CC BY
57
ГАЗОВАЯ ПРОмЫШЛЕННОСТЬ
УДК 622.691
Дренирование керна при определении его относительной фазовой проницаемости методом совместной стационарной фильтрации
м.Г. Ложкин
старший научный сотрудник LozhkinMG@tngg.ru
ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, Россия
Впервые обнаружено, что при определении относительных фазовых проницаемостей методом совместной стационарной фильтрации, в процессе установления стационарной фильтрации происходитдренирование керна, что обуславливает погрешность при определении относительных фазовых проницаемостей.
материалы и методы
ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации».
Ключевые слова
стационарная фильтрация, газ, вода, нефть, относительные фазовые проницаемости, вытеснение нефти, вытеснение газа
Основным документом, которым руководствуются лаборатории РФ для определения относительных фазовых проницаемостей, является ОСТ 39-235-89 [1]. В основе данного стандарта лежит предположение о том, что фазовые проницаемости, возникающие при совместной фильтрации флюидов через керн, соответствуют проницаемостям, возникающим в процессе вытеснения. Считается, что для тех же насыщенностей керна, фазовые проницаемости при стационарной фильтрации, соответствуют проницаемостям при вытеснении. Это предположение верно при соблюдении ряда условий. Одним из таких условий является соблюдение направления изменения насыщенности, вследствие гистерезиса проницаемостей при пропитке и дренировании [2]. Суть этого явления состоит в различии проницаемостей для одной и той же насыщенности пористой среды в процессе ее пропитки и дренирования. То есть фазовые проницаемости зависят от направления изме-нениянасыщенностисмачивающимфлюидом.
Следствием описанного условия является необходимость измерения фазовых проницаемостей только при соответствующем технологии разработки направлении изменения насыщенности керна. Однако метод совместной стационарной фильтрации не гарантирует соблюдение данного условия. Последнее утверждение подкрепляется следующими наблюдениями.
В процессе экспериментов по определению фазовых проницаемостей стационарным методом проводится фильтрация флюидов с различными долями флюидов в потоке. Для процесса вытеснения углеводородов водой, вначале определяют проницаемость керна по нефти или газу (в зависимости от типа углеводородов, насыщающих изучаемый объект разработки). После этого
определяют значение критической водона-сыщенности (то есть водонасыщенности, при которой вода перестает быть неподвижной). Затем вновь измеряют проницаемость по нефти или газу. Далее приступают к определению фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти (газа) и воды. Сначала задают малые доли воды в потоке, а затем постепенно их увеличивают. Как правило, при исследовании керна из среднего или низкого диапазона проницаемости (менее 100 мД), критическая водонасыщен-ность и водонасыщенность, возникающая на первом режиме совместной фильтрации (особенно это видно для системы флюидов газ-вода), отстоят друг от друга на значительном расстоянии. Данный факт приводит к длительному и разнонаправленному процессу стабилизации насыщенности, которая является необходимым условием для измерений стационарным методом.
Характерный разнонаправленный процесс изменения насыщенности при стабилизации параметров совместной фильтрации флюидов через керн изображен на рис. 1.
Вначале водонасыщенность керна линейно растет, по мере накопления воды в керне. Затем, при достижении 5таакс, вода прорывается из керна. То есть от 0 до 1590 с, происходит формирование непрерывного канала фильтрации для воды. Ко времени 1590 с от начала режима, водонасыщенность достигает 5таакс (0,762). После того, как канал фильтрации воды сформирован, происходит затухающее снижение водонасыщенности до значения которое измеряется и идет в результат определения относительных фазовых проницаемостей. Однако проницаемость, полученная при этой насыщенности, относится к процессу дренирования керна, поскольку водонасыщенность снижалась,
Рис. 1 — Процесс изменения водонасыщенности на первом Рис. 2 — Зависимость проницаемости от насыщенности в
режиме совместной фильтрации газа и воды. Керн из пласта приведенных координатах ХМ1 проницаемостью 17мД, пористость — 23%, остаточная водонасыщенность — 41%
60 Экспозиция НЕфть газ 5 (51) сентябрь 2016
после достижения значения Б . Данный
" wмакс т
вывод подтверждается и тем, что измеренная таким образом проницаемость, не лежит на одной прямой с другими, измеренными в том же опыте проницаемостями, в приведенных координатах [3]. На рис. 2 показана зависимость проницаемости от насыщенности в приведенных координатах с некорректно определенной проницаемостью на первом режиме.
Процесс стабилизации насыщенности на последующих режимах имеет ту же тенденцию, что и на первом режиме (рис. 3). Однако водонасыщенность на последующих режимах изменяется на малую величину, дренирования почти не возникает и поэтому проницаемость не искажается.
Существуют методы, лишенные указанного недостатка, это, например, определение относительных фазовых проницаемостей при последовательной псевдостационарной фильтрации [4].
При проведении стационарных измерений, во избежание нежелательного разнонаправленного изменения водонасыщенности, целесообразно проведение дополнительного режима стационарной фильтрации с меньшей, чем на первом режиме, долей воды в потоке. При этом нужно учитывать, что дренирование керна уменьшится, но не исчезнет.
Итоги
Учет обнаруженных особенностей определения относительных фазовых
Рис. 3 — Процесс изменения водонасыщенности на втором режиме совместной фильтрации газа и воды
проницаемостеи позволит увеличить точность этих измерении.
Выводы
Метод совместной стационарной фильтрации не гарантирует измерения фазовых проницаемостей только при соответствующем технологии разработки направлении изменения насыщенности керна. Поэтому направление изменения насыщенности при стационарных измерениях необходимо контролировать с помощью специальных режимов фильтрации. Другим способом избежать погрешностей, связанных с неправильным направлением изменения насыщенности керна, является определение фазовых про-ницаемостей нестационарными или псевдостационарными методами.
Список литературы
1. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.
2. Geffen T.M., Owens W.W., Parrish D.R., Morse R.A. Experimental investigations of factors affecting laboratory relative permeability measurements. Trans, AJME 1951. V.192. pp. 188-193.
3. Ложкин М.Г. Модель относительных фазовых проницаемостей для вытеснения газа конденсатом и водой и вытеснения нефти водой и газом // Экспозиция Нефть Газ. 2015. №1. С. 39-41.
4. Ложкин М.Г. Метод определения относительных фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при последовательной псевдостационарной фильтрации// Экспозиция Нефть Газ. 2015. №7. С. 51-53.
ENGLISH
GAS INDUSTRY
Core draining while defining its relative phase permeability with a method of joint steady-state filtration
Authors:
Mikhail G. Lozhkin — senior researcher; LozhkinMG@tngg.ru LLC "TyumenNIIgiprogaz", Tyumen, Russian Federation
UDC 622.691
Abstract
For the first time it was discovered that while defining relative phase permeability with the method of a joint steady-state filtration there takes place a core draining within the process of a steady-state filtration. It causes errors in definition of relative phase permeability.
Materials and methods
OST 39-235-89 "Oil. The method of phase permeability determination in the laboratory conditions at the joint steady-state filtration".
Results
Consideration of the found out peculiarities of relative phase permeability allows improving accuracy of the measurement.
Conclusions
A method of a joint steady-state filtration does not guarantee measurements of phase permeability only at a core saturation changes nature corresponding to the reservoirs engineering. That is why the nature of saturation change at steady-state
measurements shall be controlled with the help of special filtration modes. Another method to avoid errors related to changes of core saturation is application of a non-steady-state or a pseudo-steady-state filtration method of phase permeability.
Keywords
steady-state filtration,
gas, water, oil, relative phase permeability,
oil displacement,
gas displacement
References
1. OST 39-235-89. Oil. The method of phase permeability determination in the laboratory conditions at the joint steady-state filtration.
2. Geffen T.M., Owens W.W., Parrish D.R., Morse R.A. Experimental investigations of factors affecting laboratory relative permeability measurements. Trans, AJME 1951. V.192.
pp. 188-193.
3. Lozhkin M.G. Model' otnositel'nykh fazovykh pronitsaemostey dlya vytesneniya gaza kondensatom i vodoy i vytesneniya nefti vodoy i gazom [A relative permeability model of gas displacement by water and condensate and oil displacement by water and gas]. Exposition Oil Gas, 2015, issue 1, pp. 39-41.
4. Lozhkin M.G. Metod opredeleniya
otnositel'nykh fazovykh pronitsaemostey v laboratornykh usloviyakh pri posledovatel'noy psevdostatsionarnoy fil'tratsii [The method of relative phase permeability determination in the laboratory conditions at the sequential pseudo-steady filtration]. Exposition Oil Gas, 2015, issue 7, pp. 51-53.
