Устройство для определения фазовых проницаемостей и соответствующих насыщенностей образцов горных пород
DEVICE FOR PERMEABILITY PHASE DETERMINATION AND RELATED SATURATIONS OF SAMPLES OF MINERAL ROCKS

Изобретение относится к области исследования фазовых проницаемостей и соответствующих насыщенностей коллекторов нефти и газа для решения различных геопромысловых задач, в том числе для разработки технологий увеличения нефтеотдачи пластов, при подсчете запасов углеводородного сырья и оперативном контроле за разработкой нефтегазовых месторождений.
Как правило, исследования образцов кернов на фазовую проницаемость осуществляют способом стационарной фильтрации (ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации). В зависимости от фазового состава флюидов в образцах керна, определяющих систему флюидов, например вода-нефть, вода - газ, вода-нефть-газ, нефть-газ, применяются различные методы измерения проницаемости или их совокупность, например гравиметрический метод, метод электрического сопротивления, метод поглощения рентгеновского или микроволнового излучения. Наиболее простой и распространенный метод для определения насыщенности в пластовых условиях реализуется рециркуляцией флюидов из керна в накопительную емкость, где по измерению границы раздела, например между водой и нефтью, искомая насыщенность может быть вычислена с помощью простого материального баланса (Иванов М.К., Калмыков Г.А. и др. Петрофизические методы исследования кернового материала. Учебное пособие в 2-х книгах. -М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008).
При анализе важнейшего параметра коллектора - заводнения нефтегазовых месторождений, широко используются и постоянно совершенствуются рентгеновский метод и метод электросопротивления. Но отсутствие минерализованной воды, например, в системе флюидов газ-нефть, резко сужает технологическую линейку известных методов измерений насыщенности.
Предлагаемое техническое решение направлено на универсализацию метода измерения насыщенности образцов горных пород независимо от фазового состава системы флюидов, а также на повышение точности измерений, особенно в диапазоне остаточных насыщенностей.
Известно устройство для определения фазовой проницаемости (патент RU 2572476, Е21В 49/00 от 13.05.2014, опубликован 10.01.2016), близкий аналог по составу оборудования. Недостатком данного устройства является измерение насыщенности пористой среды методом электрического сопротивления, что ограничивает область исследований относительных фазовых проницаемостей системами нефть-вода и газ-вода. Также для раздельной закачки флюидов, с заданными долями флюидов в потоке, в устройстве предусмотрено размещение рабочих флюидов в разных контейнерах. При этом не устраняется возможность массопереноса между флюидами в процессе их фильтрации через керн, что, в свою очередь, может приводить к погрешностям при определении коэффициентов вытеснения газа водой из-за растворимости газа в последней и отразиться на точности измерений фазовой проницаемости.
Известно устройство для автоматизированного метода определения относительной проницаемости (патент US 4773254 G01N 15/08 от 07.07.1987, опубликован 27.09.1988), выбранный за прототип. Выбор прототипа обусловлен не только подобием метода измерения и расчета искомых параметров, но и инструментальными решениями по созданию условий пластовых давлений и температур, а также разделением флюидов за счет разности плотностей в сепараторе, как в вышеуказанном аналоге, с последующей закачкой разделенных флюидов в керн, при помощи специальных насосов. Данный принцип разделения флюидов и их подачи в керн применен и в предлагаемом техническом решении.
Недостатком прототипа является невозможность реализации, предложенной рециркуляционной схемы на флюидах, между которыми возможен массоперенос. Например, при реализации данной схемы в системе флюидов нефть-газ, при их закачке в образец пористой среды, газ будет увлажняться парами разогреваемой нефти, которые при выходе из термостата будут конденсироваться на холодных поверхностях. Тем самым будет изменяться вязкость флюидов, что негативно повлияет на точность определения относительных фазовых проницаемостей. Также в результате массопереноса будут нарушаться показания измерительного сепаратора, что не даст возможности точного определения насыщенности образца пористой среды. Другим недостатком прототипа является несоответствие изменения уровня границы сред в сепараторе изменению уровня насыщенности керна, что при применении метода материального баланса ведет к большим погрешностям при определении насыщенности, в основе которого заложена следующая формулы расчета:
фл
пор
фл
где V - объем насыщающего образец флюида, V - объем пор образца, S - насыщенность керна флюидом.
фл
Так в прототипе не предусмотрена возможность учета количества флюидов, оставшихся или вышедших из системы выходных трубопроводов в процессе их фильтрации через керн, что непосредственно отражается на точности измерения V и при расчетах насыщенности образца в целом. В процессе экспериментов из-за изменения соотношения потоков флюидов в выходных трубопроводах изменяется содержание рабочих флюидов, что приводит к погрешностям при определении насыщенности методом материального баланса.
Технической задачей предлагаемого изобретения является устранение массопереноса между флюидами путем поддержания термодинамического равновесия на всех этапах проведения фильтрационных процессов и устранение неучтенных изменений содержания рабочих флюидов в трубопроводах на выходе кернодержателя.
Техническим результатом изобретения является повышение точности измерения относительной фазовой проницаемости и насыщенности образца пористой среды в процессе проведения фильтрационных экспериментов и расширение области исследования для различных сочетаний флюидов в фазовых системах коллекторов нефти и газа.
Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для определения фазовых проницаемостей и соответствующих насыщенностей образцов горных пород методом материального баланса, содержащем кернодержатель с установленным в нем исследуемым образцом, суховоздушный термостат, обеспечивающий поддержание постоянной температуры в образце, рециркуляционные насосы, обеспечивающие процесс фильтрации путем подачи в образец флюидов заданных фазовых систем в режиме постоянного заданного расхода, прибор обжима для создания пластового давления на образце, трубопроводную систему для подачи и отвода рабочих флюидов, оборудованную запорной арматурой, дифференциальный манометр для определения перепада давления на образце, измерительный сепаратор, состоящий из емкости для сепарирования поступающих флюидов по разности их плотностей, оборудованной системой контроля и измерения уровня границы раздела сред в состоянии термодинамического равновесия, особенностью является то, что трубопроводная система дополнительно содержит обводную линию промывки трубопровода на выходе из кернодержателя заданным соотношением флюидов для устранения в нем неучтенных изменений рабочих флюидов, а все оборудование, включая рециркуляционные насосы, трубопроводную систему с обводной линией, сепаратор, кернодержатель с исследуемым образцом, помещено в единый суховоздушный термостат, образуя тем самым замкнутую термодинамическую систему с исключением охлаждения рабочих флюидов при их рециркуляции в процессе фильтрации.
На фиг. 1 представлена схема устройства рециркуляционной системы для определения относительных фазовых проницаемостей при отсутствии массопереноса между рабочими флюидами.
Устройство содержит кернодержатель 1 (КД) типа Хесслера с возможностью быстрой замены образцов, суховоздушный термостат 2, обеспечивающий поддержание постоянной температуры флюидов в сепараторе, в системе трубопроводов и образце пористой среды, рециркуляционные насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) для прокачки тяжелого и легкого флюида соответственно, РН1 и РН2 могут прокачивать флюиды в прямом и обратном направлениях (далее режим прокачки), имеют режим, при котором сквозь них возможно беспрепятственное течение флюида (далее открытый режим), а также режим, при котором течение флюидов через насосы полностью прекращается (далее запорный режим). Устройство содержит также запорный вентиль В2 в отводящем трубопроводе, прибор создания и контроля горного давления 5 («Обжим») с датчиком давления (не показан) и дифференциальным манометром 6 для определения перепада давления на исследуемом образце, измерительный сепаратор 7 («Сепаратор») для разделения рабочих флюидов друг от друга, измерения их объемов по границе сред и поддержания их в состоянии термодинамического равновесия, систему трубопроводов для подачи 8 и отвода 9 рабочих флюидов, обводную трубопроводную линию (байпас) 10 с вентилем В1 для промывки отводящих 9 трубопроводов флюидами в заданном соотношении.
Для измерения относительной фазовой проницаемости методом стационарной фильтрации устройство работает следующим образом.
Перед проведением измерений в сепаратор 7 загружают рабочие флюиды, различающиеся по плотности (на фиг. 1 указано как «Легкий флюид» и «Тяжелый флюид»), например нефть и газ. Затем в кернодержатель 1 помещают модельный образец пористой среды, например песчаник, схожий по пористости и проницаемости с исследуемым образцом керна, термостатируют все элементы устройства до рабочей температуры. Через модельный образец, при помощи насосов 3 и 4, производят одновременно фильтрацию рабочих флюидов в соотношении 50% легкого и 50% тяжелого флюида соответственно, до стабилизации давления на дифференциальном манометре 6 и уровня границы сред смеси флюидов в сепараторе 7, что в среднем составляет 2÷3 объема прокачки сепаратора 7. Уровень границы сред контролируется ультразвуковым датчиком (на фиг.1 не показан). Данная подготовительная технологическая операция приводит к термодинамической стабилизации системы рабочих флюидов и гарантирует отсутствие в рабочих флюидах твердых мелкодисперсных примесей, способных повлиять на проницаемость исследуемого образца керна. Далее из кернодержателя извлекают модельный образец для подготовки рабочих флюидов, а затем загружают исследуемый образец керна и обжимают его прибором обжима 5 до пластовых давлений. При этом не происходит существенного нарушения термодинамического равновесия в системе, поскольку используемый кернодержатель 1 манжетного типа позволяет производить быструю замену образцов. Затем для каждого стационарного режима (по ОСТ 39-235-89) производят следующие операции: прокачку флюидов через открытые вентили В1 и В2 для промывки подводящих трубопроводов от сепаратора до кернодержателя 8 и отводящих трубопроводов от кернодержателя в сепаратор 9 в заданном соотношении для данного стационарного режима. После этого проводят фильтрацию флюидов в заданном соотношении для данного стационарного режима через исследуемый образец керна до стабилизации границы раздела тяжелого/легкого флюидов в сепараторе 7, которую контролируют с помощью ультразвукового датчика (на фиг. 1 не показан), и стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6.
После чего насыщенность определяют расчетным путем по изменению уровня в сепараторе в процессе фильтрации флюидов через керн, используя следующую формулу:
тек
нач
пор
3
3
3
где i - порядковый номер измерения относительных фазовых проницаемостей; S - насыщенность, д.ед.; V - текущий объем флюида в сепараторе, см; V - начальный объем флюида в сепараторе, см; V - объем пор исследуемого образца, см.
Проницаемость определяют по заданным расходам флюидов и определенным значениям разности давления по следующей формуле:
2
3
2
где k - фазовая проницаемость для флюида, мкм; Q - расход флюида на соответствующем режиме, см/с; μ - вязкость флюида, мПа⋅с; L - длина измерительного участка составного образца, см; F - площадь поперечного сечения измерительного участка составного образца, см; ΔР - перепад давления на измерительном участке при установившемся течении, МПа.
Устройство может быть успешно применено также для измерения относительной фазовой проницаемости методами нестационарной и псевдостационарной фильтрации.
3
-3
2
В качестве практического применения заявляемого устройства приведен пример измерения фазовой проницаемости и соответствующей насыщенности образца керна с Останинского месторождения нефти Западной Сибири. Цилиндрический составной образец представляет собой песчаник светло-серый с неравномерным коричневым оттенком, мелко-среднезернистый, с глинистым цементом, с плотностью, равной 2,27 г/см, длиной 99,5 мм, ∅ 29,5 мм, пористость образца составляет 15,2%, а проницаемость 32,8⋅10 мкм.
3
-3
2
3
3
Модельный образец представляет собой образец керна Останинского месторождения с такой же литологией, как и у исследуемого образца с плотностью равной 2,27 г/см, длиной 33,2 мм, ∅ 29,5 мм, пористость образца составляет 16,4%, а проницаемость 33,7⋅10мкм. В качестве измерительного сепаратора используется сепаратор 7 марки NER SFS032, объемом 400 см, система создания горного давления 5 представляет собой прибор обжима CoreTest systems СРС-110, устройство снабжено дифференциальным манометром 6 марки Aplisens APR-2000 и датчиками давления Aplisens РС-28. Уровень разделения сред контролируется штатным ультразвуковым датчиком в составе измерительного сепаратора 7. Система флюидов представляет собой равновесную систему флюидов из нефти Останинского месторождения вязкостью 0,549 мПа⋅с и газа метана вязкостью 0,026 мПа⋅с. Вся измерительная система, включая сепаратор, трубопроводы, кернодержатель, а также запорная арматура B1, В2 (клапаны марки Vindum CV-210), насосы марки Тех-интенсив DI-50CV, с регулируемым расходом от 0,1 до 2000 см/час, помещаются в суховоздушный термостат марки Binder ED 400 с рабочим объемом 400 литров. Параметры фильтрации регистрируются с помощью контроллера ICP DAS ХРАС ХР-8741 и обрабатываются на ПК.
Программа исследований по измерению относительных фазовых проницаемостей образцов керна проводилась в следующем порядке:
1. Нагрев термостата 2 до пластовой температуры эксперимента, равной 89°С.
3
3
2. Загрузка в сепаратор 7 газированной метаном нефти плотностью 0,624 г/см и вязкостью 0,598 мПа⋅с при температуре 89°С объемом 200 см и метана до давления 259 бар (устройство для загрузки не показано).
3. Загрузка в кернодержатель 1 модельного образца керна, насыщенного нефтью. Для загрузки образцов запорную аппаратуру устанавливают в следующую конфигурацию: вентиль линии 10 (В1) открыт, а вентиль линии 9 (В2) закрыт. Рециркуляционные насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) находятся в запорном режиме.
4. Для прокачивания флюидов открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Начинают покачивание нефти и газа через модельный образец в соотношении 50% нефти и 50% газа до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и уровня в сепараторе 7. Практически прокачиваемый объем флюидов до стабилизации параметров составил от двух до трех объемов сепаратора.
5. Для выгрузки модельного образца вентиль линии 10 (В1) открывают, а вентиль линии 9 (В2) запирают, насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливают в запорный режим. Производится выгрузка модельного образца, загрузка исследуемого образца в кернодержатель 1 (КД). Производится отбор пробы нефти и газа для определения их плотности и вязкости.
6. Производится запуск регистрации данных с помощью контроллера.
7. Для прокачивания нефти открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насос 3 (РН1) устанавливается в режим прокачки, а насос 4 (РН2) устанавливается в запорный режим. Производится однофазная фильтрация нефти со скоростями для ΔР=1, 2, 5 атм/м (скорость подбирается по показаниям дифференциального манометра 6 для заданных градиентов давления) до стабилизации перепада давления на манометре 6 и уровня границы сред в сепараторе 7. Расход нефти для ΔР=1 атм/м будет базовым и обозначен далее Q.
8. Для прокачивания флюидов через обводную линию 10 открываются вентили линии 9 (В2) и линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится прокачка флюидов через обводную линию 10 с долей нефти 80% и долей газа 20% с суммарным расходом 5⋅Q до стабилизации уровня нефти в сепараторе 7.
9. Для прокачивания флюидов через образец открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится 1 режим стационарной фильтрации газа и нефти (доля нефти 80%, доля газа 20%) с суммарным расходом Q. Режим продолжается до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и границы раздела в сепараторе 7.
10. Для прокачивания флюидов через обводную линию 10 открываются вентили линии 9 (В2) и линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится прокачка флюидов через обводную линию 10 с долей нефти 30% и долей газа 70% с суммарным расходом 5⋅Q до стабилизации уровня нефти в сепараторе 7.
11. Для прокачивания флюидов через образец открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится 2 режим стационарной фильтрации газа и нефти (доля нефти 30%, доля газа 70%) с суммарным расходом Q. Режим продолжается до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и границы раздела в сепараторе 7.
12. Для прокачивания флюидов через обводную линию 10 открываются вентили линии 9 (В2) и линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится прокачка флюидов через обводную линию 10 с долей нефти 10% и долей газа 90% с суммарным расходом 5⋅Q до стабилизации уровня нефти в сепараторе 7.
13. Для прокачивания флюидов через образец открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насосы 3 (РН1) и 4 (РН2) устанавливаются в режим прокачки. Производится 3 режим стационарной фильтрации газа и нефти (доля нефти 10%, доля газа 90%) с суммарным расходом Q. Режим продолжается до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и границы раздела в сепараторе 7.
14. Для прокачивания газа через обводную линию 10 открываются вентили линии 9 (В2) и линии 10 (В1), насос 4 (РН2) устанавливается в режим прокачки, а насос 3 (РН1) устанавливается в запорный режим. Начинают прокачку через обводную линию 10 газа для вытеснения в сепаратор нефти из выходных трубок. Газ качать с расходом газа 5⋅Q до стабилизации уровня нефти в сепараторе 7.
2
15. Для прокачивания газа через образец открывается вентиль линии 9 (В2), запирается вентиль линии 10 (В1), насос 4 (РН2) устанавливается в режим прокачки, а насос 3 (РН1) устанавливается в запорный режим. Производится вытеснение нефти газом с расходом газа Q=10⋅Q. Режим продолжается до стабилизации перепада давления на дифференциальном манометре 6 и границы раздела в сепараторе 7.
16. Остановка регистрации данных эксперимента.
Выводы по результатам эксперимента следующие.
3
3
1. После того как была выполнена операция по термодинамической стабилизации системы рабочих флюидов (п. 4 программы испытаний), что не предусмотрено во всех известных устройствах, равновесная нефть из сепаратора была отобрана для определения вязкости. В результате измерений (этап по п. 5) плотность нефти составила 0,599 г/см, вязкость 0,549 мПа⋅с при исходных параметрах загруженной газированной нефти плотность 0,624 г/см и вязкость 0,598 мПа⋅с. Таким образом, при термодинамической стабилизации плотность нефти уменьшилась на 4%, а вязкость снизилась на 8%. Согласно формуле 3 измеренное значение вязкости оказывает прямо пропорциональное влияние на расчетное значение величины проницаемости. Поэтому увеличение точности измерений вязкости на данном технологическом этапе обработки керна позволяет получить данные, близкие к природным показателям.
-3
2
-3
2
Таким образом рассчитанная фазовая проницаемость (на этапе по п. 7) согласно параметрам, полученным на заявленном устройстве, составляет 29,1⋅10 мкм, в то время как без устранения массопереноса в известном устройстве прототипа 31,7⋅10 мкм. При этом погрешность измерения снизилась на 8% в результате устранения массопереноса. Разница погрешностей между изменениями фазовых проницаемостей на прототипе и заявленном устройстве на других этапах (этапы по пунктам 9, 11, 13), составляла тоже значение 8%.
2. Сравнительные результаты вычисленной насыщенности по измерениям, полученным на предлагаемом устройстве, с учетом операции промывки системы трубопроводов на выходе из кернодержателя и без нее в известных устройствах представлены в таблице:
По данным, приведенным в таблице 1, устранение изменения содержания рабочих флюидов в отводящих трубопроводах позволяет значительно увеличить точность измерений насыщенности образцов керна углеводородами методом материального баланса и с большей достоверностью оценить продуктивность коллектора исследуемой скважины Останинского месторождения нефти.
Согласно столбцу 7 таблицы 1 ошибка определения нефтенасыщенности в известном устройстве прототипа накапливается в результате влияния емкости трубопроводов на выходе из кернодердателя 1 (КД), на этапе программы по пункту 9 она составляет 20%, на этапе по пункту 11 ошибка определения составляет 47,3%, по пункту 13 ошибка достигает 69,1%, а на пункте программы 15 составляет 162,7%. Таким образом, при помощи предлагаемого устройства удается значительно увеличить точность определения насыщенности методом материального баланса.
Конечно, в ходе опытов ошибку определения насыщенности методом материального баланса стараются снизить, исходя из измерений объемов выходных трубопроводов и предположений о содержании в них нефти (или других флюидов) в конце соответствующих этапов, но, поскольку содержание нефти в выходных трубопроводах зависит от их смачиваемости, которая может меняться в ходе опыта, физическое устранение изменения содержания нефти в выходных трубопроводах в ходе проведения измерений более точно и предпочтительно.
Заявленное устройство, кроме обеспечения высокой точности измерений фазовой проницаемости и насыщенности, позволяет также рекомбинировать флюиды для проведения исследований и использовать для исследований глубинные пробы флюидов. В первом случае, перед проведением измерений загруженные флюиды профильтровывают через образец для подготовки флюидов. Данная операция позволяет приводить флюиды внутри сепаратора к термодинамическому равновесию из-за большой удельной поверхности пористой среды, через которую проводится фильтрация. Если загрузить в сепаратор поверхностные пробы флюидов, полученные на скважине, в требуемом для этого соотношении и привести их в пластовые условия, то после фильтрации через пористую среду получится изначальный (пластовый) флюид. Во втором случае, замкнутая рециркуляционная система, в которой не происходит охлаждения флюида при его рециркуляции, позволяет использовать для измерений небольшие количества флюидов, полученные при отборе глубинных проб. Так как измерения осуществляются при рециркуляции, флюид расходуется только на изменение насыщенности керна, что дает возможность применять для исследований глубинные пробы флюидов, поступающие для исследований в небольших количествах. В проточных системах, описанных в аналогах, необходимо применять значительно большие объемы флюидов, поскольку они после фильтрации через керн утилизируются.
Применение заявляемого устройства позволяет определять относительные фазовые проницаемости во всех возможных системах по сочетанию флюидов, чего ранее не позволяла ни одна из известных конфигураций фильтрационных устройств.