Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород
METHOD FOR DETERMINING THE OIL RECOVERY COEFFICIENT IN THE DEPLETION MODE IN LOW-PERMEABLE ROCK SAMPLES

Изобретение относится к области нефтехимической промышленности и может быть использовано в промысловых и научно-исследовательских лабораториях для разработки технологий увеличения нефтеотдачи пластов и при подсчете извлекаемых запасов нефти, оперативном контроле за разработкой нефтяных месторождений.
Предлагаемый способ применим в лабораторных экспериментах по определению коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых образцов горных пород с использованием рентгеновского контроля насыщенности в условиях, приближенных к пластовым. Значения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения используются при разработке проектов эксплуатации нефтяных месторождений.
Известен способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях [ОСТ 39-195-86]. Способ включает подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям, экстракцию и высушивание образца, создание остаточной водонасыщенности в образце горной породы, создание рабочего давления и температуры, соответствующих пластовым, прокачку нефти через исследуемый образец, прокачку модели пластовой воды с постоянным расходом и вытеснение нефти. Расчет коэффициента вытеснения нефти проводится с использованием значений начальной и конечной нефтенасыщенности образца горной породы. Данный способ не позволяет определить остаточную нефтенасыщенность для низкопроницаемых образцов горных пород в лабораторном эксперименте, моделирующем режим истощения пласта-коллектора.
Известен способ определения нефтенасыщенности керна, включающий подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям, экстракцию и высушивание образца, создание рабочего давления и температуры, соответствующие пластовым, измерение электрического сопротивления образцов керна [ОСТ 39-235-89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»]. Определение нефтенасыщенности проводят при фильтрации минерализованной воды и нефти в различных соотношениях в условиях максимально приближенных к пластовым, с использованием пластовых и модельных жидкостей. Нефтенасыщенность керна определяют при условии заполненности порового пространства водой и нефтью: Sн=1-Sв, где Sн и Sв - нефтенасыщенность и водонасыщенность.
Данный способ не позволяет определить нефтенасыщенность для неустановившегося потока в низкопроницаемых образцах горной породы и рассчитать коэффициент извлечения нефти в режиме истощения.
Известен способ определения нефтенасыщенности породы, осуществляемый путем установившейся совместной фильтрацией нефти и газа через образец горной породы и измерения в процессе фильтрации промежуточной интенсивности рентгеновского излучения, прошедшего через образец; измерения интенсивности рентгеновского излучения при последовательном сканировании сухого образца, образца с остаточной водонасыщенностью насыщенного нефтью и определения насыщенности по зависимости [RU 2360233 С1, МПК G01N 23/083 (2006.01), опубл. 2009].
Данный способ не позволяет определять нефтенасыщенность и рассчитывать коэффициент извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых коллекторов.
Известен способ определения давления начала конденсации в пористой среде [RU 2580858 С1, МПК G01N 15/08, G01N 23/02, Е21В 49/00 (2006.01), опубл. 2016], в котором осуществляют моделирования режима истощения в образце горной породы, заключающийся в подготовке пористой среды (образцов горной породы) к испытаниям - экстракцию, высушивание при температуре 105°С до постоянной массы и насыщение образцов пористой среды газоконденсатной смесью в кернодержателе фильтрационной установки в условиях, моделирующих пластовые (горное и поровое давление, повышенная температура). Моделирование процесса истощения пористой среды, заключается в пошаговом уменьшении порового давления и сканировании пористой среды рентгеновским излучением на каждом шаге по давлению. По графику зависимости интенсивности рентгеновского излучения, прошедшего через пористую среду от порового давления определяют давления начала конденсации.
Известный способ не позволяет определить изменение нефтенасыщенности при сканировании образца горной породы рентгеновским излучением и рассчитать коэффициент извлечения нефти в режиме истощения.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка экспрессного и информативного способа определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород в условиях приближенных к пластовым (повышенного давления и температуры).
При решении поставленной задачи достигается технический результат, который заключается в увеличении точности и достоверности измерения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых образцов.
во
нн
ф
i
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе определения нефтенасыщенности керна проводят насыщение образцов керна моделью пластовой воды в сатураторе в соответствии с ГОСТ 26450.1; задают остаточную водонасыщенность в образцах керна методом полупроницаемой мембраны или центрифугированием по ОСТ 39-204-86 (Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления). Единичный образец с остаточной водонасыщенностью помещают в рентгенопрозрачный кернодержатель фильтрационной установки (гидравлическая схема установки приведена на фиг. 1) и задают условия, моделирующие пластовые: повышенная температура и давление обжима. Затем проводят сканирование образца с остаточной водонасыщенностью рентгеновским излучением - сигнал детектора рентгеновского излучения I. Далее образец заполняют керосином, поднимают поровое давление в образец подают рекомбинированную нефть (модель пластовой нефти); проводят сканирование рентгеновским излучением - сигнал с детектора I. На следующем этапе перекрывают вентиль на входе в кернодержатель, поршневым насосом уменьшают давление, насос переводят в режим поддержания постоянного давления и, после стабилизации давления, открывают клапан. Насос при этом отбирает флюид, выходящий из образца горной породы. После установления равновесного давления в гидросистеме и стабилизации показаний объема прокачанного насосом флюида, определяют объем извлеченного из гидросистемы и образца керна флюида V. Проводят сканирование образца рентгеновским излучением (сигнал с детектора I). Для учета при измерениях объемного расширения газонасыщенной нефти в подводящих трубках, проводят градуировку на металлическом образце-имитаторе, при этом значения порового давления выбирают в соответствии с этапами измерений с образцом горной породы.
во
нн
i
Новым в предлагаемом способе является то, что после создания в образце остаточной водонасыщенности исследуемый образец помещают в рентгенопрозрачный кернодержатель фильтрационной установки, образец сканируют рентгеновским излучением (сигнал детектора I), затем поровое пространство образца заполняют рекомбинированной нефтью (моделью пластовой нефти), проводят сканирование образца рентгеновским излучением (сигнал с детектора рентгеновского излучения I). После скачкообразного изменения порового давления насос переводят в режим поддержания давления в гидросистеме и забирают флюид, выходящий из образца горной породы - моделирование режима истощения пласта-коллектора. Измерение объема выходящего из образца флюида (нефти и газа) на каждом этапе эксперимента проводится насосом, работающим в режиме поддержания давления. Сбор выходящего флюида проводится до стабилизации показаний суммарного прокачанного объема насоса. После стабилизации показаний насоса проводят сканирование образца рентгеновском излучением (сигнал с детектора рентгеновского излучения I). Коэффициент извлечения нефти в режиме истощения для i-го этапа эксперимента рассчитывают по формуле:  а суммарный коэффициент извлечения нефти для n этапов эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности  рассчитывают по формуле:
Существенной новизной является использование значений сигнала детектора рентгеновского излучения, полученных при сканировании образца, насыщенного рекомбинированной нефтью и остаточной водонасыщенностью для расчета коэффициента извлечения нефти в режиме истощения по приведенной зависимости в условиях повышенного давления и температуры.
Предлагаемый способ применим в лабораторных экспериментах по определению коэффициентов извлечения нефти и газа в режиме истощения в условиях, приближенных к пластовым.
На фиг. 1 приведена рекомендуемая гидросхема подключения узлов фильтрационной установки при измерении коэффициента извлечения нефти в режиме истощения, где показано: 1, 2 - насосы, 3 - кернодержатель, 4 - запорно-регулирующий клапан (ЗРК), 5 - поршневая емкость, 6 - датчик разности давлений,7 - автоматический клапан (без изменения объема гидросистемы при срабатывании) на входе в кернодержатель 3; 8, 9, 10, 11, 12, 13 - вентили.
На фиг. 2 приведен пример зависимости объема флюида, прокачанного насосом от времени.
На фиг. 3 приведена зависимость объема извлеченного из гидросистемы флюида в режиме истощения в сравнении с результатами калибровочного эксперимента на образце-имитаторе.
На фиг. 4 приведена зависимость значений сигнала детектора, полученных при сканировании образца горной породы при различных поровых давлениях.
Схема проведения эксперимента по определению коэффициента извлечения нефти и газа в режиме истощения в условиях, приближенных к пластовым с использованием предлагаемого способа.
во
Образец с остаточной водонасыщенностью помещают в манжету кернодержателя 3 фильтрационной установки с рентгеновским контролем; подключают подводящие трубки к входу кернодержателя 3. Сборку гидравлической системы проводят в соответствии со схемой, приведенной на фиг. 1. Устанавливают температуру кернодержателя 3, подводящих линий, поршневой емкости 5 с моделью нефти в соответствии с геолого-физическим условиями исследуемого пласта/месторождения. Поднимают давление обжима. Проводят сканирование образца с остаточной водонасыщенностью рентгеновским излучением (сигнал с детектора I).
Замещают газ в поровом пространстве образца керосином. Для этого к входу кернодержателя 3 подключают поршневую емкость 3 с керосином, в образец подают керосин. Перепад давления на образце во время прокачки флюидов в эксперименте не должен превышать давление в центрифуге/капилляриметре, при котором создавалась остаточная водонасыщенность. После появления керосина в выходной линии к выходу кернодержателя 3 подключают запорно-регулирующий клапан 4 и, продолжая подачу керосина, поднимают поровое давление. Прокачивают не менее трех поровых объемов керосина. Затем к входу кернодержателя 3 подключают поршневую емкость 5 с моделью пластовой нефти. В соответствии с рекомендуемой гидросхемой (фиг. 1), закрывают вентили 7, 12, 13, насосом 1 прокачивают не менее трех объемов пор нефти при пластовом давлении и температуре.
нн
Образец с остаточной водонасыщенностью и моделью пластовой нефти в поровом пространстве сканируют рентгеновским излучением (сигнал с детектора I). Перекрывают вентиль 7 на входе кернодержателя 3, соединяющий поршневую емкость 5 с пластовой нефтью и кернодержатель 3 с образцом (закрывают вентили 8, 9, 10, 11; открывают вентили 12, 13 (фиг. 1)). Подключают напрямую к кернодержателю насос 2, работающий в режиме поддержания давления. Выравнивают давление в насосе 2 и гидросистеме.
ф
i
Закрывают клапан 7 на входе в кернодержатель 3, уменьшают давление в насосе2, переводят насос 2 в режим поддержания постоянного давления. После установления равновесного значения давления (изменение прокачанного насосом 2 объема не превышает 0.5% за 0,5 часа) обнуляют значение суммарного прокачанного объема флюида на насосе, включают запись в лог файл данных с насоса 2 (расход флюида, суммарный прокачанный объем, температура, давление), открывают клапан 7 на входе в кернодержатель 3. Насос 2 при этом отбирает флюид, выходящий из образца горной породы. После установления равновесного давления в гидросистеме и стабилизации показаний объема прокачанного насосом 2 флюида (изменение объема не превышает 0.5% за 0,5 часа), определяют объем извлеченного флюида V. Проводят сканирование образца рентгеновским излучением (сигнал с детектора I). Определение коэффициента извлечения нефти в режиме истощения проводят для нескольких значений порового давления. Количество этапов должно быть не менее пяти.
Для учета в эксперименте объемного расширения газонасыщенной нефти в подводящих трубках, проводят градуировочный эксперимент на металлическом образце-имитаторе. Измерения в калибровочном эксперименте выполняют при тех же значениях порового давления, которые выбраны в эксперименте с образцом горной породы. На каждом этапе определяют объем извлеченного флюида Vк.
Коэффициент извлечения газонасыщенной нефти в режиме истощения для каждого этапа фильтрационного эксперимента рассчитывают по формуле:
n
где: K - коэффициент извлечения газонасыщенной нефти для n этапов эксперимента;
- объем извлеченного флюида в эксперименте с образцом горной породы для i-го этапа, мл;
- объем извлеченного флюида в градуировочном эксперименте с образцом-имитатором для i-го этапа, мл;
пор
V - объем пор образца, мл;
во
K - остаточная водонасыщенность, д.ед.
Значения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для i-го этапа фильтрационного эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности рассчитывают по формуле:
i
где I - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения при сканировании на i-ом этапе эксперимента, В;
во
I - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения, В. Поровое пространство образца заполнено остаточной водой и газом (воздухом);
нн
I - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения, В. Поровое пространство образца заполнено остаточной водой и моделью пластовой нефти.
Коэффициент извлечения нефти для n этапов эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности  рассчитывают по формуле:
Полученные значения используют для расчета коэффициента извлечения газа для n этапов эксперимента по формуле:
Пример проведения эксперимента по определению коэффициента извлечения нефти в режиме истощения.
-3
2
8
17
ф
Измерения проводят на цилиндрическом терригенном образце горной породы с абсолютной проницаемостью по газу 0,08·10 мкм и пористостью 10,2%, остаточная водонасыщенность - 62,4%. Образец помещают в кернодержатель 3 рентгеновской фильтрационной установки, поднимают давление обжима 30 МПа, задают температуру испытания 80°С. Проводят сканирование образца с остаточной водонасыщенностью. Подключают к входной линии кернодержателя 3 поршевую емкость 5 с керосином, подают керосин в образец горной породы. После заполнения выходной линии кернодержателя Ззакрывают запорно-регулирующий клапан 4, поднимают поровое давление до 15 МПа. Подключают ко входу кернодержателя 3 поршневую емкость 5 с пластовой нефтью исследуемого месторождения (нефтью, рекомбинированной газом), в нефть предварительно добавляют рентгеноконтрастное вещество CHI 10% об. Подают в образец керна нефть, прокачивают 2-3 поровых объема, проводят сканирование образца рентгеновским излучением. В соответствии с описанной процедурой подключают насос 2, выравнивают давление в гидросистеме. Закрывают клапан 7 на входе в кернодержатель, уменьшают давление в насосе 2 до 12,5 МПа, переводят насос 2 в режим поддержания постоянного давления. После установления равновесного значения давления обнуляют значение суммарного прокачанного объема флюида на насосе 2, включают запись в лог файл данных с насоса 2, открывают клапан 7 на входе в кернодержатель. На фиг. 2 приведен пример зависимости объема флюида, прокачанного насосом от времени. После установления равновесного давления в гидросистеме и стабилизации показаний объема прокачанного насосом флюида, определяют объем извлеченного флюида V. Проводят сканирование образца рентгеновским излучением. Определение коэффициента извлечения нефти в режиме истощения проводят для нескольких значений порового давления: 12,5; 10; 5; 1 МПа.
Проводят градуировочный эксперимент на металлическом образце-имитаторе при тех же значения порового давления. На каждом этапе определяют объем извлеченного флюида Vк. По формуле (1) рассчитывают коэффициент извлечения газонасыщенной нефти в режиме истощения для каждого этапа фильтрационного эксперимента. Значения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для i-го этапа фильтрационного эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности рассчитывают по формуле (2). На фиг. 3 приведена зависимость объема извлеченного из гидросистемы флюида в режиме истощения в сравнении с результатами калибровочного эксперимента на образце-имитаторе. На фиг. 4 приведена зависимость значений сигнала детектора, полученных при сканировании образца горной породы при различных поровых давлениях. Результаты определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения приведены в таблице 1, где указаны:
пор
Р - поровое давление, атм,
метал
V - объем извлеченного флюида из гидросистемы при работе с металлическим образцом-имитатором, мл,
керн
V - объем извлеченного флюида из гидросистемы при работе с образцом керна, мл,
флюид
V - объем извлеченного флюида из образца керна (с учетом градуировочного эксперимента), мл,
Кn - коэффициент извлечения газонасыщенной нефти, д.ед.
XR
Kn - коэффициент извлечения нефти, д.ед.
Кг - коэффициент извлечения газа, д.ед.
Таким образом, заявляемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение требуемого технического результата - увеличение точности и достоверности измерения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых образцов за счет того, что для определения коэффициента извлечения флюида используют метод баланса с применением градуировочного образца, коэффициент извлечения нефти определяют с использованием рентгеновского контроля насыщенности, а расчет значений нефте-, газонасыщенности проводят с использованием формул 1-4.