Экспериментальное исследование процессов трехфазной фильтрации в термобарических условиях аптских отложений

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ТРЕХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ В ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ АПТСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, А.В. Мизин, В.П. Ваньков

При разработке месторождений природных углеводородов в продуктивных пластах может иметь место совместная фильтрация трех фаз в различных соотношениях. Пластовое давление (Рпл) по мере выработки залежи может снизиться до значений, меньших давления насыщения (Рвас), и, соответственно, возникнут условия для совместной фильтрации газа, нефти и пластовой воды.

В связи с этим детальное экспериментальное исследование процессов, происходящих при трехфазной фильтрации, имеет большое значение на всех этапах разработки месторождения. В настоящей работе рассмотрены результаты исследования фильтрационных процессов, происходящих в пластовой многофазной системе, методами физического моделирования - определены относительные фазовые проницаемости для газа, нефти и пластовой воды, нагнетаемых в составной керновой модели пласта в различных пропорциях при текущем (пластовом) давлении, пластовой температуре, горном давлении и заданной начальной водона-сыщенности.

Для продуктивных аптских отложений рассматриваемого месторождения установлены значения начального пластового давления Рт = 14,65 МПа и давления насыщения при температуре пласта Рнас = 14,65 МПа. Таким образом, уже до начала разработки нефть залежи находилась в насыщенном состоянии, и при снижении пластового давления в процессе разработки месторождения возможно движение не только пластовых жидкостей, но и газа.

Закономерности трехфазной фильтрации в составной модели аптских отложений изучались по изменению относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для газа, нефти и пластовой воды как функции насыщенности при разных долях фильтруемых фаз в потоке. Полученные данные в дальнейшем могут быть использованы при прогнозировании продуктивности, приемистости скважин, расчете конечной углеводородоотдачи, а также для расчета и планирования технологических операций, при гидродинамическом моделировании способов дальнейшей разработки месторождения.

Для вычислений, связанных с фильтрацией в модели пласта продуктивных аптских отложений, использовался закон Дарси, описывающий течение флюидов при ламинарном режиме линейной фильтрации:

д = *1^ДР,

^ .Ь

где Q - объемный расход флюида в единицу времени, м3/с; ц -динамическая сдвиговая вязкость флюида, Пас; Ь - длина модели пласта, м; Г - площадь фильтрации, м2; АР - перепад давления на длине составного керна, Па; к - проницаемость, м2.

Закон Дарси связывает расход флюида известной вязкости и градиент давления при помощи коэффициента пропорциональности, определяемый свойствами пористой среды и называемый проницаемостью. Закон Дарси в форме уравнения (1) выполняется только для стационарных потоков. В этом случае две или три фазы закачиваются одновременно при постоянных скоростях или перепадах давления в течение определенного времени, пока не будет достигнут стационарный режим фильтрации. Критерием достижения и поддержания этого режима является постоянство расходов флюидов на входе и выходе модели пласта, а также постоянство текущего соотношения насыщенности фазами. Эффективная проницаемость для каждой фазы известной вязкости определяется по закону Дарси на основе измерения скоростей закачиваемого в модель пласта флюида и градиента давления на длине модели пласта. Изменяя на каждом этапе соотношения фаз в потоке при одновременном измерении насыщенностей той или иной фазой « и повторяя необходимые измерения по мере достижения равнове-

сия, рассчитываются зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности.

Стационарным методам присущи значительные затраты времени, поскольку для достижения равновесия, как правило, затрачиваются от десятков часов до нескольких суток для каждого уровня насыщенности. Современный уровень развития автоматизированной экспериментальной техники, которой обладает ограниченное число научно-исследовательских организаций, в том числе ООО «Газпром ВНИИГАЗ», позволяет достичь и поддерживать стационарный режим с высокой точностью.

Описание экспериментальной установки

Рассмотрим функциональную схему установки трехфазной фильтрации, на которой были выполнены экспериментальные исследования относительных фазовых проницаемостей составного керна продуктивных аптских отложений рассматриваемого месторождения (рис. 1, табл. 1).

Рис. 1. Функциональная схема экспериментальной установки для определения относительных фазовых проницаемостей

Таблица 1

Основные технологические параметры установки трехфазной с іильтрации [2, 3]

Пластовое давление, МПа до 70

Горное (обжимное) давление, МПа до 70

Скорость флюидов в керне, м/сут 0,04-160

Диапазон задаваемых расходов флюидов, см3/мин 0,000408-15,0

Точность поддержания расхода насосами, % от установленного значения ±0,2

Длина керна, м до 3

Диаметр керна, мм 30

Конструктивной особенностью системы трехфазной фильтрации является то, что движение смеси флюидов происходит в режиме рециркуляции, чем обеспечивается относительно быстрое достижение и стабильное поддержание режима стационарной фильтрации. Основными узлами цепи рециркуляции (см. рис. 1) являются блок насосов, кернодержатель и ультразвуковой трехфазный сепаратор высокого давления. В системе применяются три пары специализированных измерительных насосов, обеспечивающих непрерывную заданную скорость флюидов в пористой среде в диапазоне 0,04-160 м/сут. Это гарантирует возможность полного воспроизведения реальных величин скоростей фильтрации, которые имеют место как в самых удаленных от скважин участках пласта, так и в областях, близких к призабойным зонам скважин. При этом колебания расхода флюида при установившемся течении не превышают ±0,2 % от заданного значения. С помощью блока обжимного давления создается внешнее горное давление на образцы кернов в диапазоне 0,1-70 МПа.

Для измерения текущей насыщенности фазами при фильтрации установка оснащена трехфазным ультразвуковым сепаратором, позволяющим автоматически определять текущее соотношение объемов газа, нефти и воды, таким образом отслеживая изменения насыщенности в модели пласта. Трехфазный сепаратор высокого давления (0,1-69 МПа) состоит из трех сообщающихся сосудов для каждой фазы соответственно. В них происходит измерение уровней жидкостей. Рабочий диапазон температур сепарируемых флюидов - 15-160 °С. Точность измерения объема - ±0,02 см3.

Система трехфазной фильтрации оснащена капиллярным вискозиметром, который может быть использован для оценки динамической вязкости газов и жидкостей в интервале температур 20-150 °С и диапазоне давлений 0,1-70 МПа.

Управление всеми элементами установки трехфазной фильтрации автоматизировано. Контроль за текущими параметрами установки и регистрация данных измерений происходит в реальном времени.

Методика измерений относительных фазовых проницаемостей

Методика подготовки и проведения эксперимента по измерению относительной фазовой проницаемости соответствует ОСТ 39-235-89 [1].

Подготовка эксперимента включала сборку составной керно-вой модели пласта, соответствующей продуктивным аптским отложениям.

В модели пласта использованы цилиндрические образцы керна длиной 3-4 см и диаметром 3 см. Средняя пористость образцов составила 27 %.

Таким образом, сформированная модель пласта имела общую длину 26,7 см. Объем открытых пор модели пласта составил 48,24 см3. Измеренная абсолютная проницаемость модели пласта по метану - 14,62 мД (1,462-10-14 м2).

Пластовые флюиды, фильтруемые через модель пласта, представляли собой рекомбинированную нефть и минерализованную воду. Заданная 9,0%-ная минерализация пластовой воды достигалась растворением 90,0 г СаС12 на каждый литр дистиллированной воды.

Критерием соответствия приготовленной рекомбинированной и пластовой проб нефти (на основе оригинального образца пластовой нефти) была адекватность соответствующих составов модельного газа и газа сепарации. При подборе модельного газа допускалось варьирование его компонентов от С1 до С7, при этом необходимо было обеспечить сохранение величин молекулярной массы этой смеси газа и смеси фракции С5+. В результате моделирования

было получено адекватное соответствие состава модельного газа оригинальному газу сепарации.

Компонентный состав модельного газа включал: N2 - 1,2 % моль, С1 - 69,7 % моль, С3 - 18,5 % моль, пС4 - 6,4 % моль, nC5 -3,0 % моль, С7+в - 1,2 % моль.

Молярная масса фракции С5+ равна 80,31 г/моль, общая молярная масса газа - 26,82 г/моль для модельного и натурного газа сепарации совпадали.

Образцы рекомбинированной нефти получали насыщением и перемешиванием сепарированной нефти из продуктивной скважины модельным газом в сосуде PVT при давлении 10 МПа, температуре 65 °С.

Необходимые при вычислении фазовых проницаемостей значения вязкостей газа, нефти и минерализованной воды при пластовых условиях измерялись и в среднем оказались равными цг = 0,017 мПас, = 1,268 мПас, = 0,526 мПас соответственно.

При проведении фильтрационного эксперимента при известном расходе AQ каждой фазы при фильтрации и вязкости каждого флюида значения фазовых проницаемостей газа (ФПг), воды (ФПв) и нефти (ФПН) рассчитываются по формулам:

AQ и • L АО и • L AQ и • L

ФПг = —, ФПн = н н—, ФП = •' •'—,

г AP  F н AP  F s AP  F

где AQz, AQH, AQe - расходы газа, нефти и воды, м3/с; цг, ц„, - ди-

намические вязкости газа, нефти и воды соответственно в условиях эксперимента, Па-с; L - длина модели пласта, м; АР - перепад давления при фильтрации смеси, Па; F - площадь поперечного сечения модели пласта, м2.

Полученные значения фазовых проницаемостей для газа ФПг, воды ФПв и нефти ФПН нормируются на значения абсолютной фазовой проницаемости (ФПГ100%) газа, (ФПВ100%) воды и нефти (ФПН100%) при их 100%-ном насыщении модели пласта. Фазовые проницаемости ФПГ100%, ФПВ100% и ФПН100% определяются как результат измерения перепадов давления АР и расходов AQ при 100%-ном насыщении модели пласта газом, водой и нефтью соответственно. Таким образом получают значения относительной фазовой проницаемости для газа (ОФПг), нефти (ОФПН) и относительные фазовые прони-

цаемости для минерализованной воды (ОФПв) при различных пропорциях фильтруемых фаз и при разных значениях результирующей газо-, нефте- и водонасыщенности.

Далее строятся соответствующие зависимости ОФП; = f (S).

Соблюдение критериев подобия

Так как на относительную проницаемость системы помимо начальной водонасыщенности влияют также градиент давления и ряд других факторов, то для корректного моделирования фильтрационных процессов, происходящих в пласте, важно следовать критериям подобия - необходимо соблюдать подобие модельных условий натурным условиям залегания пласта. По результатам различных исследований [4-5], кроме равенства в модели и натуре углов смачивания и пористости пород должно также соблюдаться условие:

с

k\grad P|

где о - поверхностное натяжение нефти на границе с водой, Н/м; к - проницаемость, м2; grad Р - градиент давления, Па.

Нарушение указанного критерия приводит к отклонениям результатов определения относительной проницаемости пород от ее пластовых значений. Для слабосцементированных пород эксперимент следует проводить при (о/(к х grad Р))мсд > 0,5-106. В данном случае для скважины продуктивного пласта к = 14,62-10"15 м2. Тогда, принимая коэффициент поверхностного натяжения на границе «нефть - вода» о = 30-10"3 Н/м, длину модели пласта - 0,267 м, получим допустимые в эксперименте значения перепада давления на составной модели пласта АР < 1,1 МПа.

Следовательно, для адекватного моделирования фильтрационных процессов необходимо поддерживать такой расход нефти, чтобы перепад давления АР при заданных начальных значениях водона-сыщенности и длине модели пласта не превышал значения 1,1 МПа.

В эксперименте перепад давления на модели пласта не превышал 0,85 МПа, т.е. критерии подобия модельного эксперимента и

МОП

k\grad P\

реальной фильтрации в пласте были соблюдены. Это достигалось выбором суммарного расхода трех флюидов не более 0,05 см3/мин.

Ход эксперимента и результаты измерений относительных фазовых проницаемостей

Процесс одновременной фильтрации модельного газа минерализованной воды и рекомбинированной нефти осуществлялся при пластовых условиях (Рпл = 10 МПа, Тт = 65 °С, Ргорное = 30 МПа). Всего были испытаны 26 пропорций фильтруемых компонентов -от нулевого содержания каждого из флюидов до его 100%-ной доли в потоке. Общая продолжительность эксперимента составила 528 ч, при этом через модель пласта прокачано около 29,5 поро-вых объемов суммарного флюида.

Определены следующие значения проницаемостей исследуемой модели при 100%-ной насыщенности соответствующими фазами: для газа - 14,62 мД, нефти - 7,8 мД, воды - 8,9 мД (1 мД = 1-10-15 м2).

В табл. 2 представлены измеренные параметры относительных фазовых проницаемостей по газу, нефти и воде при различных пропорциях фильтруемых фаз при начальной водонасыщен-ности 35 %.

На рис. 2-4 отражены зависимости ОФП от водо- и нефте-насыщенностей при двухфазной фильтрации систем «нефть - газ», «нефть - вода», «вода - газ» соответственно. На рис. 5 представлена треугольная диаграмма насыщенностей пористой среды аптских отложений системой «нефть - газ - вода», описывающая существование области трехфазного течения в данном эксперименте.

Согласно данным табл. 2 при совместной фильтрации всех трех фаз фазовые проницаемости каждого из флюидов значительно меньше их абсолютных проницаемостей. Так, максимальное значение ОФПг не превосходит 0,03 % при газонасыщенности 13,47 %, ОФПв - 1,27 % при водонасыщенности 70,98 % и ОФПн -3,3 % при нефтенасыщенности 30,68 %.

Трехфазное течение в системе «пористая среда - флюид» рассматриваемых аптских отложений осуществляется при ОФП для нефти - 0,737-3,297 %, воды - 0,225-1,266 %, газа - 0,003-0,034 %.

Таблица 2

Значения относительных фазовых проницаемостей для газа (ОФПг), минерализованной воды (ОФП„) и рекомбинированной нефти (ОФП„) при различных пропорциях фильтруемых фаз и 35%-ной начальной водонасыщенности модели пласта

№ Доля в потоке, % ар, Насыщенность, д.е ОФП, %

п/п вода нефть газ кПа вода нефть газ вода нефть газ

1 0 100 0 62,45 0,35 0,65 0 0 74,648 0

2 0 90 10 81,14 0,3436 0,6136 0,0428 0 51,707 0,044

3 0 80 20 80,76 0,3403 0,6222 0,0375 0 46,182 0,088

4 0 50 50 64,87 0,3403 0,5895 0,0702 0 35,931 0,275

5 0 30 70 48,32 0,3398 0,5665 0,0938 0 28,940 0,517

6 0 0 100 7,86 0,3391 0,5294 0,1315 0 0 4,539

7 10 0 90 119,98 0,5590 0,2090 0,2320 1,588 0 0,268

8 20 0 80 187,08 0,5983 0,2953 0,1064 2,037 0 0,153

9 50 0 50 326,37 0,6320 0,3152 0,0528 2,920 0 0,055

10 70 0 30 352,25 0,6540 0,2648 0,0812 3,787 0 0,030

11 100 0 0 142,23 0,7027 0,2310 0,0663 13,399 0 0

12 90 10 0 439,37 0,6042 0,3764 0,0193 3,904 1,061 0

13 80 20 0 529,29 0,5710 0,4087 0,0204 2,881 1,762 0

14 50 50 0 650,41 0,5622 0,4182 0,0196 1,465 3,584 0

15 30 70 0 636,85 0,5581 0,4219 0,0200 0,898 5,124 0

16 0 100 0 177,63 0,5376 0,4393 0,0231 0 26,245 0

17 10 60 30 848,27 0,5982 0,3068 0,0950 0,225 3,297 0,013

18 30 60 10 699,22 0,6129 0,2723 0,1149 0,409 2,000 0,003

19 20 40 40 740,99 0,5940 0,2340 0,1720 0,386 1,887 0,014

20 40 40 20 664,16 0,6598 0,2560 0,0843 0,574 1,404 0,005

21 10 30 60 609,67 0,6155 0,2770 0,1074 0,250 1,835 0,028

22 30 10 60 506,11 0,7047 0,1606 0,1347 0,904 0,737 0,034

23 60 10 30 451,60 0,7098 0,1510 0,1392 1,266 0,516 0,012

24 60 30 10 696,62 0,7203 0,2317 0,0480 0,821 1,004 0,003

25 40 20 40 798,89 0,6548 0,2407 0,1045 0,716 0,875 0,013

При этом средние значения ОФП при однофазном течении в условиях начальной водонасыщенности (35 %) равны: для воды - 3,7 %, нефти - 25,3 %, газа - 0,66 %.

Следовательно, трехфазное течение значительно ухудшает фазовые проницаемости в отличие от однофазного.

Нефтенасыщенность, д.е.

Начальная водонасыщенность - 35 %

Р„„ = 10 МПа, Рг = 30 МПа, Т„л = 65 °С

Рис. 2. Керновая модель пласта. Апт. Зависимость ОФП от водонасыщенности для фильтрации нефти и газа в аптских отложениях

Водонасыщенность, д.е.

Начальная водонасыщенность - 35 % Р„л = 10 МПа, Рг = 30 МПа, Т„л = 65 °С

Рис. 3. Керновая модель пласта. Апт. Зависимость ОФП от водонасыщенности для фильтрации нефти и воды в аптских отложениях

Водонасыщенность, д.е.

Начальная водонасыщенность - 35 %

Рпл = 10 МПа, Рг = 30 МПа, Тпл = 65 °С

Рис. 4. Керновая модель пласта. Апт. Зависимость ОФП от водонасыщенности для фильтрации воды и газа в аптских отложениях

Зеленый пунктир отсекает область 35%-ной начальной водонасыщенности

Рис. 5. Диаграмма насыщенностей с линиями нулевых проницаемостей и выделением области трехфазного течения (внутри пересечения линий) для фильтрации нефти, воды и газа в аптских отложениях

Таким образом, наличие третьей газовой фазы в потоке (например, при падении пластового давления на месторождении) значительно влияет на коэффициенты проницаемости нефти и воды, что необходимо учитывать при проектировании и разработке месторождения, расчете дебитов скважины, а также при проведении различных технологических операций.

Список использованной литературы

1. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.

2. Three-Phase Flow System Featuring Quizix Servo-Controlled Pumps. - TerraTek, Inc, 1995, december.

3. Operating and Instruction Manual for Relative Permeability Coreflooding System with Data Acquisition and Control System. -Temco, Inc, 1995, november.

4. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем / Д.А. Эфрос. - М., Гостехиздат, 1963.

5. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов. - М., Недра, 1971.