Способ определения коэффициента вытеснения нефти
METHOD FOR DETERMINING OIL DISPLACEMENT COEFFICIENT

Изобретение относится к способам исследования коэффициента извлечения нефти в лабораторных условиях на основе данных, полученных при анализе образцов керна месторождения, а именно с использованием рентгеновского излучения.
Для определения коэффициента вытеснения нефти используют различные лабораторные методы исследования.
Известен способ лабораторного определения коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей на кернах [Амикс Дж., Басе Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Пер. с англ. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - с. 173-175], в котором образец керна высушивают и определяют его массу m1, керн насыщают водой и определяют новую массу m2, воду из керна вытесняют нефтью и после установившегося состояния керн вновь взвешивают и определяют массу m3. Знание величин m1, m2, m3 позволяет, в том числе, вычислить коэффициент остаточной водонасыщенности Sв ост. Величину. Sв ост также могут определять методом центрифугирования. Затем нефть из керна вытесняют рабочим агентом (водой, газом, щелочью). При достижении установившегося состояния керн взвешивают и находят массу m4. В результате удается найти значение коэффициента остаточной нефтенасыщенности Sн ост. Общими признаками известного и заявленного способов являются определение данных для водонасыщенного керна, замещение воды нефтью и получение данных для нефтенасыщенного керна, вытеснение нефти из керна рабочим агентом и получение данных для керна после вытеснения.
Однако, при закачке в качестве рабочих агентов углеводородных газов, например, в режиме смешивающегося вытеснения происходит изменение свойств нефти и точность определения коэффициента вытеснения по массе или объему вытесняемого флюида, в данном случае, снижается. Коэффициенты вытеснения нефти по массе и по объему не равны, т.к. плотность нефти при вытеснении газом меньше (а после прорыва газа значительно меньше) плотности нефти при дегазации.
Исследования горных пород рентгеновским методом основано на различии в плотности горной породы, минеральных включений, пустот и трещин, и заполняющих их пластовых флюидов [Жуковская Е.А., Лопушняк Ю.М. Использование рентгеновской томографии при исследовании терригенных и карбонатных коллекторов // Геология и геофизика, 2008. С. 24-31]. Рентгеновское излучение, проходя сквозь горную породу, теряет мощность пропорционально ее плотности и регистрируется ячейками матрицы приемника, формируя пиксельное изображение.
Известно применение рентгеновского излучения для определения, например, порового пространства в керне (патент RU 2548605, опубл. 20.04.2015, МПК: G01N 23/083) или определения степени проникновения бурового раствора (патент US 4540882, опубл. 10.09.1985, МПК: G01V 5/00).
Известен способ определения относительных фазовых проницаемостей в пористой среде (патент RU 2442133, опубл. 10.02.2012, МПК: G01N 15/08, Е21В 43/20), который состоит из вытеснения вытесняющим агентом резидентного агента из образца пористой среды с торцовыми и боковой поверхностями, при этом для определения относительных фазовых проницаемостей в пористой среде при достижении установившегося равновесия (стационарного течения) проводят сканирование образца по всей длине керна.
Однако, в известном способе не учитываются данные для исходного состояния керна (керновой модели), которые могут оказывать влияние на интенсивность поглощения рентгеновского излучения, а также известный способ не позволяет оценить изменение фронта вытеснения в процессе вытеснения нефти. В случае вытеснения газовым агентом также не позволяет оценить утечку легких газовых компонентов вперед фронта вытеснения. Это снижает точность известного способа при определении коэффициента вытеснения нефти.
Известен способ определения нефтенасыщенности (патент RU 2360233, опубл. 27.06.2009, МПК: G01N 23/08), в котором осуществляют приготовление исследуемого образца из керна нефтеводовмещающих пород, моделирование в нем пластовых условий, определение интенсивности рентгеновского излучения при сканировании сухого исследуемого образца породы, насыщение его моделью пластовой воды и определение интенсивности рентгеновского излучения при сканировании исследуемого образца породы при 100%-ной водонасыщенности, определение остаточной водонасыщенности, фильтрацию нефти и агента, сканирование рентгеновским излучением исследуемого образца породы, при этом, производя фильтрацию нефти, в качестве агента используют газ, дополнительно определяют интенсивность рентгеновского излучения при сканировании образца породы, насыщенного тремя фазами, а именно остаточной водонасыщенностью, промежуточной нефте- и газонасыщенностью. Общими признаками известного и заявленного изобретения является сканирование образца керна (керновой модели), насыщенного водой, а также сканирование образца породы после фильтрации нефти и агента (газа).
Однако, в известном способе не учитывается динамика процесса, что не позволяет оценить изменение фронта вытеснения, а в случае вытеснения газовым агентом также не позволяет оценить утечку легких газовых компонентов вперед фронта вытеснения, что приводит к снижению точности определения.
Ближайшим аналогом (прототипом) является способ экстракции нефти (патент CN110924907, опубл. 27.03.2020, МПК: Е21 В 43/16, Е21В 43/20, Е21В 49/00), в котором рассматривается использование компьютерной томографии для исследования воздействия воды и водяного пара на нефть в керновой модели для проектирования процесса добычи нефти. Согласно известному способу проводят сканирование керновой модели, насыщенного нефтью, а затем проводят сканирование керновой модели после каждой закачки газа или воды для анализа распределения нефти в керне. Общими признаками известного и заявляемого способов является сканирование керновой модели до вытеснения с использованием компьютерной томографии (рентгеновского излучения) и после закачки рабочих агентов.
Однако, в известном способе сканирование керновой модели проводится только в статике после закачки заданного объема газа и воды и не оценивается динамика процесса вытеснения при закачке, а только распределение остаточной нефти в керне после закачки газа и воды. При этом остановка закачки рабочего (вытесняющего) агента будет приводить к несоответствию моделирования условий вытеснения нефти реальному процессу на месторождении. В частности, в реальном процессе вытеснения работает непрерывный фронт, а в известном способе измерения осуществляют после закачки определенного объема вытесняющего агента в керновую модель. В результате чего будет происходить перераспределение нефти со сниженной (после воздействия закачиваемых агентов) вязкостью по гидродинамически связанным порами образца керна/керновой модели, не характерному для условий реальной закачки. Это будет приводить к получению некорректных данных о процессе вытеснения и снижению точности определения коэффициента вытеснения.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти (Квыт), также динамики изменения коэффициента вытеснения от объема закачиваемого агента вытеснения. Повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти позволяет повысить точность выбора способа разработки пласта с использованием вытесняющего агента, оптимальный тип вытесняющего агента. Повышение точности определения динамики изменения Квыт от объема агента вытеснения позволяет с высокой точностью провести моделирование способа разработки пласта и оценить целесообразность закачки дополнительных объемов агента вытеснения при оценке эффективности способа вытеснения нефти (при каких минимальных объемах вытесняющего агента будет получено максимальное количество дополнительных тонн нефти). Это будет приводить к повышению эффективности способов вытеснения нефти из пласта.
Технический результат достигается в результате осуществления способа определения коэффициента вытеснения нефти, включающего включающий следующие стадии: насыщение керновой модели нефтью, содержащей рентгеноконтрастное вещество, и фиксация значения начальной нефтенасыщенности; рентген-сканирование керновой модели после насыщения нефтью и фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной нефтью; вытеснение нефти из керновой модели при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента с одновременным рентген-сканированием и фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти; определение значений коэффициента вытеснения нефти по интенсивностям поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, зафиксированным в результате рентген-сканирования керновой модели после насыщения нефтью и в процессе вытеснения нефти из керновой модели при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента.
Технический результат достигается за счет того, что способ обеспечивает определение динамики изменения нефтенасыщенности при вытеснении нефти, а также остаточной нефтенасыщенности после завершения вытеснения в условиях, на которые не оказывает влияние изменение свойств нефти в процессе вытеснения. При этом изменения по массе и объему нефти не вносят ошибку в измерения и определение значений коэффициента вытеснения нефти. Использование способа, который не зависит от изменения свойств нефти в процессе вытеснения позволяет повысить точность определения Квыт.
Непрерывная закачка, осуществляемая при сканировании, обеспечивает проведение вытеснения в керне с динамическими условиями, максимально приближенными к реальным. Сканирование в процессе вытеснения нефти также позволяет оценить изменение коэффициента вытеснения по мере увеличения объема закачки вытесняющего агента в близких к реальным условиях вытеснения. По этим данным возможно установить дополнительные характеристики процесса вытеснения, в частности при использовании газовых агентов вытеснения зафиксировать утечку легких газовых компонентов вперед фронта вытеснения, с более высокой точностью определить необходимый объем вытесняющего агента для увеличения эффективности способов увеличения нефтеотдачи. Позволяет получить более корректную зависимость газового фактора и коэффициента вытеснения от объема закачиваемого агента вытеснения.
Под керновой моделью понимается либо образец керна, либо сборная модель из нескольких образцов керна.
Определение значений коэффициента вытеснения нефти может включать определение соответствия интенсивности поглощения рентгеновского излучения и нефтенасыщенности по соотношению значения интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью после насыщения нефтью и значения начальной нефтенасыщенности, расчет значений нефтенасыщенности керновой модели в процессе вытеснения нефти по значению интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти и соответствию интенсивности поглощения рентгеновского излучения и нефтенасыщенности, определенному на предыдущем этапе, расчет коэффициентов вытеснения нефти по значению начальной нефтенасыщенности и значениям нефтенасыщенности в процессе вытеснения нефти.
Способ дополнительно может включать рентген-сканирование керновой модели после завершения вытеснения нефти, фиксацию интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью после вытеснения нефти, расчет значения нефтенасыщенности керновой модели после завершения вытеснения нефти по значению начальной нефтенасыщенности и интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной нефтью, и значения коэффициента вытеснения нефти после завершения вытеснения по полученному значению нефтенасыщенности керновой модели после завершения вытеснения нефти и значению начальной нефтенасыщенности. Сканирование после завершения вытеснения нефти позволяет получить более точное значение коэффициента вытеснения в результате получения значения остаточной нефтенасыщенности в статическом режиме, а не в процессе вытеснения.
Способ дополнительно может включать следующие стадии перед насыщением керновой модели нефтью насыщение керновой модели вытесняющим агентом и фиксации значения насыщенности керновой модели вытесняющим агентом, рентген-сканирование керновой модели, насыщенной вытесняющим агентом, и фиксации интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной вытесняющим агентом, а на стадии определения коэффициентов вытеснения дополнительно может дополнительно включать следующие этапы: определение соответствия зафиксированных значений насыщенности керновой модели вытесняющим агентом и интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной вытесняющим агентом; расчет значений нефтенасыщенности керновой модели в процессе вытеснения нефти по значению интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти и соответствию интенсивности поглощения рентгеновского излучения и насыщенности керновой модели вытесняющим агентом, определенному на предыдущем этапе; расчет значений нефтенасыщенности по значениям нефтенасыщенности, полученным с учетом данных рентген-сканирования керновой модели, насыщенной вытесняющим агентом, и данных рентген-сканирования керновой модели, насыщенной нефтью. Это позволяет определить интенсивность поглощения рентгеновского излучения керновой модели, содержащей только вытесняющий агент и обеспечивает снижение ошибки при определении Квыт в процессе вытеснения, что дополнительно увеличивает точность способа. При исключении указанных стадий - Квыт определяют только по изменению интенсивности поглощения керновой моделью при вытеснении нефти.
Способ дополнительно может включать следующие стадии перед насыщением керновой модели нефтью насыщения керновой модели керосином и фиксации значения насыщенности керновой модели керосином, рентген-сканирования керновой модели, насыщенной керосином, и фиксации интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной керосином, определение поглощения рентгеновского излучения керосином и вытесняющим агентом, расчет коэффициента, характеризующего разницу поглощения рентгеновского излучения керосином и вытесняющим агентом, а на стадии определения коэффициентов вытеснения нефти дополнительно может включать следующие этапы: определение соответствия зафиксированных значений насыщенности керновой модели вытесняющим агентом и интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной вытесняющим агентом по соответствию зафиксированных значений насыщенности керновой модели керосином, интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной керосином и коэффициенту характеризующего разницу поглощения рентгеновского излучения керосином и вытесняющим агентом; расчет значений нефтенасыщенности керновой модели в процессе вытеснения нефти по значению интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти и соответствию интенсивности поглощения рентгеновского излучения и насыщенности керновой модели вытесняющим агентом, определенному на предыдущем этапе; расчет значений нефтенасыщенности по значениям нефтенасыщенности, полученным с учетом данных рентген-сканирования керновой модели, насыщенной вытесняющим агентом и данных рентген-сканирования керновой модели, насыщенной нефтью. Эти стадии предпочтительно использовать при использовании в качестве вытесняющий агентов веществ, которым характерен массообмен с нефтью (например, углеводородные газы с содержанием компонентов состава С4 - С6 - «жирные» газы). Использование керосина позволяет оценить интенсивность поглощения рентгеновского излучения керновой моделью без нефти, но заполненной углеводородными компонентами. При этом, зная разницу между поглощением рентгеновского излучения керосина и углеводородного газа, можно рассчитать интенсивность поглощения керновой моделью, заполненной газом. При незначительной разнице поглощения рентгеновского излучения газом и керосином указанным коэффициентом можно пренебречь при расчетах и определять нефтенасыщенность аналогично тому, как при использовании данных поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной вытесняющим агентом.
Как указано выше возможно насыщение керновой модели вытесняющим агентом, в том числе и углеводородным газом, и ее рентген-сканирование. Но при вытеснении углеводородного газа из керновой модели для насыщения ее нефтью нефть будет взаимодействовать с углеводородным газом, будет происходить массообмен и изменение свойств нефти. Это приведет к снижению точности определения Квыт либо к необходимости использования больших объемов нефти для насыщения керновой модели нефтью со свойствами, близкими к свойствам пластовой нефти.
В способе может дополнительно осуществляться стадия предварительного рентген-сканирования керновой модели до ее насыщения и фиксации интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью до насыщения, при этом перед определением значений нефтенасыщенности осуществляется корректировка зафиксированных интенсивностей излучения керновой модели путем вычитания интенсивности поглощения, зафиксированной при рентген-сканировании керновой модели до насыщения. Это позволяет получить более корректные данные о поглощении самой керновой моделью рентгеновского излучения, что дополнительно повысит точность при определении разницы интенсивности поглощения керновой моделью излучения в процессе исследования.
При этом керновая модель может содержать остаточную воду, что обеспечивает создание условий, аналогичных условиям в пласте (наличие связанной воды). Остаточные воды в керновой модели может быть получены путем насыщения керновой модели водой с последующим отделением подвижной воды, например, с использованием центрифуги.
Для моделирования условий, приближенных к реальным (пластовым) стадии насыщения вытесняющим агентом либо керосином, нефтью предпочтительно проводить также после рентген-сканирования керновой модели с остаточной (связанной) водой.
Рентген-сканирование керновой модели в процессе вытеснения нефти предпочтительно проводить циклически, по изменению поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения можно получить профили нефтенасыщенности керновой модели для каждого цикла, с использованием полученных профилей определить коэффициент вытеснения нефти на каждом цикле и построить зависимость значений коэффициента вытеснения нефти от объема закачиваемого вытесняющего агента. При этом каждый цикл сканирования предпочтительно выполнять во время закачки вытесняющего агента объемом не более 0,2 порового объема керновой модели и циклы повторяют до завершения процесса вытеснения нефти из керновой модели. В случае высокооднородных керновых моделей объем вытесняющего агента может быть увеличен. Рентген-сканирование проводят по всей длине керновой модели от начала (входа агента вытеснения) до конца (выхода вытесняемого флюида).
Если в качестве вытесняющего агента используется газ, в частности углеводородный газ, рентген-сканирование керновой модели в процессе вытеснения нефти также можно проводить циклически, каждый цикл сканирования предпочтительно выполнять во время закачки вытесняющего агента объемом не более 0,2 порового объема керновой модели и циклы повторяют до завершения процесса вытеснения нефти из керновой модели. При этом в результате рентген-сканирования керновой модели в процессе вытеснения нефти по изменению поглощения рентгеновского излучения керновой моделью можно получать профили нефтенасыщенности керновой модели для каждого цикла, с использованием которых определять коэффициент вытеснения нефти на каждом цикле, строить зависимость значений коэффициента вытеснения нефти от объема закачиваемого вытесняющего агента, а также по зависимости значений коэффициента вытеснения нефти от объема закачиваемого вытесняющего агента дополнительно фиксировать утечку легких компонентов.
В зависимости от технических возможностей каждый цикл рентген-сканирования керновой модели можно проводить поточечно с шагом сканирования, который определяется по скорости закачки вытесняющего агента и времени сканирования одной точки керновой модели. Скорость закачки вытесняющего агента определяется в зависимости от целей исследования (например, скорости сопоставим со скоростью закачки на реальном месторождении), типа керна, используемого в керновой модели. Время сканирования одной точки определяется техническими возможностями оборудования.
Шаг сканирования может определяться в зависимости от пористости и проницаемости керновой модели. Так при исследовании низкопроницаемых кернов используются низкие скорости закачки вытесняющего агента, которые позволяют провести сканирование по всей длине керна с получением большого числа точек для оценки динамики движения фронта вытеснения и нефтенасыщенности. При исследовании высокопроницаемых кернов могут использоваться высокие скорости закачки (расхода) вытесняющего агента (для создания условий, аналогичных промысловым), в результате чего шаг сканирования, например, будет увеличен (уменьшить количество точек сканирования по длине керновой модели), что позволяет обеспечить меньшие изменения за время съемки (повысить точность измерения в каждой точке).
При изменении скорости закачки по каким-либо причинам предпочтительно фиксировать какой объем вытесняющего агента был прокачан при проведении сканирования керновой модели от начала до конца без изменения шага сканирования.
Вытеснение нефти из керновой модели может быть завершено вытеснение нефти из керновой модели завершают при прекращении истечения нефти из керновой модели либо при изменении интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью при увеличении объема вытесняющего агента не более 1%.
Рентген-сканирование керновой модели в статике, в частности после насыщения нефтью, содержащей рентгеноконтрастное вещество, а также, например, после завершения вытеснения нефти может осуществляться с шагом сканирования, при котором обеспечивается получение данных о нефтенасыщенности керновой модели и отсутствует перекрывание соседних участков керновой модели. Для высокооднородных керновых моделей шаг сканирования может быть больше, т.к. значение нефтенасыщенности может быть экстраполировано на пропущенные участки керновой модели по соседним от них участкам. Это позволит повысить точность определения Квыт по сравнению с известными техническими решениями. Для большей точности предпочтительно сканирование проводить согласно заявляемому изобретению. В зависимости от технических возможностей может быть обеспечена одновременная съемка всей керновой модели.
Шаг сканирования в данном случае может определяться по размеру приемного окна детектора рентгеновского излучения, либо в зависимости от других технических характеристик рентгеновского аппарата при условии получения данных по интенсивности поглощения излучения керновой модели без перекрывания соседних участков.
Указанные варианты стадий и этапов могут быть скомбинированы между собой.
В одном из вариантов способ может включать перед насыщением керновой модели нефтью стадии: предварительного рентген-сканирования керновой модели, содержащей остаточную воду, и фиксации интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью с остаточной водой до насыщения, насыщения керновой модели керосином и фиксации значения насыщенности керновой модели керосином, рентген-сканирования керновой модели, насыщенной керосином, и фиксации интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной керосином, определение поглощения рентгеновского излучения керосином и вытесняющим агентом, расчет коэффициента, характеризующего разницу поглощения рентгеновского излучения керосином и вытесняющим агентом, а также стадию рентген-сканирования керновой модели после завершения вытеснения нефти и фиксацию интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью после вытеснения нефти. При этом вытесняющим агентом является углеводородный газ, рентгеноконтрастное вещество представляет собой 1 -йодоктан, вытеснение проводят циклически и каждый цикл рентген-сканирования выполняют во время закачки вытесняющего агента объемом не более 0,2 порового объема керновой модели поточечно с шагом сканирования, который определяется по скорости закачки вытесняющего агента и времени сканирования одной точки керновой модели, циклы повторяют до завершения процесса вытеснения нефти из керновой модели, определение значений коэффициента вытеснения нефти включает следующие этапы: определение соответствия интенсивности поглощения рентгеновского излучения и нефтенасыщенности по соотношению значения интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью после насыщения нефтью и значения начальной нефтенасыщенности; расчет значений нефтенасыщенности керновой модели в процессе вытеснения нефти по значению интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти и соответствию интенсивности поглощения рентгеновского излучения и нефтенасыщенности, определенному на предыдущем этапе; определение соответствия значений насыщенности керновой модели вытесняющим агентом и интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной вытесняющим агентом, по соответствию зафиксированных значений насыщенности керновой модели керосином, интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной керосином и коэффициенту характеризующего разницу поглощения рентгеновского излучения керосином и вытесняющим агентом; расчет значений нефтенасыщенности керновой модели в процессе вытеснения нефти по значению интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти и соответствию интенсивности поглощения рентгеновского излучения и насыщенности керновой модели вытесняющим агентом, определенному на предыдущем этапе; расчет значений нефтенасыщенности по значениям нефтенасыщенности, полученным с учетом данных рентген-сканирования для керновой модели, насыщенной вытесняющим агентом, и данных рентген-сканирования керновой модели, насыщенной нефтью, для каждой точки сканирования; расчет значения нефтенасыщенности керновой модели после завершения вытеснения нефти по значению начальной нефтенасыщенности и интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной нефтью; по изменению поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения по точкам сканирования получают профили нефтенасыщенности керновой модели для каждого цикла; с использованием полученных профилей определяют коэффициент вытеснения нефти на каждом цикле и строят зависимость значений коэффициента вытеснения нефти от объема закачиваемого вытесняющего агента; расчет коэффициентов вытеснения нефти проводят по значению начальной нефтенасыщенности и значениям нефтенасыщенности в процессе вытеснения нефти и после завершения вытеснения нефти. При этом до определения значений нефтенасыщенности осуществляется корректировка зафиксированных интенсивностей излучения керновой модели путем вычитания интенсивности поглощения, зафиксированной при рентген-сканировании керновой модели с остаточной водой
8
17
Поскольку поглощение чистой нефти и вытесняющих флюидов (вода, сухой и жирный газ) достаточно невелико, то для увеличения чувствительности в нефтяную фазу добавляют рентгеноконтрастное вещество 1-йодоктан (химическая формула CHI). Может быть использовано любое другое рентгеноконтрастное вещество, которое не будет оказывать значительное влияние на свойства пробы нефти, используемой для насыщения керновой модели. Для оценки влияния выбранного рентгеноконтрастного вещества предварительно необходимо провести исследования PVT-свойств нефти с указанным веществом. Содержание рентгеноконтрастного вещества в нефти может составлять порядка 15%. Содержание может меняться в зависимости от требований по контрастности используемых флюидов и свойств нефти, но при этом не должно оказывать существенного влияния на свойства нефти для обеспечения повышения точности моделирования процесса вытеснения нефти в промысловых условиях.
Вытесняющим агентом могут быть любые газы, флюиды. Например, углеводородный газ («сухой», «жирный»), оторочки воды и углеводородного газа (поочередная закачка оторочек).
Способ осуществляется при поддержании обжимного (горного) давления и пластовых условий. Поровый объем керновой модели определяется любыми известными методами.
Технический результат системы и машиночитаемого носителя заключается в обеспечении осуществления стадий заявленного способа с целью определения коэффициента вытеснения нефти.
Достижение технического результата обеспечивается за счет того, что компьютерная система для использования в заявленном способе содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет следующие операции:
- получение данных значения начальной нефтенасыщенности, рентген-сканирования керновой модели после насыщения нефтью, фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной нефтью;
- получение данных рентген-сканирования керновой модели в процессе вытеснения нефти вытесняющим агентом при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента и фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти;
- определение значений коэффициента вытеснения нефти по интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, полученной в результате рентген-сканирования керновой модели после насыщения нефтью и в процессе вытеснения нефти из керновой модели при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента.
Технический результат достигается также за счет того, что на машиночитаемом носителе для использования в заявленном способе сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет следующие операции:
- получение данных значения начальной нефтенасыщенности, рентген-сканирования керновой модели после насыщения нефтью, фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной нефтью;
- получение данных рентген-сканирования керновой модели в процессе вытеснения нефти вытесняющим агентом при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента и фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти;
- определение значений коэффициента вытеснения нефти по интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, полученной в результате рентген-сканирования керновой модели после насыщения нефтью и в процессе вытеснения нефти из керновой модели при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента.
Определение коэффициента вытеснения нефти может включать определение соответствия интенсивности поглощения рентгеновского излучения и нефтенасыщенности по соотношению значения интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью после насыщения нефтью и значения начальной нефтенасыщенности, расчет значений нефтенасыщенности керновой модели в процессе вытеснения нефти по значению интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти и соответствию интенсивности поглощения рентгеновского излучения и нефтенасыщенности, определенному на предыдущем этапе, расчет коэффициентов вытеснения нефти по значению начальной нефтенасыщенности и значениям нефтенасыщенности в процессе вытеснения нефти.
Получение данных рентген-сканирование керновой модели в процессе вытеснения нефти может включать получение данных с каждого цикла закачки вытесняющего агента объемом не более 0,2 порового объема керновой модели, при этом циклы повторяют до завершения процесса вытеснения нефти из керновой модели.
Процессор дополнительно может определять значения коэффициента вытеснения для каждого цикла закачки вытесняющего агента и строит зависимость значений коэффициента вытеснения нефти от объема закачиваемого вытесняющего агента.
Процессор дополнительно может осуществлять получение и фиксацию значения насыщенности керновой модели вытесняющим агентом, получение и фиксацию интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной вытесняющим агентом. А на стадии определения коэффициентов вытеснения нефти дополнительно может осуществлять определение соответствия зафиксированных значений насыщенности керновой модели вытесняющим агентом и интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной вытесняющим агентом, расчет значений нефтенасыщенности керновой модели в процессе вытеснения нефти по значению интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти и соответствию интенсивности поглощения рентгеновского излучения и насыщенности керновой модели вытесняющим агентом, определенному на предыдущем этапе, расчет значений нефтенасыщенности по значениям нефтенасыщенности, полученным с учетом данных рентген-сканирования керновой модели, насыщенной вытесняющим агентом и данных рентген-сканирования керновой модели, насыщенной нефтью.
Способ определения коэффициента вытеснения нефти включает насыщение керновой модели нефтью, содержащей рентгеноконтрастное вещество, и фиксацию значения начальной нефтенасыщенности, рентген-сканирование керновой модели после насыщения нефтью и фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной нефтью. Затем проводят вытеснение нефти из керновой модели при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента с одновременным рентген-сканированием и фиксация интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью в процессе вытеснения нефти. Определяют значения коэффициента вытеснения нефти по интенсивностям поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, полученным в результате рентген-сканирования керновой модели после насыщения нефтью и в процессе вытеснения нефти из керновой модели при непрерывной закачке в керновую модель вытесняющего агента. Изобретение характеризуется следующими фигурами.
На фиг. 1 представлена динамика вытеснения нефти вытесняющим агентом - оторочками вода/ «жирный» газ, где 1 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель с остаточной водой, 2 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель с остаточной водой, насыщенную керосином, 3 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель с остаточной водой, насыщенную нефтью, 4 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель после закачки 0,17 п.о. вытесняющих агентов, 5 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель после закачки 0,34 п.о. вытесняющих агентов, 6 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель после закачки 0,68 п.о. вытесняющих агентов, 7 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель после закачки 1,36 п.о. вытесняющих агентов, 8 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель после закачки 4,08 п.о. вытесняющих агентов, 9 - значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель после закачки 6,46 п.о. вытесняющих агентов.
На фигуре 2 представлена зависимость коэффициента вытеснения от порового объема закаченного в керновую модель агента вытеснения (оторочек воды и жирного газа), где 10 - зависимость, полученная объемным методом, 11 - зависимость, полученная весовым методом, 12 - зависимость, полученная с использованием заявляемого способа.
На фигуре 3 представлены значения интенсивности излучения, прошедшего через керновую модель 13 - с остаточной водой, 14 - после насыщения керосином, 15 - после окончания вытеснения нефти вытесняющим агентом (оторочки вода/ «жирный» газ), 16 - после окончания довытеснения нефти водой, 17 - с остаточной нефтью после вытеснения из керна воды нефтью, полученные с шагом сканирования 2 мм.
На фигуре 4 представлена зависимость коэффициента вытеснения от порового объема закаченного в керновую модель агента вытеснения («жирного» газа), где 18 - зависимость, полученная объемным методом, 19 - зависимость, полученная весовым методом, 20 - зависимость, полученная с использованием заявляемого способа
Приведенные ниже примеры реализации служат для иллюстрации изобретения, но не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.
Для опыта используется сборная модель керна длиной 25 см из образцов с близкой проницаемостью, с измеренными с помощью установки ПИК-ПП характеристиками фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) керна, проба рекомбинированной нефти, содержащая 15% 1-йодооктана, пластовая вода. Исследования проводят в условиях, аналогичных пластовым.
Исследования проводили с использованием программно-измерительного комплекса для исследования рентгенографическим методом ПИК-CP с рентгенопрозрачным кернодержателем в комплексе с фильтрационной установкой ПИК-ОФП/ЭП. Съемка велась на одной энергии (ускоряющего напряжения) - 60 кВ, на мощности 1200 Вт, с размером приемного окна на точечном детекторе 2 мм, т.е. при перемещении на 2 мм проводится съемка соседних участков керновой модели без перекрывания.
Также проводилась оценка Квыт с измерением массы и объема вытесняемой нефти (весовой и объемный методы). Для измерения объема и массы жидких флюидов на выходе из клапана противодавления (BPR) использовались градуированные (с ценой деления 0,2 мл) бюретки и весы. Газ отводился на газовый хроматограф (для определения состава газа) и газовый счетчик Ritter TG05 (для измерения объема газа).
3
С помощью установки ПИК-ПП определен общий поровый объем керновой модели, который составил 32,2 см. Средняя пористость кернов равна 18,42%, средняя проницаемость - 24,0 мД.
3
Керновую модель насыщают водой, отделяют подвижную воду с использованием центрифуги, и проводят сканирование для оценки яркости керна с остаточной водонасыщенностью (для создания условий максимально приближенных к реальным). Также проводят взвешивание для дальнейшего расчета коэффициента вытеснения нефти с использованием весового метода и оценки средней водонасыщенности. По данным гидравлического взвешивания средняя водонасыщенность кернов равна 29,4%. При этом свободный поровый объем с учетом связанной воды равен 22,7 см.
Проводят насыщение керновой модели керосином и рентген-сканирование. Это позволяет оценить изменения интенсивности поглощения керновой моделью рентгеновского излучения без нефти - полученные данные будут использоваться для оценки на сколько полно прошел процесс вытеснения нефти. Отдельно определяют разницу поглощающей способности керосина и «жирного газа», используемого в качестве агента вытеснения. С учетом этой разницы можно определить какое количество «жирного» газа находится в керновой модели в процессе вытеснения.
Использование стадии насыщения керосином связано с тем, что при насыщении керновой модели жирным газом, который затем вытесняется нефтью на стадии насыщения керновой модели нефтью, будет происходить взаимодействие и массообмен между газом и нефтью, что приведет к изменению свойств нефти и либо некорректным результатам исследования, либо к необходимости использовать значительные количества нефти на насыщение керновой модели.
Проводят насыщение керновой модели нефтью, содержащей йодоктан, с вытеснением керосина и проводят сканирование для оценки яркости керна, насыщенного остаточной водой и нефтью. Для получения данных о во до- и нефтенасыщенности по всей длине керна сканирование проводят с шагом 2 мм в связи с тем, что размер приемного окна детектора составляет 2 мм и при таком шаге обеспечивается съемка без перекрывания соседних участков керна.
Затем проводят вытеснение нефти из керновой модели вытесняющим агентом со скоростью 6 мл/ч (что сопоставимо со скоростью закачки вытесняющего агента в скважину) с контролем объема закачиваемого агента вытеснения.
В качестве вытесняющего агента использовали оторочки «жирного» газа (1 мл), состав которого представлен в таблице и воды (1 мл) с проведением попеременной закачки оторочек.
Для оценки динамики вытеснения и повышения точности определения остаточной нефтенасыщенности и, соответственно, коэффициента вытеснения нефти, в процессе вытеснения проводят сканирование керновой модели с использованием рентгеновского излучения.
Выбрано, что сканирование керновой модели будет проводиться при динамической закачке 0,17 п.о. вытесняющего агента. Свободный (подвижный) поровый объем керновой модели - 22,7 мл, т.е. 0,17 п.о. соответствует 3,859 мл. При расходе закачки 6 мл/ч такой объем агента вытеснения будет проходить через керновую модель в течение 38,556 минут.
На сканирование одной точки керновой модели требуется 1,5 минуты, т.е. при закачке выбранного объема вытесняющего агента можно просканировать 25 точек керновой модели. При длине керновой модели 250 мм, шаг сканирования составляет 10 мм.
При таком шаге обеспечивается получение максимального количества точек по длине керновой модели при объеме закачиваемого агента вытеснения менее 0,2 п.о. На фигуре 1 - представлены изменения фиксируемой яркости по длине керновой модели при разных значениях объема закачиваемого агента вытеснения. Для более корректного отображения динамики на фигуре 1 представлены выборочные циклы сканирования керновой модели при закачке агента вытеснения.
Количественное определение насыщенности кернов основано на измерении поглощения рентгеновского излучения нефти. Расчет нефтенасыщенности производится по изменению поглощения рентгеновских лучей при смене в керновой модели нефтяной фазы на вытесняющий агент.
Интенсивность рентгеновского излучения, прошедшего через кернодержатель с керном (керновую модель), насыщенным нефтью и вытесняющим агентом, выражается следующей формулой:
где
I - интенсивность прошедшего излучения;
0
I - интенсивность исходного излучения;
K - коэффициент, в который входят поглощение кернодержателя с манжетой и обжимным маслом и керна;
oil
μ - коэффициент поглощения нефти;
oil
x - толщина слоя нефти;
fluid
μ - коэффициент поглощения вытесняющего агента;
fluid
x - толщина слоя вытесняющего агента.
Для расчета нефтенасыщенности производят съемку двух калибровочных точек с разным известным соотношением нефтяной и вытесняющей фаз (в данном случае начальная нефтенасыщенность керновой модели и насыщенность керновой модели керосином). После этого на основе решения системы линейных уравнений (1) для калибровочных точек определяются параметры (интенсивности) поглощения каждой из фаз. На основании этих данных и материального баланса веществ (нефти и керосина) в поровом пространстве для измеренных в процессе вытеснения нефти из керновой модели точек (значений интенсивности) рассчитывается значение нефтенасыщенности (значение толщины слоя нефти и значение толщины слоя вытесняющего флюида) и, соответственно, коэффициента вытеснения нефти.
В связи с тем, что в данном случае поглощение рентгеновского излучения керосином и «жирным» газом, который использовался в качестве вытесняющего агента, было сопоставимо, коэффициентом, который характеризует разницу поглощения керосина и вытесняющего агента, можно пренебречь. В связи с этим использовали данные интенсивности поглощения рентгеновского излучения керновой моделью, насыщенной керосином без пересчета через указанный коэффициент.
При расчете значений нефтенасыщенности также учитывалась интенсивность поглощения керновой модели с остаточной водой.
По полученным данным нефтенасыщенности и значению начальной нефтенасыщенности определяют значения коэффициента вытеснения нефти и динамики его изменения в процессе вытеснения нефти из керновой модели вытесняющим агентом.
На фигуре 2 представлены зависимости коэффициента вытеснения нефти от объема вытесняющего агента, полученные тремя различными способами (весовым, объемным и заявляемым). Как видно из фигуры 2 - первые два способа не отражают динамику вытеснения, а также дают повышенные значения коэффициента вытеснения нефти, что связано с изменением плотности нефти при взаимодействии с вытесняющим агентом.
Для оценки полноты вытеснения нефти проводят вытеснение (довытеснение) нефти пластовой водой при пластовых условиях и сканирование керновой модели в процессе и после довытеснения нефти водой.
При довытеснении нефти водой, прирост нефти (следы) в приемной емкости отсутствовал. Также, изменения нефтенасыщенности и изменения Квыт не наблюдалось и по рентгенографии (фигура 3). Это подтверждает, что вся нефть вытеснилась на стадии попеременной фильтрации газа и воды.
Для оценки оптимального типа агента вытеснения (например, «жирный» газ или оторочки «жирный» газ/воды для данного типа керновой модели и условий) аналогично представленному выше примеру было проведено вытеснение нефти из керновой модели «жирным» газом, состав которого указан в таблице выше.
На фигуре 4 представлена динамика изменения значений коэффициента вытеснения при закачке разного объема агента вытеснения.
Как видно из графиков на фигуре 4 - два других метода дают завышенные значения Квыт (больше 100%), что связано с явлениями массообмена и насыщением нефти тяжелыми компонентами смешивающегося газа.
При сравнении фигур 2 и 4 видно, что при использовании «жирного» газа в качестве агента вытеснения прорыв легких компонент газа происходит на 0,7 прокаченных п.о. (до 0,7 наблюдается примерно единичный наклон, потом наклон становится менее крутой - т.е. при закачке 1 единицы газа, нефти выходит меньше 1, значит газ утекает, т.е. произошел его прорыв), а при попеременной закачке воды и смешивающегося («жирного») газа - при 1 п.о.
Это означает, что попеременная закачка оторочек воды и «жирного» газа более эффективна по сравнению с закачкой только «жирного» газа. Таким образом, используя рентген-сканирование обеспечивается возможность получить правильную оценку Квыт после прорыва.
Кроме того, при сравнении графиков изменения значений коэффициента вытеснения от объема закаченного агента вытеснения, полученным по результатам рентген-сканирования видно, что Квыт достигает значения 95% при 1,5 п.о. при попеременной закачке и при 2,1 п.о. при постоянной закачке «жирного» газа. Полученные данные позволяют определить оптимальный тип вытесняющего агента, который обеспечит наибольшую эффективность способов увеличения нефтеотдачи.
Представленные примеры подтверждают достижение технического результата -повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти (Квыт), динамики изменения коэффициента вытеснения от объема закачиваемого агента вытеснения. Использование компьютерной системы и/или машиночитаемого носителя в заявленном способе обеспечивает осуществления стадий заявленного способа с целью определения коэффициента вытеснения нефти.
Повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти позволяет повысить точность выбора способа разработки пласта с использованием вытесняющего агента, оптимальный тип вытесняющего агента. Повышение точности определения динамики изменения Квыт от объема агента вытеснения позволяет с высокой точностью провести моделирование способа разработки пласта и оценить целесообразность закачки дополнительных объемов агента вытеснения при оценке эффективности способа вытеснения нефти (при каких минимальных объемах вытесняющего агента будет получено максимальное количество дополнительных тонн нефти).