводят механизм вытеснения нефти водой при различных температурах.
Высокая эффективность вытеснения нефти водяным паром обусловлена в первую очередь процессом испарения легких фракций нефти, а затем их конденсацией. Чтобы не завысить эффективность вытеснения нефти водяным паром, сначала закачивают в модель пласта воду с начальной пластовой температурой, затем горячую воду с температурой не более чем на 20 градусов ниже температуры кипения воды при пластовом давлении, а на завершающем этапе опыта в модель закачивают водяной пар с температурой, равной температуре кипения воды при данном пластовом давлении. На всех трех этапах проведения экспериментов (при нагнетании "холодной" воды, горячей воды и водяного пара) закачку соответствующего вытесняющего агента проводят до тех пор, пока из модели не перестанет вытесняться нефть. Такая последовательность реализации эксперимента позволяет определить коэффициенты вытеснения и фазовые проницаемости для воды, горячей воды и водяного пара. Это необходимо делать для получения достоверных данных, используемых при компьютерном моделировании, поскольку из зон с самой высокой проницаемостью нефть сначала вытесняется водой, имеющей начальную пластовую температуру, затем теплой и горячей водой, а на последнем этапе водяным паром, температура которого зависит от пластового давления.
На многих залежах высоковязких нефтей количество растворенного газа в нефти невелико, а давления насыщения нефти газом крайне низки. При малых глубинах залегания и низких текущих значениях пластового давления к моменту нагнетания теплоносителя влияние разгазирования нефти незначительно.
В настоящее время в разработку вводятся залежи высоковязких нефтей, расположенные на значительных глубинах (более 1000 м) с пластовыми давлениями, которым соответствует температура водяного пара 300-380°С.
Значительные запасы высоковязких нефтей сосредоточены в залежах с обширной «газовой шапкой», в которых давления насыщения пластовой нефти газом незначительно отличаются от пластовых давлений.
Известен подход, при котором для снижения температуры закачиваемого водяного пара залежь высоковязкой нефти предварительно дренируется на режиме истощения. В результате снижения пластового давления в залежи сухой насыщенный водяной пар будет иметь существенно более низкую температуру. Как следствие, при снижении температуры закачиваемого в залежь водяного пара значительно уменьшаются теплопотери в стволе нагнетательной скважины и непосредственно в залежи. В залежах с обширными газовыми шапками реализация такого подхода возможна только теоретически, практически закачивать теплоноситель в пласт придется при высоких пластовых давлениях с высокими температурами водяного пара.
При закачке водяного пара с температурой 200°С и более в залежи нефти с незначительной разницей между пластовым давлением и давлением насыщения пластовой нефти газом происходит рост давления насыщения пластовой нефти газом до величины пластового давления, в результате чего пластовая нефть начинает разгазироваться. Такой механизм фазового поведения пластовой нефти в результате повышения ее температуры под действием теплоносителя может существенным образом изменить значения коэффициентов вытеснения нефти водяным паром и горячей водой. Следовательно, в способе моделирования процесса вытеснения высоковязкой нефти водяным паром и горячей водой модельная нефть должна иметь давление насыщения растворенным в ней газом, близкое к реальным промысловым. С этой целью модель нефти должна быть насыщена газом: углеводородным (метаном, пропаном, бутаном и др.) или инертным (азот, диоксид углерода и др.) в целях повышения безопасности проведения лабораторных экспериментов.
Примеры конкретной реализации способа
Пример 1.
2
На залежи высоковязкой нефти коллектор представлен слабоцементированным песчаником. Из нескольких скважин отобраны образцы нефтенасыщенных пород. Исследования проницаемости кернов свидетельствуют о том, что этот показатель колеблется от 0 до 0,65 мкм. Наиболее перспективной технологией разработки для этой залежи является закачка водяного пара, поскольку этот объект разработки характеризуется невысокой средней глубиной залегания (350 м), большой средней эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта (14 м), высокой вязкостью нефти (600 мПа·с), средней пористостью (28%) и средней нефтенасыщенностью (71%).
2
2
2
Из результатов гидродинамических исследований скважин следует, что средняя проницаемость пласта колеблется от 3,8 до 17 мкм. В этой связи для определения коэффициента вытеснения нефти паром готовят пористую среду с проницаемостью около 10 мкм. Для этой цели используют шлам, полученный при разбуривании продуктивного пласта. Этот шлам разделяют на фракции. Для подготовки высокопроницаемой модели пласта, предназначенной для определения коэффициента вытеснения нефти водяным паром, используют только самую крупную фракцию просеянного песка, имеющую проницаемость 9,7 мкм и пористость 33%. Трубную модель пласта набивают этой фракцией песка и устанавливают вертикально для получения данных о результатах гравитационно-стабилизированного режима вытеснения. Прокачку флюидов через модель осуществляют сверху вниз. Сначала модель пористой среды вакуумируют, затем в нее нагнетают воду, по составу аналогичную пластовой воде данного месторождения. Затем при температуре, равной начальную пластовой, в трубную модель пласта закачивают модель пластовой нефти, представляющей собой смесь (из нефти и керосина) вязкостью 600 мПа·с. Модель пластовой нефти прокачивают через трубную модель нефтяного пласта до прекращения вытеснения из нее воды. Таким образом осуществляют имитацию начальной нефтенасыщенности пористой среды.
На первом этапе имитации процесса вытеснения в трубную модель нефтенасыщенного пласта с высоковязкой нефтью закачивают воду при температуре, равной начальной пластовой. Закачку осуществляют до прекращения выхода из трубной модели пласта нефти. По ходу эксперимента фиксируют динамику вытеснения нефти из модели нефтенасыщенного пласта и динамику градиента давления в модели пласта для последующего вычисления фазовых проницаемостей. Исходя из остаточной нефтенасыщенности к концу первого этапа эксперимента определяют коэффициент вытеснения нефти водой при начальной пластовой температуре.
Второй этап. Пластовое давление в залежи высоковязкой нефти 3,5 МПа. Температура кипения воды при таком давлении равна 243°С. Исходя из этих параметров, на втором этапе нефть из трубной модели вытесняют при температуре 230°С. Процесс вытеснения нефти из модели пласта продолжают до прекращения выхода нефти из трубной модели пласта. По ходу эксперимента фиксируют динамику вытеснения нефти из модели нефтенасыщенного пласта и динамику градиента давления в модели пласта для последующего вычисления фазовых проницаемостей. Исходя из остаточной нефтенасыщенности, к концу второго этапа эксперимента определяют коэффициент вытеснения нефти горячей водой.
На третьем этапе в прогретую до температуры 230°С модель пласта закачивают насыщенный водяной пар с температурой 243°С. Процесс закачки водяного пара продолжают до прекращения выхода нефти из трубной модели пласта. По ходу эксперимента на третьем этапе также фиксируют динамику вытеснения нефти из модели нефтенасыщенного пласта и динамику градиента давления в модели пласта для последующего вычисления фазовых проницаемостей. Исходя из остаточной нефтенасыщенности, к концу третьего этапа эксперимента определяют коэффициент вытеснения нефти водяным паром.
2
В следующей серии экспериментов для создания модели пласта используют смесь крупнозернистого песка с песком, имеющим зерна среднего размера. После набивки модели пласта средняя проницаемость составляет 4 мкм. На этой модели проводят также эксперименты в три этапа. На первом этапе в модель закачивают воду при пластовой температуре. На втором этапе - горячую воду и на третьем этапе - водяной пар. По результатам экспериментов определяют функции фазовых проницаемостей и коэффициенты вытеснения на каждом этапе.
2
В последней серии экспериментов формируют модель низкой проницаемости с использованием крупнозернистого и мелкозернистого песка. Проницаемость третьей модели составляет 0,5 мкм. Эта проницаемость соответствует нижнему пределу, при котором в пласте может реально фильтроваться высоковязкая нефть при температурах, существенно меньших температуры водяного пара, и при начальном пластовом давлении в залежи. В этой связи в третьей модели пласта реализуют только два первых этапа экспериментов, в которых использовали в качестве вытесняющего агента холодную и горячую воду. Проводить эксперименты по вытеснению нефти водяным паром не было необходимости, поскольку в реальных промысловых условиях невозможно закачать маловязкий пар в зоны с самой низкой проницаемостью, поскольку весь пар будет уходить в промытые высокопроницаемые зоны.
По результатам всех серий экспериментов и с учетом геологического строения продуктивных пластов выбирают водяной пар в качестве вытесняющего агента, который обеспечивает самую высокую нефтеотдачу при умеренных расходах теплоносителя.
Пример 2.
3
3
3
3
На залежи высоковязкой нефти имеется обширная газовая шапка. Залежь на глубине 900 м. Начальное пластовое давление 9 МПа. Давление насыщения пластовой нефти газом в области газонефтяного контакта (ГНК) составляет 9 МПа, а в области водонефтяного контакта (ВНК) 8 МПа. Коэффициент динамической вязкости пластовой нефти в области ГНК 200 мПа·с, в области ВНК его значение возрастает до 450 мПа·с. Газовый фактор пластовой нефти в области ГНК достигает 30 м/м. Газовый фактор пластовой нефти в области ВНК уменьшается до 25 м/м.
3
3
Если в пласт закачивать водяной пар, то температура его в пласте составит 308°С, а на забое нагнетательной скважины температура водяного пара превысит 330°С. Если пластовую нефть нагреть до такой температуры, то коэффициент растворимости газа в нефти существенно снизится и остаточная газонасыщенность пластовой нефти составит примерно 10 м/м. Остальной газ выделится из нефти в свободную газовую фазу. Таким образом, вытеснение нефти теплоносителем сопровождается разгазированием нефти и, как следствие, изменением нефтенасыщенности и газонасыщенности. За счет этого эффекта коэффициент вытеснения нефти заметно возрастает, поскольку фазовая проницаемость для нефти, содержащей мелкодисперсные пузырки газа, при увеличении газонасыщенности до 30% об. не снижается. Именно наличие такого механизма воздействия теплоносителя на пластовую нефть предопределяет необходимость проведения экспериментов по определению коэффициентов вытеснения нефти и использования для воспроизведения таких условий в качестве модели пластовой нефти нефть с растворенным в ней газом.
2
2
2
При отборе керна из данной залежи с использованием стандартной технологии из пласта выносят образцы только плотных пород, проницаемость которых в пластовых условиях практически равна нулю. Использование специальных технологий, позволяющих сохранять практически несцементированный керн, дает возможность получить на поверхности образцы, проницаемость которых достигает 0,6 мкм. Однако при адаптации гидродинамических компьютерных моделей по результатам исследований и испытания скважин, а также пробной эксплуатации скважин получены удовлетворительные минимальные отклонения расчетных показателей от фактических только после увеличения проницаемости пласта до 35 мкм. Чтобы воспроизвести структуру такого коллектора, был использован проппант с проницаемостью 25 мкм, который засыпали в трубную модель пласта. Модель сначала вакуумировали, затем насыщали водой, затем воду вытесняли из модели пласта нефтью, которая содержала в себе растворенный газ, аналогичный по растворимости нефтяному газу при давлении насыщения 8,75 МПа. Закачку в модель нефти осуществляли до прекращения выхода из модели воды. Таким образом в модели пласта имитировались начальные пластовые условия.
На первом этапе проведения экспериментов определяют коэффициент вытеснения нефти водой при начальной пластовой температуре. Для этого в модель пласта закачивают воду до прекращения выхода из модели нефти. По динамике снижения нефтенасыщенности и изменения перепадов давления определяют коэффициент вытеснения и рассчитывают кривые относительных фазовых проницаемостей.
Поскольку температура водяного пара при пластовом давлении составляет 310°С, на втором этапе эксперимента в модель при постепенном повышении температуры до 300°С закачивают воду. После нагрева модели до 300°С и прекращения выхода из нее нефти определяют коэффициент вытеснения. Затем оценивают относительные фазовые проницаемости, которые будут приближенными вследствие реализации в модели трехфазной фильтрации.
На третьем этапе в модель закачивают водяной пар с температурой 310°С до прекращения выхода из модели нефти. По результатам третьего этапа определяют коэффициент вытеснения нефти водяным паром и оценивают относительные фазовые проницаемости.
2
2
Вторую модель пласта создают с использованием смеси проппанта и просеянного песка. Проницаемость второй модели пласта составляет 5 мкм, т.е. практически равна средней проницаемости коллектора (4,85 мкм) по результатам адаптации. Исследования с использованием второй модели пласта проводили также в три этапа. На первом этапе насыщенную газом нефть вытесняли водой при начальной пластовой температуре, затем горячей водой, а на третьем, последнем этапе - водяным паром. Третью модель пласта готовили с использованием смеси песков различного состава. В третьей модели воспроизводили зоны с относительно низкой проницаемостью (0,5
2
мкм). Эксперименты на третьей модели проводили только в два этапа. На первом этапе нефть вытесняли водой при пластовой температуре, а на втором этапе - горячей водой. По результатам всех экспериментов определяли коэффициенты вытеснения нефти по зонам с различной проницаемостью и приближенно оценивали фазовые проницаемости для всех трех фаз. Причем в связи со сложностью обработки результатов экспериментов для оценки фазовых относительных проницаемостей процессы вытеснения нефти из модели пласта воспроизводили с использованием компьютерного моделирования этого процесса и по результатам адаптации компьютерных моделей оценивали фазовые проницаемости для нефти, воды и газа.
По результатам сопоставления эффективности вытеснения нефти различными агентами был сделан вывод о неперспективности закачки в пласт водяного пара, имеющего на забое паронагнетательной скважины температуру, превышающую 320°С. При давлении насыщения, мало отличающемся от пластового давления, и высокой температуре горячей воды, которая вытесняет нефть до подхода фронта водяного пара, прирост коэффициента вытеснения по сравнению с горячей водой составил всего 7 абсолютных процентов. Такой прирост требует громадных объемов закачки водяного пара вследствие больших теплопотерь в пласте при его высокой расчлененности. Закачка водяного пара позволяет только символически повысить КИН, но способствует более быстрому прогреву продуктивного пласта за счет того, что теплосодержание водяного пара более чем в 2-3 раза выше теплосодержания горячей воды. Однако повышение скорости прогрева связано с более высокими затратами на строительство сложных по конструкции паронагнетательных скважин, с приобретением дорогостоящих парогенераторов, которые должны размещаться на отдельных площадках вдали от кустов скважин в соответствии с требованиями правил безопасности. Для повышения нефтеотдачи в качестве теплоносителя выбирают горячую воду с температурой менее 200°С. Такое ограничение по температуре выбрано потому, что давление на устье нагнетательных скважин при закачке горячей воды может колебаться в зависимости от приемистости от 2 до 5 МПа. При давлении 2 МПа температура кипения воды составляет примерно 210°С. Таким образом, для того чтобы закачиваемая вода не закипала в подогревателях, ее температура не должна превышать 200°С. Конкретное рациональное значение температуры выбирают исходя из результатов технико-экономических расчетов вариантов разработки с различными значениями температуры закачиваемой воды.
Таким образом, способ согласно изобретению позволяет за счет снижения ошибки моделирования пластовых условий повысить достоверность определения коэффициента вытеснения высоковязкой нефти в слабоцементированных коллекторах, в том числе при наличии высокого давления насыщения нефти газом. Кроме того, способ позволяет оценить рациональное тепловое воздействие на пласт на начальном этапе разработки за счет имитации процесса вытеснения нефти из слабоцементированного коллектора в широком диапазоне проницаемостей и режимов вытеснения теплоносителями.