УДК 622.276.43 © Н.Ф.Козлов, 1998
Н.Ф.Козлов (ОНАКО, ОАО "Оренбургнефть")
Определение фильтрационных характеристик при вытеснении маловязких нефтей водой
N.F.Kozlov (ONAKO, Open Stock Company "Orenburgneft")
ГГ
Determination of filtration parameters for low viscosity oils displacement with water
Modelling experiments has been conducted on oil displacement with water with their viscosities correlation being very close to that under formation conditions. It is shown, that initially under low pressure difference displacement occurs in high permeability zones, and after water reaches zone of drainage where pressure difference increases - in low permeability zones, thus, D5 formation goes to water in the most permeable zones. Calculations have been conducted for displacement process in two-layered formation considering obtained relative permeability values for oil and water, utilizing SUTRA softwear, showing agreeable similarity between calculated and experimental results.
ласт Ду Зайкинского месторождения Оренбургской области разрабатывается с применением заводнения. Пластовая нефть этой залежи уникальна по термодинамическому состоянию, которое относительно близко к критическому состоянию данной газонефтяной системы. Содержание газовых компонентов в составе пластовой смеси в 3 раза превышает содержание в ней жидких компонентов. Вязкость пластовой нефти близка к вязкости пластового газа и составляет 0,137 мПа'с. Это требует особых подходов к оценке способов вытеснения таких маловязких нефтей водой. Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях составляет 0,244.
Считается, что при разработке однородного нефтяного пласта методом заводнения соотношение вязкостей нефти и воды, близкое к единице, может приводить к высоким коэффициентам нефте-вытеснения, порядка 0,9. Однако пласт Ду является неоднородным по проницаемости, и закачка в него воды может приводить к ее прорывам по высокопроницаемым зонам.
Так как в литературе практически отсутствуют данные о вытеснении маловязких нефтей водой из неоднородного коллектора, была поставлена задача экспериментально изучить этот процесс. Использование природной системы в качестве объекта исследования оказалось невозможным из-за отсутствия представительных проб нефти и сложности их рекомбинирования в лабораторных условиях. Тем не менее, необходимо было подобрать такую систему, которая была бы близка по свойствам к нефти пласта Ду в начале разработки. Поэтому моделировался объект исследования при условии
сохранения соотношения вязкостей модели нефти и воды, близкого к его реальному значению для этой нефти.
В качестве углеводородной системы был выбран н-пентан - очень подвижная жидкость вязкостью 0,251 мПа-с. Таким образом, соотношение вязкостей н-пентана и воды, равное 0,231, оказалось близким к реальному соотношению вязкостей нефти и воды в пластовых условиях.
Для проведения эксперимента была создана модель неоднородного пласта.
Экспериментальные исследования по вытеснению модели нефти Зайкинского месторождения водой были проведены на установке, состоящей из неоднородного пласта, узла для его промывки, заполнения рабочей жидкостью и подачи в пласт вытесняющих агентов, а также аналитической части (рис. 1).
Модель пласта состоит из двух элементов, представляющих собой две стальные трубки длиной 49,5 см и внутренним диаметром 3 см каждая, соединенные за-
порным вентилем входа В1 и вентилем тонкой регулировки выхода из пласта В^.
Элемент модели пласта 3, заполненный кварцевым песком фракции 0,1 мм, имеет проницаемость 0,54 мкм2 и поровый объем 166 см3. Элемент модели пласта 4 заполнен смесью, состоящей из 95% кварцевой пыли и 5% глины-бентонита, имеет проницаемость 0,087 мкм2 и поровый объем 131 см3.
Для промывки модели пласта растворителями, заполнения ее рабочими жидкостями, подачи в пласт жидких вытесняющих агентов, а также для поддержания постоянного рабочего давления на входе в модель пласта в процессе вытеснения, применяли пресс с автоматической подачей. Необходимый расход и скорость вытеснения устанавливали с помощью вентиля тонкой регулировки В6. Отборы проб в процессе эксперимента по вытеснению осуществляли в градуированные пробоотборники. Давление на входе и выходе из модели пласта замеряли об-
Рис . 1. Принципиальная схема установки для изучения процесса вытеснения:
М. - М2 - манометры; б, - В9 - вентили; 1 - баллон с азотом; 2 - пресс; 3, 4 - соответственно высокопрони-
цаемый и низкопроницаемый элемент модели пласта; 5 -борник; 7 - самопишущий прибор; 8 - дифманометр
газовый счетчик; 6- градуированный пробоот-
38 9/1998
--
/
/
/
/
/
/
0 б 4 0 2 2 4
8 1- 2 1.6
К N л .__ - — -л 1
Т /1 Г Г
I
г
0 4 С
8 1 .2 1 8
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
Расстояния между узлами, м
поХ
10. 10. 10. 10. 10. 10. 10. 10. 10. 10.
по У
1. .9 .9 .9 .9 .9 .9 .5 .5 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.
1 Зона Нефтенасыщенностъ, % Пористость Проницаемость, Ю^мкм2
начальная остаточная
1 100 24 0,201 0,873
2 0 0 1,00Е = 04 1,00Е = 07
1 3 100 18 0,241 0,6
Рис. 3. Расчетная модель к эксперименту
,Лорв пР°-
Рис .2. Зависимость коэффициента вытеснения К (а), обводненности В (б) и перепада давления АР (в) от относительного объема Уз цессе вытеснения н-пентана водой
разцовыми манометрами М^ и М2, а перепад давления в пласте -дифманомет-ром, соединенным с показывающим прибором.
Для определения порового объема и проницаемости элементов модели пласта использовали азот из баллона или н-пен-тан, подаваемый из пресса. В этом слу-
чае к вентилю
В
подсоединяли газовый
Рис.4. Расчетные характеристики процесса вытеснения нефти водой для двухслойного пласта
счетчик или газовую бюретку, или градуированный пробоотборник.
Вытеснение н-пен-тана, моделирующего маловязкую нефть Зайкинского месторождения, осуществлялось водой из модели неоднородного пласта при давлении 1,5 МПа и температуре 23°С.
Результаты эксперимента показаны на рис. 2. Из рис.2,а видно, что безводный коэффициент вытеснения нефти составил 0,682. При прокачке одного порового объема воды коэффициент вытеснения составил 0,76. Эксперимент был закончен при прокачке двух поровых объемов воды. При этом из модели пласта было вытеснено 80,6% н-пен-тана.
В начальный период эксперимента при малых перепадах давления вытеснение осуществлялось в основном из высокопроницаемого элемента
пласта. При прокачке одного порового объема обводненность стабилизировалась на уровне 95%. Можно предположить, что в этот момент высокопроницаемый элемент пласта был полностью обводнен.
Так как при обводненности 95% скважины, как правило, отключают, можно считать, что коэффициент вытеснения для маловязкой нефти в неоднородном пласте составляет 0,76, а остаточная неф-тенасыщенность пласта - 0,24.
Результаты модельного эксперимента по вытеснению н-пентана водой были обработаны по методике оценки относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Было установлено, что ОФП для воды с увеличением насыщенности неоднородного пласта водой растет, при этом нефть вытесняется в основном из высокопроницаемого элемента пласта. Затем, увеличением перепада давления, ОФП для воды начинает снижаться, так как происходит вытеснение жидкости из низкопроницаемого элемента пласта и этот процесс превалирует над первым.
Для апробации экспериментальных данных была составлена геолого-математическая модель пласта (рис.3), в которую вводили исходные параметры, используемые в экспериментальной модели двухслойного пласта. Расстояние между скважинами было принято 100 м с соотноше-
9/1998 39
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 | 11 | 11 | 11 | 11 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 9 |
~43~-Ц.'.ШЛШЛШЛШЛЩЛШЛШ,',»
38 FTagT^lgRillESHEaniTillEiiniTiiniTili 37 37 36
36 EJET*Tilgr*T*]Fmii*i*m*i*«i*ni4*nll
11
12 11 11 11 11
11
11 Ю
33
ИКДЮ^ДЩД !EiiniTiinj3rriTiHTiTil| зз ит^Ет^цаЕгшгеиткт!
IШШ ТТШ H.I.lEIi^irTiTillTiTil ![■!■! В ИГЛ I
12
В 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
18 0 1 0 olololololololol
17 31 38 44 m?п i.'.rt i.'.rt м.п н.п м.п й л
16 30 34 30 40 ■:MII*MK[<!<ll[>MII*MI[*MI[*IiJ
15 29 33 37 46 ■^■■l>!illl<!i»r>TiIII>I>lK[>IilKi!lj
14 29 33 36 44 ■:IBK[iIilil<I<liriTiIII>Iill[iIiIKiiIi^
13 29 32 35 42
12 29 31 34 40
11 28 30 32 36 il*I*IB 1*1*1 ■l(I*H
10 0 0 0 0 | 0 I 0 | 0 | 0 I 0 1 0 I 0 I
28
40
1Е1Е11Ш!1Е!1КЕ1Ш11КЕ1КЕа 31 ЕЯ
35 27
|0|0|0|0|0|0|0|0|0|0|
9 10
I о I о I о I о I о I
32 40 43
78 I 100 I 100 I 100 I 100 1100 1100 I 100
9 10
11
29
27
27
27
27
27
26
33
30
29
29
29
28
27
36
31
31
30
30
29
28
38
33
32
31
31
30
28
42
34
33
32
31
30
29
35
34
33
32
31
30
О I О I О I О I О I
47
37
36
35
34
33
31
43
40
39
37
36
94 100 МОО^
71 99 100
65 99 Ц00_
60 98 100
56 97 100
51 95 | 100
33 44
18 18 18 18 18 18 18
8 18
7 18
6 18
5 18
4 18
3 18
2 18
□ЕПЕПШЕГЗЕПКИЕЕ ИЕЗШЗШЗКПШЗКПКЕ
ивавашашзвшЕНЕ
ПШЗЕЗКПКГЗЕЗКГЗКЕ
18 18
18 18
18 18
18 18
18 18
18 18
18 18
1 |0|0|0|0|0|0|0|0|0|0|0|
I 1100 % I I 80-99 % I I 50-80 % I I 25-50 % ^Н 15-25 % I I 0-15 %
Рис.5. Расчетное изменение нефтенасыщенности пласта при различных объемах прокачки:
а - Мор=°>14; б - Мор=°>46; в - Мор=°>54; г - «ер=1,12
нием поровых объемов пластов разной проницаемости, которое равнялось экспериментальному. Для расчета были приняты экспериментальные значения проницаемости и нефтенасы
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.