Исследование влияния режимов водогазового воздействия на эффективность вытеснения нефти по результатам физического моделирования

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕЖИМОВ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, А.Ф. Соколов, А.В. Мизин

Введение

Одной из важнейших задач разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений является повышение коэффициента извлечения нефти (КИН). Этот параметр, характеризующий степень полноты использования природных богатств, пока не очень велик для отечественной нефтедобывающей промышленности и составляет величину 0,30-0,32. В последнее время для повышения КИН широкое распространение получила технология водогазового воздействия. Как правило, используются различные варианты одновременной, последовательной, а также попеременной закачки воды и газа.

Эффективность перечисленных технологий вытеснения во многом определяется фильтрационно-емкостными свойствами продуктивного коллектора, соотношением вязкостей агента вытеснения и нефти, а также их межфазным натяжением.

Очевидно, что эффективность применения того или иного агента воздействия, а также режима вытеснения должна основываться на детальных лабораторных исследованиях или опытнопромышленных испытаниях.

Настоящая работа посвящена изучению влияния процессов смачивания, режимов водогазового воздействия на эффективность вытеснения нефти.

Авторами исследовался коэффициент вытеснения нефти при следующих режимах водогазового воздействия: последовательное вытеснение нефти газом и водой (а также в обратной последовательности - водой и газом), одновременная закачка воды и газа, чередующаяся закачка воды и газа с различной продолжительностью циклов. Кроме того, проведена экспериментальная оценка эффективности вытеснения нефти с помощью мелкодисперсной

водогазовой смеси. Исследования проведены на экспериментальном измерительном комплексе, включающем установки двухфазной и трехфазной фильтрации, на моделях пласта, сформированных как из кернового материала различных месторождений, так и на насыпных моделях.

Полученные экспериментальные результаты свидетельствуют о влиянии смачивания, очередности воздействия воды и газа, а также цикличности воздействия на конечное значение КИН.

Ранее в работах [1, 2] показано влияние очередности пропитки и дренирования (очередности закачки воды и газа) на фазовые проницаемости коллекторно-флюидальных систем. В данной статье приводятся результаты экспериментального исследования влияния эффектов смачивания на другой технологический фильтрационный параметр - коэффициент вытеснения нефти Кыт.

Методика измерения

Экспериментальные исследования выполнены на установке двухфазной и трехфазной фильтрации. Основным измеряемым параметром являлся коэффициент вытеснения нефти водой и газом сепарации. Исследовалась эффективность воздействия различных режимов водогазового воздействия: попеременная (циклическая) закачка воды и газа с различным коэффициентом цикличности, одновременная закачка воды и газа, а также закачка мелкодисперсной водогазовой смеси. Некоторые результаты по коэффициентам вытеснения нефти газом и водой получены на установке трехфазной фильтрации на основе данных измерений фазовых проницаемостей.

В табл. 1 приведены основные технические параметры установок двухфазной и трехфазной фильтрации, а на рис. 1 - блок-схема установки двухфазной фильтрации.

Фильтрация двух фаз происходит по цепи от блока аккумуляторов до блоков замера объема жидкой и газовой фаз. Две пары насосов фирмы КСО (США), модель 100БМ, работающие в непрерывном парном режиме, подают диэтиленгликоль к нижней части гидравлических аккумуляторов. Это позволяет перемещать разделительные поршни аккумуляторов и, соответственно, подавать в заданном соотношении исследуемые фазы на вход кернодержателя.

Таблица 1

Технологические параметры установок двухфазной и трехфазной фильтрации

Параметр Диапазон

Пластовое давление, МПа До 70

Горное (обжимное) давление, МПа До 70

Рабочая температура, оС До 150

Скорость флюидов в керне, м/сут 0,10-255

Диапазон задаваемых расходов при фильтрации, см3/мин 0,00001-25

Точность поддержания расхода насосами, % от установленного значения 0,3

Длина керна, м До 1

Диаметр керна, м 0,03

Блок аккумуляторов представляет собой два сосуда высокого давления, в которые предварительно заправляется соответствующий флюид, вытесняемый насосами на вход кернодержателя.

Для исследований применялся кернодержатель гидростатического типа (двухосевого обжима), выполненный в стальном корпусе, длиной до 100 см (насыпных моделей - до 300 см), диаметром 3 см.

Пластовое давление в цепи фильтрации поддерживается регулятором противодавления (модель ВРЯ Тетсо ВР-10), обеспечивающим надежную работу при температурах до 150 °С и давлениях до 70 МПа. Установка двухфазной фильтрации позволяет проводить исследования в диапазоне скоростей движения флюидов в пористой среде от 0,1 до 255 м/сут, при этом колебания объемной скорости насосов не превышают ±0,03 % от заданной величины.

Описанные принципы технической реализации установки двухфазной фильтрации позволяют ее использовать особенно эффективно для изучения процессов вытеснения углеводородов различными агентами, в том числе и агрессивными.

Управление установками двухфазной и трехфазной фильтрации полностью автоматизировано [3-5].

Система двухфазной фильтрации

Блок аккум уляторов Кернодержатель Регулятор давления

> к

Подача флюидов

Г идронасос аккумуляторов

Блок замера объема газовой фазы

т

Выход газовой фазы

I

Блок насосов Сепаратор низкого

фильтрации 1 давления

I

Блок замер а объема жидкой фазы

О граничитель давления в системе

Рис. 1. Функциональная блок-схема экспериментальной установки двухфазной фильтрации

Подготовка кернового материала к исследованию

Авторами исследовались два типа кернового материала ВолгоКаспийского нефтегазового бассейна. Первый тип кернового материала извлечен с глубины порядка 1330 м, принадлежит аптским отложениям, сложенных из алевролитов, второй тип извлечен с глубины порядка 1430 м, принадлежит неокомским отложениям, сложенным из песчаников (иногда с глинистыми включениями). Пористость кернового материала как аптских, так и неоком-ских отложений составляет 26-29 %. При этом остаточная водона-сыщенность аптских отложений составляет приблизительно 35 % в пластовых условиях, а неокомских - 20 %.

Сначала из кернового материала выпиливались цилиндрические образцы диаметром 30 мм длиной от 25 до 45 мм с плоскопараллельными торцами. Затем по специальной технологии из этих образцов формировались модели пласта (по 3-4 образца в модели), которые помещались в кернодержатель. Кернодержатель позволяет реализовать пластовые условия залегания моделей, а также фильтрацию жидких и газообразных агентов через модели.

Подготовка флюидов

В качестве пластовой воды при фильтрации и создании начальной водонасыщенности использовалась ее модель в виде минерализованного водного раствора, приготовленного растворением от 90 до 95 г соли СаС12 на каждый литр дистиллированной воды. Указанный раствор использовался как для измерения фильтрационных характеристик, так и для создания начальной водонасыщенности.

В качестве газа в эксперименте использовалась модель газа сепарации.

В качестве нефти в эксперименте использовалась рекомбинированная нефть, полученная насыщением сепарированной («мертвой») нефти аптских отложений модельным газом в специальном сосуде PVT при пластовых условиях и тщательным перемешивании смеси. При этом была использована современная техника и бомбы PVT компании Chandler Engineering, модель 3000-GL PVT-system.

Создание начальной водонасыщенности

Для керновых моделей пласта аптских отложений ВолгоКаспийского нефтегазового бассейна создавалась начальная во-донасыщенность Swo ~ 35 %, а для моделей неокомских отложений - SWo ~ 20 %.

Для этого образцы горных пород, составляющие каждую модель, высушивали при температуре 105 °С до постоянной массы (Мсух). Затем образцы горных пород насыщали моделью пластовой воды. Измеряли массу 100%-но насыщенных образцов (Мнас) и определяли коэффициент открытой пористости по воде (Кпо).

Для создания требуемой начальной водонасыщенности Swo образцы горных пород центрифугировали при 2000 об./мин в течение 30 мин, затем определяли полученную водонасыщенность образцов методом взвешивания и доводили водонасыщенность до требуемой методом капиллярной вытяжки.

Оценка эффективности вытеснения нефти водой и газом на различных режимах

Коэффициент извлечения нефти Кизв находится по формуле:

К = К • К

изв выт скв'

где Кыт- коэффициент вытеснения нефти, полученный по данным лабораторного эксперимента в соответствии с ОСТ 39-195-86 [6]; Ксхв - коэффициент охвата - технологический параметр, зависящий от особенностей коллектора, свойств пластовых и закачиваемых флюидов, а также от конкретной схемы разбуривания нефтяной залежи (определяется на месторождении на основании анализа имеющегося геологического, гидродинамического материала, результатов ГИС и т.д.).

В качестве вытесняющего агента использовались пластовая вода и газ сепарации. Исследования по вытеснению проводились на высокоточной установке двухфазной и трехфазной фильтрации при термобарических условиях, соответствующих аптским и не-окомским отложениям месторождения им. В. Филановского. При этом размеры моделей и скорости фильтрации флюидов подбирались так, чтобы максимально удовлетворялись критерии подобия.

Использовались как технология вытеснения нефти водой, так и чисто газовое воздействие. Дополнительно изучался вопрос, насколько эффективна очередность закачки смачивающего (воды) и несмачивающего (газа) компонентов. Кроме того, проведена экспериментальная оценка эффективности вытеснения мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС) по сравнению с обычным (перечисленным) водогазовым воздействием.

Процесс вытеснения нефти осуществлялся до тех пор, пока не прекращался вынос нефти из модели пласта при заданных пластовых условиях. При этом через модель пласта прокачивалось порядка пяти поровых объемов агента.

С помощью результатов, полученных в процессе экспериментов, можно изучить влияние эффектов смачивания на технологический параметр Квыт, а также сформулировать научно обоснованные рекомендации по подбору и эффективному использованию вытесняющих агентов для повышения КИН.

Результаты измерений

Вначале авторами были измерены коэффициенты вытеснения нефти из моделей аптских отложений. Закачка воды и газа в разных вариациях производилась в модели пласта при одинаковых пластовых условиях: Тт = 65 оС, Рт = 10 МПа, Ргорн = 32 МПа и начальной водонасыщенности 35 %. В табл. 2 представлены характеристики моделей пласта аптских и неокомских отложений.

Таблица 2

Характеристики моделей пласта

Характеристики Апт Неоком

номер модели номер модели

1 2 3 4 1 2 3 4

Длина L, см 10,55 11,13 11,25 26,7 27,1 27,2 26,1 21,94

Объем открытых пор ¿„р см3 16,93 17,63 18,40 48,24 38,1 43,1 39,6 40,58

Проницаемость мД 20,69 10,36 13,92 14,62 1192 1241 1387 1255

Начальная водонасыщенность ^ио, % 36,5 36,5 36,0 35,0 12,9 19,4 0 20,0

Открытая пористость т0, % 28 26-29

Как видно из табл. 2, модели неокомских отложений имеют почти в 100 раз большую абсолютную проницаемость по сравнению с моделями аптских отложений, при этом пористость всех моделей практически одинаковая - в среднем 28 %.

Результаты выполненных исследований по закачке различных агентов в модели пласта приведены в табл. 3, 4 и рис. 2.

В табл. 3 представлены результаты измерения коэффициента вытеснения нефти газом и водой на моделях пласта аптских отложений. Исследованы четыре модели пласта: одна длинная и три коротких. Измерения производились как по результатам чистого вытеснения (позиции 1-5), так и по результатам фильтрационного эксперимента по измерению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) (позиция 6). При этом вытеснение всегда начиналось с несмачивающей фазы - газа, а затем уже использовалось вытеснение

водой (смачивающая фаза). Чередующееся/циклическое вытеснение (см. позиции 4, 5) также начиналось с несмачивающей фазы.

Таблица 3

Эффективность вытеснения нефти газом и водой на моделях пласта отложений апт

№ п/п Агент воздействия Номер модели Способ вытеснения Квыт, %

Вытеснение

1 Газ сепарации 1 Непрерывный 36

2 Вода 1 Непрерывный 26

3 Суммарное воздействие (п. 1 + п. 2) 1 Непрерывный, последовательный 62

4 Газ сепарации + вода 2 Циклами, через 0,25 порового объема 66,5

5 Газ сепарации + вода 3 Циклами, через 0,1 порового объема 97,2

Вытеснение

6 Газ сепарации^+ водаТ 4 Водогазовое воздействие с переменной долей закачиваемого газа сепарации и воды 66,15

На основе данных табл. 3 можно сделать следующие выводы:

1. Конечное значение Квыт нефти газом и водой несколько зависит от длины модели: с увеличением длины модели увеличивается конечное значение Квыт (см. позиции 1, 4).

2. Циклическая закачка на коротких моделях с коэффициентом 2 = 0,25 дает приблизительно такое же значение коэффициента Кыт = 66,5 %, как и для случая водогазового воздействия на длинной модели по результатам измерений фазовых проницаемостей (см. позиции 4, 6).

3. Использование циклической закачки при частой смене флюида 2 = 0,1 наиболее эффективно: Квыт = 97,2 % (см. позицию 5).

Полученные результаты проиллюстрированы на рис. 2.

Как видно из рис. 2, при быстрой периодической смене вытесняющего агента (через 0,1 порового объема) можно добиться коэффициента вытеснения нефти более 97 %. Ранее такие высокие значения коэффициента отмечались для случая смешивающего вытеснения [7].

Объем закачанного флюида

Рис. 2. Коэффициент вытеснения нефти при различных режимах закачки газа и воды:

1 - длительная закачка в модель равновесного газа; 2 - длительная последовательная закачка в модель неравновесного газа и минерализованной воды; 3 - циклическая закачка газа и воды в составную модель пласта при коэффициенте цикличности I = 0,25; 4 - циклическая закачка газа и воды в составную модель пласта при коэффициенте цикличности I = 0,1

Полученные закономерности не носят всеобщего характера. Для сравнения на рис. 3 представлены результаты по водогазовому вытеснению нефти из моделей пласта нижнемеловых отложений. Авторами были приготовлены пять идентичных моделей пласта из кернового материала нижнемеловых отложений с начальной водона-сыщенностью 8УІО = 45 % (нефтенасыщенностью - 55 %). В сформированных моделях пласта создавались пластовые условия: Тт = 80 оС, Рпл = 29,5 МПа, Ргорн = 45 МПа, при которых осуществлялось вытеснение нефти в различных режимах и различными агентами.

Наиболее эффективной для такого типа моделей является закачка газа сепарации. Циклическая закачка дает больший коэффициент вытеснения нефти по сравнению с закачкой воды и одновременной закачкой воды и газа сепарации. Вместе с тем эффективность циклической закачки значительно ниже, чем закачки газа сепарации. К тому же в моделях пласта нижнемеловых отложений при циклической закачке коэффициент вытеснения нефти увеличивается с ростом коэффициента цикличности, а не уменьшается, как это демонстрируют результаты, полученные на моделях аптских отложений (см. рис. 2).

1

0.9

0 1 2 3 4 5

Объем закачанного флюида

Рис. 3. Зависимость коэффициента вытеснения нефти из моделей пласта от закачанного объема для различных вытесняющих агентов: 1 - вода; 2 - газ

сепарации; 3 - циклическая закачка при коэффициенте цикличности I = 0,1;

4 - циклическая закачка при коэффициенте цикличности I = 0,25; 5 - одновременная закачка воды и газа сепарации

Представленные результаты свидетельствуют о том, что не существует общих закономерностей по вытеснению нефти при водогазовом воздействии. Эффективность вытеснения нефти в случае водогазового вытеснения зависит от многих факторов: фильтрационно-емкостных свойств самого коллектора (структуры порового пространства, абсолютной проницаемости, сорбционной способности, смачиваемости), а также от физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента (компонентного состава пластового газа и газа вытеснения, вязкости и плотности флюидов, минерализации пластовой воды и т.д.).

Задачей эксперимента на моделях пласта неокомских отложений является:

• изучение возможности определения Кыт по данным измерений ОФП;

• выявление зависимости Кыт от начальной водонасыщенно-сти ^0;

• выявление зависимости Кыт от очередности закачки вытесняющего агента (воды, газа);

• сопоставление значений Кыт, полученных в моделях пласта неоком и апт.

В табл. 4 представлены результаты проведенных исследований. Исследовались четыре модели пласта неокомских отложений: первые три модели длиной порядка 27 см использовались для изучения зависимости Квыт от начальной водонасыщенности, а четвертая (длиной 21,9 см) использовалась для изучения зависимости Кыт от очередности закачки газа и воды.

Таблица 4

Эффективность вытеснения нефти водой и газом на моделях неоком

по результатам измерения ОФП)

№ п/п Агент воздействия Номер модели Способ вытеснения Квыт, %

Коэффициент вытеснения

1 Вода (Бт = 0 %) 3 Непрерывный 75,22

2 Вода (Бт = 12,9 %) 2 Непрерывный 65,21

3 Вода (Бт = 19,4 %) 1 Непрерывный 58,6

= 20 %

4 Вода 4 Непрерывный 61,5

5 Газом^ +водаТ 4 Одновременный 0

6 ГазомТ при спадающей фильтрации нефти 4 Одновременная закачка газа и нефти при возрастании доли газа в потоке и уменьшении доли нефти (подпитка) 14,54 допол- нитель- но

7 Суммарное воздействие (п. 4 + п. 5 + п. 6) 4 Последовательное вытеснение водой и затем газом 76,04

5.» = 35 %

8 Газом Т при нефти! Не по ОСТ 4 Одновременная закачка газа и нефти при возрастании доли газа в потоке и уменьшении доли нефти (подпитка) 32,77

9 Газом! + вода| Не по ОСТ 4 Одновременная закачка газа и воды при уменьшающейся доле газа в потоке (подобие МВГС) 42,77

10 Суммарное воздействие (п. 8 + п. 9) 4 Водогазовое воздействие (подобие МВГС) с переменной долей закачиваемого газа сепарации и воды 75,53

Вытеснение в случае неокомских моделей пласта производилось в основном при начальной закачке смачивающей фазы - воды. Иногда (в случае 4-й модели, позиция 8) использовалась первоначальная закачка газа. Циклическая закачка газа не применялась.

Для оценки Кыт нефти водой и газом использовались результаты измерения фазовых проницаемостей для этих агентов в режимах двухфазной фильтрации «нефть - газ» и «газ - вода».

Коэффициент вытеснения в этом случае оценивался по формуле:

Квьт.ф = (5, - ^) / ^

где - начальная нефтенасыщенность модели пласта при 100%-ном потоке нефти через модель, 5нк - конечная нефтенасыщенность модели пласта при 1лл%-ном потоке газа.

Естественно, что схема вытеснения нефти в режиме двухфазной фильтрации «нефть-газ» несколько иная, чем вытеснение нефти в режиме двухфазной фильтрации «газ-вода». В первом случае происходит постоянная подпитка нефти в модель пласта за счет подачи нефти в модель пласта нефтяными насосами (внешний источник нефти при постепенно уменьшающейся ее доле в потоке до нуля). Во втором случае подпитка нефтью от внешнего источника (насоса фильтрации) отсутствует. Вытеснение остаточной нефти происходит в режиме, близком к водогазовому вытеснению с переменной долей воды и газа в потоке.

Как видно из полученных данных, конечный коэффициент вытеснения после закачки газа и затем воды в двух способах вытеснения оказался почти одинаковым (см. позиции 4, 7 табл. 4). Вместе с тем при разработке месторождения случай вытеснения нефти газом или водой при дополнительной закачке (подпитке) нефти в пласт нереален.

Таким образом, для лабораторного определения КИН можно использовать результаты измерения фазовой проницаемости при двухфазной фильтрации «газ - вода», а также (с некоторыми оговорками) результаты измерений фазовой проницаемости в системе «нефть - вода» и «нефть - газ».

Данные табл. 4 отражают следующее:

1) с увеличением начальной водонасыщенности коэффициент Квыт уменьшается, подтверждая тот традиционно известный факт,

что при большей начальной нефтенасыщенности пласта больше будет и конечный КИН;

2) сравнивая позиции 3 и 4, выполненные приблизительно при одинаковой начальной водонасыщенности 20 %, но несколько отличающихся по длине моделей пласта, видим, что Кыт практически одинаковый (что подтверждает правильность выбора критериев подобия);

3) если в качестве вытесняющего агента использовать газ после вытеснения нефти водой (см. позицию 4), то эффекта дополнительной добычи можно и не получить (см. позицию 5), и только в режиме наличия внешнего источника нефти можно дополнительно вытеснить газом 14,54 % нефти (см. позицию 6) и получить результирующий Кыт = 76,04 % (см. позицию 7);

4) если при 5^ = 35 % вытеснять нефть газом и увеличивать долю газа в потоке, а долю внешнего потока нефти уменьшать, то можно газом вытеснить до 32,77 % нефти (см. позицию 8), т.е. приблизительно в два раза меньше, чем водой (см. позицию 4);

5) если далее внешнюю подпитку нефти прекратить, а в газовом потоке добавлять воду, доводя ее долю до 100%-ного водогазового потока (при уменьшающейся доле газа), тогда таким водогазовым потоком можно дополнительно вытеснить еще 42,77 % нефти;

6) таким образом, результирующий коэффициент вытеснения нефти газом и водой будет 75,53 % (см. позицию 10), что больше коэффициента вытеснения нефти только водой из 1-й модели при той же начальной водонасыщенности (см. позицию 4).

Сравнивая эффективность водогазового воздействия в моделях отложений апта и неокома, можно сделать следующие выводы:

• эффективность закачки газа в случае вытеснения нефти из моделей апта (низкая проницаемость) больше, чем для случая вытеснения нефти из моделей неоком (высокая проницаемость);

• для высокопроницаемых моделей пласта (неоком, песчаник) эффективнее вытеснение водой по сравнению с низкопроницаемыми моделями пласта (апт, аргиллит), несмотря на то, что пористость образцов керна неокома и апта практически одинакова;

• суммарный коэффициент водогазового вытеснения для моделей апт и неоком сопоставим. Однако при циклической закачке воды и газа в модель пласта из апта можно добиться почти 100%-ного вытеснения нефти.

Интересен вопрос о зависимости коэффициента вытеснения от абсолютной проницаемости в случае применения водогазового воздействия. В табл. 3 представлены параметры двух моделей пласта с приблизительно одинаковыми геометрическими размерами, но с разной абсолютной проницаемостью: модель 1 (апт) имеет абсолютную проницаемость по газу в 1ЛЛ раз меньше, чем модель 2 (неоком). Для более проницаемой модели (неоком) получены большие коэффициенты вытеснения нефти как по газу, так и по воде (см. табл. 3). Ранее в работе [8] авторами был экспериментально получен результат о большей эффективности газового воздействия в случае плотного коллектора.

На рис. 4-5 приведены результаты экспериментов по вытеснению нефти газом сепарации из моделей пласта с различной абсолютной проницаемостью. Видно, что эффективность газового воздействия имеет минимум в области абсолютных проницаемостей коллектора порядка 30 мД. Применение газового воздействия становится особенно эффективным в плотных коллекторах с абсолютной проницаемостью ниже 10 мД.

В настоящее время технология водогазового воздействия на нефтесодержащий пласт широко применяется в нефтепромысловой практике [7, 9-18]. Предложены самые различные технологии и способы осуществления водогазового воздействия. Одним из таких технических решений является использование в качестве вытесняющего агента мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС). Обычный природный газ (или метан в лабораторном эксперименте) диспергируется в воде с помощью специального устройства - диспергатора. Полученную мелкодисперсную водогазовую смесь применяют в качестве агента вытеснения. Пропорции газа и воды в смеси могут быть самыми различными. Задача лабораторного эксперимента - найти наиболее эффективное соотношение газа и воды для мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС). Естественно предположить, что эффективность МВГС будет большей по сравнению с обычной одновременной закачкой воды и газа в модель пласта.

По результатам экспериментов, проведенных нами ранее, на рис. 5 показан сравнительный график эффективности вытеснения нефти из насыпной модели пласта с помощью воды и МВГС. Видно, что

использование последней позволяет увеличить коэффициент вытеснении нефти более чем на 15 %. Одновременная закачка газа и воды в модель пласта уступает МВГС по эффективности более чем на 5 %.

Объем закачанного газа

Рис. 4. Коэффициент вытеснения нефти газом сепарации из идентичных моделей пласта с приблизительно одинаковой начальной водонасыщенностью и с различными значениями абсолютных проницаемостей

На рис. 6 показан сравнительный график эффективности вытеснения нефти из насыпной модели пласта с помощью воды и мелкодисперсной водогазовой смеси (МВГС). Видно, что использование МВГС позволяет увеличить коэффициент вытеснении нефти более чем на 15 %. Одновременная закачка газа и воды в модель пласта уступает МВГС по эффективности более чем на 5 %.

По результатам проведенных авторами исследований можно сделать вывод о существенном влиянии процессов смачивания на конечный результат вытеснения, а именно:

1) конечное значение коэффициента вытеснения нефти зависит от выбора агента вытеснения;

2) в случае водогазового воздействия большое значение играет очередность закачки воды и газа;

3) эффективность вытеснения нефти сильно зависит от абсолютной проницаемости коллектора, а также от режима закачки (последовательное, одновременное, циклическое);

Абсолютная проницаемость, мД

Рис. 5. Зависимость коэффициента вытеснения нефти газом сепарации из моделей пласта от абсолютной проницаемости моделей

Рис. 6. Динамика коэффициента извлечения при вытеснении нефти водой и последующем воздействии 20%-ной МВГС на модель пласта: длина модели пласта - 0,29 м, проницаемость для воды - 0,464 мкм2, пластовое давление -21,1 МПа, пластовая температура - 71,3 оС, горное давление - 26 МПа

4) для достижения больших коэффициентов вытеснения нефти на месторождениях необходимо тщательное лабораторное изучение эффективности различных агентов и режимов вытеснения.

Таким образом, физическое моделирование процесса разработки нефтенасыщенных пластов с использованием вторичных и третичных методов увеличения нефтеотдачи приобретает определяюще важное значение как при планировании опытнопромышленного эксперимента на участке месторождения, так и при разработке всего объекта добычи природных углеводородов.

Список литературы

1. Тер-Саркисов Р.М. Влияние связанной воды на относительные фазовые проницаемости пористой среды при стационарной фильтрации углеводородов / Р.М. Тер-Саркисов, А.А. Захаров,

В. А. Николаев, С.Г. Рассохин // Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы; в кн. 1: Разработка и эксплуатация месторождений, комплексные исследования пластов и скважин. - Ухта: Севернипигаз, 2000. - С. 99-110.

2. Рассохин С.Г. Относительные фазовые проницаемости при фильтрации углеводородов в гидрофильном и гидрофобном керне / С.Г. Рассохин // Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа. - М.: ВНИИГАЗ. 2003.- С. 50-64.

3. Рассохин С.Г. Моделирование водогазового воздействия на низкопроницаемый нефтяной пласт / С.Г. Рассохин,

B.М. Троицкий, А.В. Мизин, А.С. Рассохин // Газовая промышленность. - 2009. - № 5. - С. 40-44.

4. Рассохин С.Г. Влияние начальной водонасыщенности и смены режима дренирования на фазовые проницаемости нефтенасыщенных неокомских залежей / С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, А.В. Мизин и др. // Разработка месторождений углеводородов. -М.: ВНИИГАЗ, 2008. - С. 169-178.

5. Тер-Саркисов Р.М. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи / Р.М. Тер-Саркисов, В.А. Николаев,

C.Г. Рассохин и др. // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С. 27-38.

6. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

7. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты / Г.С. Степанова. - М.: Газойл-пресс, 2006. - 199 с.

8. Троицкий В.М. Прогнозирование коэффициента извлечения нефти из пласта по результатам физического моделирования

и водогазового воздействия / В.М. Троицкий, А.В. Мизин, А.С. Рассохин // Тез. докл. VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». - РГУ им. И.М. Губкина. - М., 2010.

9. Уляшев В.Е. Экспериментальные исследования фильтрационных свойств и газоотдачи низкопроницаемых карбонатных коллекторов: дисс. канд. техн. наук / В.Е. Уляшев. - М.: ВНИИГАЗ, 1999.- С. 131-144; 145-149.

10. Николаев О.В. Влияние эффектов релаксации на извлечение углеводородов из пласта при разработке газоконденсатного месторождения / О.В. Николаев, В.А. Николаев // Газовая промышленность. - 2011. - № 2. - С. 12-14.

11. Губанов В.Б. Экспериментальное изучение вытеснения и довытеснения высоковязкой нефти Русского месторождения при пластовой и повышенной температурах / В.Б. Губанов, М.Ю. Ахапкин // Геофизика. - 2007. - № 4. - С. 219-224.

12. Закиров С.Н. Сопоставительные лабораторные эксперименты в рамках концепций АПП и ЭПП / С. Н. Закиров, А.Ш. Муртазалиев, Д.П. Аникеев // Газовая промышленность. -2011. - № 3. - С. 70-73.

13. Гладков Е.А. Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождении Кура-Цеце / Е.А. Гладков // Газовая промышленность. - 2011. - № 2. - С. 15-19.

14. Потрясов А. Технология реогазохимического воздействия на пласт / А. Потрясов, В. Макиенко, М. Дулкарнаев, А. Шах-вердиев // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - № 17. - С. 104-107.

15. Дроздов Н.А. Исследование водогазового воздействия на пласт / Н.А. Дроздов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 11. -

С. 80-83.

16. Запивалов Н.П. О критическом пороге состояния флюидонасыщенных систем, долголетии нефтяных месторождений и высокой конечной нефтеотдаче / Н.П. Запивалов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 12. - С. 89-91.

17. Зацепин В.В. Соответствие результатов гидродинамического моделирования водогазового воздействия на пласт фактическим показателям разработки / В.В. Зацепин, Ю.В. Алексеев // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 11. - С. 68-71.

18. Крянев Д.Ю. Состояние и проблемы научного обеспечения методов увеличения нефтеотдачи пластов / Д.Ю. Крянев,

С. А. Жданов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 11. - С. 72-74.