CC BY
17
УДК 622.27:550.84
Обоснование выбора агента вытеснения нефти при разработке нефтегазоконденсатных месторождений офшорной зоны
В.М. Троицкий1*, С.Г. Рассохин1, А.Ф. Соколов1, А.В. Мизин1, В.П. Ваньков1, А.С. Рассохин1
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: V_Troitskiy@vniigaz.gazprom.ru
Ключевые слова: Тезисы. Статья посвящена методологии выбора агента вытеснения при разработке нефтегазовых агент вытеснения месторождений офшорной зоны в условиях естественных ограничений на обеспечение промысла нефти, вытесняющими флюидами. Эффективность применения агента воздействия, а также режима вытес-
модель пласта, нения нефти обоснована детальными лабораторными исследованиями на моделях пласта конкрет-
коэффициент ного месторождения. Сформулированы основные предложения по технологическим мероприятиям,
вытеснения, направленным на повышение коэффициента извлечения нефти на нефтегазоконденсатных место-
физическое рождениях офшорной зоны.
моделирование.
Для эффективной разработки нефтяных месторождений уже на стадии проектирования важно правильно подобрать необходимую технологию извлечения максимально возможного количества нефти, насыщающей пласт. В настоящее время в промысловой практике с целью повышения коэффициента нефтеотдачи широко используют технологии вытеснения нефти водой и различными газами. При этом еще не получено окончательного ответа, каким образом проводить вытеснение для достижения максимального коэффициента извлечения нефти (КИН). Очередность закачки вытесняющих флюидов, их состав, цикличность, а также длительность воздействия каждым вытесняющим агентом в цикле являются предметом тщательных исследований.
Особенно остро стоит проблема выбора агента вытеснения нефти для нефтегазо-конденсатных (НГК) месторождений офшорной зоны в условиях естественных ограничений на обеспечение шельфового промысла вытесняющими флюидами. В этой связи весьма актуально проведение лабораторных экспериментов по определению наиболее эффективных агента и технологии вытеснения нефти из пласта при конкретных термобарических условиях шельфового месторождения.
При использовании активного агента для вытеснения нефти КИН находится по формуле [1]:
КИН = ^ыАх«
где КвЬ1т - коэффициент вытеснения нефти, полученный по данным лабораторного эксперимента в соответствии с ОСТ 39-195-861; Кохв - коэффициент охвата - технологический параметр, зависящий от особенностей коллектора, свойств пластовых и закачиваемых флюидов, а также конкретной схемы разбуривания нефтяной залежи (определяется на месторождении путем анализа имеющегося геологического, гидродинамического материала, результатов геофизических исследований скважин и т.д.).
Далее на основании экспериментальных результатов формулируются научно обоснованные рекомендации по подбору и эффективному использованию вытесняющих агентов для увеличения КИН. Из всего многообразия жидких и газообразных агентов для экспериментальных исследований были выбраны такие, которые легко полу-
1 ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. - М.: Миннефтепром, 1986.
чить в достаточном количестве непосредственно на шельфовом промысле. В качестве основных агентов воздействия рассматриваются минерализованная вода, азот и газ сепарации.
Краткое описание экспериментального оборудования и методики измерений
Методической основой подготовки образцов и флюидов к испытанию и проведения экспериментальных работ по вытеснению нефти агентами послужил ОСТ 39-195-86. Метод предусматривает определение полноты извлечения флюида (нефти), которым насыщен единичный или составной образец породы за счет фильтрации через него агента вытеснения до полного прекращения выноса нефти из модели пласта (МП). Для определения Квыт применялась специальная фильтрационная установка, созданная по заказу ООО «Газпром ВНИИГАЗ» фирмами Тепаек и Тетсо (США) [2-4].
В состав измерительной установки входят следующие основные узлы: механическая система, обеспечивающая подачу жидкого или газообразного агента в МП (система высокоточных насосов); кернодержатель; блок аккумуляторов для содержания жидкостей и газов; система, измеряющая количество выходящих флюидов; система термостатирования; система управления, контроля и регистрации данных. В качестве вспомогательных могут быть использованы системы измерения перепада давления на МП и вязкости флюидов. Для исследований применяется кернодержатель гидростатического типа (двухосевого обжима) длиной до 100 см, выполненный в стальном корпусе. Блок аккумуляторов представляет собой два сосуда высокого давления, в которые предварительно заправляются необходимые флюиды, подаваемые далее с помощью насосов на вход кернодержателя. Постоянное давление в цепи фильтрации поддерживается регулятором противодавления типа «до себя», 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 % заданной величины. Все основные элементы установки двухфазной фильтрации (насосы, кернодержатель, вискозиметр и т.д.) размещены в термошкафу, который обеспечивает точное поддержание темпера-
туры в интервале 5-150 °С с погрешностью ±0,1 °С. Управление установкой полностью автоматизировано.
Исходный керновый материал представляет собой выбуренные параллельно напластованию цилиндрические образцы правильной формы длиной около 3-5 см и диаметром около 3 см. Перед измерениями образцы подвергаются экстракции спиртобензольной смесью (соотношение компонентов 1:3), затем высушиванию до постоянной массы при температуре 102-105 °С. Составная МП формируется в соответствии со значением абсолютной проницаемости по газу, измеренным предварительно на каждом единичном образце. По ОСТ 39-195-86, порядок компоновки образцов принимается таким, чтобы каждый последующий образец имел меньшую проницаемость в направлении вытеснения нефти.
Минимальная длина МП ¿мин, мм, для удо -влетворения критериям подобия определяется в соответствии с ОСТ 39-195-86 по формуле
А™ = юооД^, (1)
где ка6с - абсолютная проницаемость, мкм2; т -пористость, д.ед.
Процесс вытеснения начинается в момент запуска измерительного насоса, подающего агент вытеснения в МП. Подача флюида осуществляется с постоянной объемной скоростью уо6, выбираемой исходя из ожидаемых скоростей фильтрации воды при принятой системе разработки месторождения. Линейная скорость закачки улин при испытании для случая вытеснения нефти агентом принимается из расчета не превышения 1 м/сут. В нашем случае уо6 составляла 0,1 см3/мин, что соответствует Улин ~ 1 м/сут.
Нагнетание агента при выбранной объемной скорости осуществляется до полного исчезновения нефти в вытесненной продукции. Обычно в соответствии с ОСТ 39-195-86 требуется прокачка агента в количестве не менее трех-пяти объемов пор пустотного пространства.
Принят следующий порядок измерений Кв^1т: 1) определяется количество вышедшей нефти; 2) проводится пересчет количества вытесненной нефти на пластовые условия; 3) дополнительно рассчитывается количество нефти в подводящих трубках и «мертвых» объемах системы; 4) определяется нефтенасыщенность порового пространства МП на момент конца
испытания. Тогда, зная начальный поровый объем МП, заполненный нефтью, можно рассчитать коэффициент вытеснения нефти соответствующим агентом.
Вытесненная нефть на выходе установки поступает в мерную бюретку, где ее объем регистрируется при комнатных условиях. Далее объем нефти при комнатных условиях приводится к пластовым условиям в соответствии с формулой
К = 0V,
к„,„ = -
к.
V - V
пор во
АКВЫТ =АК + | АКо К„,„ V, К V.»
(4)
(2)
где Vн - объем нефти, вытесненной из образца, приведенный к пластовым условиям; 0 - объемный коэффициент нефти (находится по данным термодинамических исследований нефти); Vн лаб - объем нефти, вытесненный из МП при комнатных условиях (атмосферное давление, температура опыта).
Коэффициент вытеснения подсчитывается по формуле
(3)
где V - открытый поровый объем МП; Уво -объем остаточной воды МП.
Относительная погрешность измерений Кв^1т нефти определяется по формуле
где АУн, Л^ор, АУво - погрешности измерений объемов воды, порового пространства и остаточной воды соответственно, приведенные к условиям эксперимента. При определении коэффициента вытеснения нефти агентом вытеснения допускается относительная погрешность не выше ±0,05.
Подготовка моделей пласта месторождения
Керновый материал (цилиндры диаметром 30 мм и длиной ~ 30 мм) подбирается и высверливается непосредственно из образцов полномасштабного керна разведочной скважины (рис. 1). Все высверленные цилиндры до эксперимента проходят цикл экстрагирования нефти и первоначальных стандартных измерений пористости и проницаемости по газу. Образцы-цилиндры (всего 30 шт.) представлены в основном мелкозернистыми алевритово-глинистыми песчаниками с минералогической плотностью от 2,61 до 2,65 г/см3 (табл. 1).
Все образцы механически обработаны для придания им правильной цилиндрической формы, после чего измерены их линейные размеры и поровый объем. Результаты этих измерений, а также порядок формирования моделей пласта представлены в табл. 2.
Рис. 1. Отобранные образцы месторождения (фото в дневном свете, вспышка)
Таблица 1
Образцы продуктивного горизонта шельфового месторождения, подготовленные для определения коэффициента Квыт
№ п/п Лаб. номер Глубина отбора, м Литология Минералогическая плотность, г/см3
1 2038/13 2867,61 Песчаник мелкозернистый 2,64
2 2047/13 2864,56 Песчаник средне-мелкозернистый 2,62
3 2048/13 2864,99 Песчаник средне-мелкозернистый 2,63
4 2049/13 2865,26 Песчаник средне-мелкозернистый 2,63
5 2052/13 2869,26 Песчаник средне-мелкозернистый 2,62
6 2055/13 2870,24 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
7 2056/13 2870,58 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
8 2061/13 2871,96 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
9 2062/13 2872,32 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,64
10 2063/13 2872,60 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,64
11 2064/13 2873,06 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,64
12 2065/13 2873,29 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
13 2066/13 2873,55 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,64
14 2067/13 2873,94 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,64
15 2069/13 2874,63 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
16 2073/13 2876,03 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,62
17 2074/13 2876,28 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,62
18 2076/13 2876,94 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
19 2077/13 2877,23 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,65
20 2078/13 2877,63 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
21 2080/13 2878,25 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
22 2082/13 2878,98 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,64
23 2086/13 2880,33 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
24 2087/13 2880,66 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
25 2088/13 2881,07 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
26 2106/13 2886,52 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,63
27 2109/13 2887,96 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,62
28 2111/13 2888,63 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,62
29 2112/13 2889,12 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,61
30 2113/13 2889,27 Песчаник мелкозернистый, алевритистый 2,61
Таблица 2
Характеристики моделей пласта, сформированных для измерения Кв
Лаб. номер Проницаемость ^ см3 Длина, Диаметр, Порис- Остаточная водо-
образца по азоту кщ, мД см см тость, % насыщенность 5во, %
МП 1. Вытеснение нефти водой
2112/13 176,80 4,6458 2,983 2,993 22,81 30,74
2078/13 143,10 4,1634 2,986 2,993 22,52 31,11
2076/13 136,40 4,6288 2,982 2,992 22,40 29,82
2061/13 135,70 4,6903 2,981 2,995 22,66 30,87
2086/13 128,10 4,5854 2,985 2,993 22,08 30,96
2052/13 122,10 4,4941 2,983 2,995 22,48 30,83
2106/13 120,00 4,7236 2,983 2,99 22,82 31,01
2074/13 113,20 4,2295 2,79 2,991 22,24 30,99
МП 1 121,14 36,1609 23,67 2,993 22,50 30,79
МП 2. Вытеснение нефти газом сепа рации
2047/13 225,50 4,2449 2,77 2,996 22,33 30,69
2038/13 175,90 4,4757 2,981 2,975 22,00 31,03
2056/13 156,70 4,6860 2,98 2,995 22,64 31,14
2113/13 154,10 4,3234 2,825 2,986 22,22 30,81
2109/13 140,40 4,5247 2,984 2,992 22,02 30,95
Окончание табл. 2
Лаб. номер образца Проницаемо сть по азоту кщ, мД ^ см3 Длина, см Диаметр, см Пористость, % Остаточная водонасыщенность £во, %
2088/13 133,40 4,5489 2,983 2,994 21,95 30,97
2111/13 112,00 4,5834 2,984 2,994 22,13 30,78
2065/13 108,80 4,5023 2,93 2,994 22,21 31,01
МП 2 135,22 35,8892 23,44 2,991 22,19 30,93
МП 3. Вытеснение нефти азотом
2049/13 213,20 4,0593 2,73 2,996 23,68 31,24
2048/13 175,60 4,4683 2,981 2,996 23,44 30,92
2069/13 157,00 4,5606 2,865 2,995 23,37 30,73
2087/13 137,00 4,5838 2,985 2,994 22,41 30,56
2064/13 135,40 4,6971 2,985 2,995 22,93 31,17
2067/13 117,10 3,8739 2,525 2,992 22,58 30,64
2073/13 115,90 4,6598 2,98 2,993 22,82 31,16
2066/13 107,50 4,2329 2,72 2,992 23,04 30,75
МП 3 130,50 35,1357 22,77 2,994 23,03 30,90
Создание остаточной водонасыщенности 5во
Сухие цилиндрические образцы керна с известными поровым объемом и абсолютной проницаемостью взвешиваются, затем насыщаются модельной пластовой водой до 100 % под вакуумом в эксикаторе и снова взвешиваются. Водонасыщенность каждого образца доводится при комнатных условиях до требуемой £во ~ 31 % методом капиллярной вытяжки и последовательного взвешивания образцов.
Приготовленные таким образом образцы помещаются в керосин для заполнения оставшегося порового пространства керосином. Далее из подготовленных образцов формируется МП, которую помещают в кернодер-жатель. С помощью установки фильтрации в МП создают пластовые термобарические условия и осуществляют вначале кратковременную фильтрацию керосина, а затем - длительную фильтрацию нефти в объеме не менее трех-пяти поровых объемов. В результате проделанных операций МП готова для проведения основного эксперимента по вытеснению нефти жидкими и газообразными агентами.
В эксперименте перепад давления на составной МП устанавливается не менее 2 кПа, а длшы моделей пласта превышают ¿мин, рассчитанную в соответствии с критериями подобия модельного эксперимента и реальной фильтрации в нефтяной залежи НГК месторождения офшорной зоны.
Эффективность агентов вытеснения, как правило, оценивается по результатам фильтрационного эксперимента - определения коэффициента вытеснения нефти различными
флюидами. Очень важно при этом, чтобы для всех экспериментов вытеснения параметры флюидально-коллекторной системы были одинаковыми, а именно: во всех экспериментах совершенно идентичными должны быть фильтрационно-емкостные свойства МП, Sво, физико-химические свойства нефти и вытесняющих агентов. Указанные требования выполняются строгим поддержанием пластовых условий, соответствующих нефтяной оторочке месторождения, созданием одной и той же 5"во для всех МП, а также использованием во всех экспериментах составных МП с практически одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами (кабс = 107-225 мкм2, т = 22-23 %).
Подготовка флюидов для фильтрационных экспериментов
Характеристики нефти шельфового месторождения. Для опытов по измерению коэффициентов вытеснения нефти различными агентами применяли рекомбинирован-ную пробу нефти (РПН), созданную на основе оригинального образца нефти месторождения офшорной зоны. Для создания модели нефти использовались усредненные данные по глубинным пробам, полученные при испытании скважин. В табл. 3 представлены средние по результатам физико-химических исследований образцов нефти параметры. Видно, что сепарированная нефть имеет плотность порядка 856 кг/м3, молекулярную массу порядка 192-194 и в соответствии с классификацией по ГОСТ Р 51858-2006 относится к типу
Таблица 3
Основные результаты исследований глубинных проб пластовой нефти
Проба нефти Параметр Средняя характеристика
1. Пластовая нефть Давление насыщения, МПа, при температуре: • 125,0 °С • 72,5 °С • 20,0 °С 28,11 26,40 23,29
Коэффициент сжимаемости при пластовой температуре, 110-4 МПа-1 28,02
Температурный коэффициент: • объемного расширения, 1Т0-4 °С-1 • давления насыщения, МПа °С-1 11,05 0,0464
Вязкость, мПа-с: • при пластовом давлении • при давлении насыщения 0,42 0,42
Плотность при пластовом давлении, г/см3 0,647
Температура насыщения нефти парафином, °С 12
2. Стандартная сепарация Газосодержание, м3/м3 или м3/т, или кг/т 172,7 или 201,8, или 192,4
Потенциальное газосодержание, м3/м3 или м3/т 197,5 или 230,8
Выход дегазированной нефти на пластовую, кг/т или кг/м3 838,7 или 542,6
Объемный коэффициент 1,577
Коэффициент растворимости, м3/(м3-МПа) или м3/(т-МПа) 6,14 или 7,18
Плотность: • газа, кг/м3 • дегазированной нефти, г/см3 0,953 0,8558
3. Дифференциальное разгазирование Газосодержание, м3/м3 или м3/т 175,5 или 204,1
Объемный коэффициент 1,572
Плотность газа, кг/м3 0,944
Плотность дегазированной нефти, г/см3 0,8601
средних нефтей, т.е. является высокосмолистой, парафинистой и обладает кинематической вязкостью 7,79-9,53 мм2/с.
Усредненные параметры по составу газа, выделившегося при стандартной сепарации глубинных проб, приведены в табл. 4.
Методика создания РПН. На основе образца безводной разгазированной нефти шель-фового месторождения создана РПН в соответствии с методикой, разработанной и опробованной в ООО «Газпром ВНИИГАЗ». Для создания РПН необходимо знать компонентный состав натурного нефтяного газа (согласно табл. 4) и иметь в наличии:
• натурный образец разгазированной нефти с предварительно исследованными физико-химическими свойствами;
• индивидуальные образцы чистых углеводородов для моделирования нефтяного газа;
• электронные весы;
• свободные чистые емкости.
В аккумулятор помещается определенное количество разгазированной нефти тн, доста-
точное для проведения одного эксперимента или серии экспериментов. Значение тг в граммах определяется разницей масс соответствующей емкости до и после загрузки в нее нефти. Далее по известному составу натурного нефтяного газа (см. табл. 4) рассчитывается состав модельного газа таким образом, чтобы он был максимально приближен к составу натурного нефтяного газа. При этом необходимо соблюдать следующие условия:
• наличия в модельном газе основных компонент натурного газа (азот Щ2 или диоксид углерода С02 загружаются в том же количестве, что и в натурном газе, при условии их содержания в нем более 0,5 мол. %);
• равенства молярных масс модельного и натурного нефтяных газов;
• равенства молярных масс фракции С5+ для модельного и натурного нефтяных газов.
Затем при известном газосодержании пластовой нефти (см. табл. 3), определенном при стандартной сепарации, рассчитывается
Таблица 4
Компонентный состав выделившегося газа по результатам стандартной сепарации нефти
№ компонента Компонент Среднее содержание, мол. %
1 СН4 77,7833
2 С2Н6 6,9033
3 С3Н8 5,3137
4 1С4Н10 1,6180
5 ПС4Н10 2,3810
6 пеоС5 + Ю5Н12 1,1100
7 ПС5Н12 0,7850
8 С6Н14 0,9313
9 С7Н16 0,1640
10 С8Н18 0,0091
11 С9Н20 0,0016
12 Не 0,0000
13 Н2 0,0023
14 К2 0,1170
15 С02 2,8803
Всего 100,0
количество газа в молях пг, необходимое для приготовления РПН при пластовых условиях:
V2
п =-
Я ■ 293,15 • 1'
V20 = Гт„
(5)
где Г - газосодержание нефти, м3/т; V20 - объем газа при стандартных условиях, л; Я - универсальная газовая постоянная; 1 - коэффициент сжимаемости. 1 определяется для модельного нефтяного газа по справочным таблицам термодинамических характеристик или рассчитывается с использованием программ термодинамического моделирования фазового состояния углеводородных смесей.
После расчета пг , необходимого для создания РПН, вычисляют массу фракции С5+ в граммах. Рассчитанное количество фракции С5+ приготавливают в отдельной емкости, последовательно загружая в нее компоненты фракции. После тщательного перемешивания полученная смесь заливается в аккумулятор (содержащий разгазированную нефть в количестве тн).
Затем в аккумулятор подают индивидуальные газообразные компоненты (метан, азот, диоксид углерода, пропан и бутаны) с помощью измерительного высокоточного насоса. Загрузка газообразных компонентов осуществляется по объему при выбранном давлении и комнатной температуре. Давление загрузки метана и азота выбирается в зависимости от баллонного давления и необходимого пластово-
го давления в конкретном эксперименте, давление загрузки для диоксида углерода составляет 100 бар и для легких углеводородов - 200 бар (при этих давлениях они гарантированно находятся в жидком состоянии). Приготовленная таким образом РПН выдерживается в ячейке рекомбинации (с перемешиванием) или подается в специальный аккумулятор, находящийся под давлением и при температуре опыта.
В табл. 5 приведен состав модельного нефтяного газа, созданного для получения РПН, который хорошо согласуется с составом оригинального газа (см. табл. 4).
Физико-химические свойства агентов вытеснения. В качестве агентов вытеснения выступали газообразный азот (Щ2), газ сепарации (ГС) и модель пластовой воды. Азот для опытов выбирался особой чистоты2. ГС моделировался по результатам стандартной сепарации пробы нефти в соответствии с табл. 5. В качестве пластовой воды использовался раствор ЩаС1 в дистиллированной воде в концентрации 23 г/л. Подготовленные флюиды для вытеснения нефти подавались с помощью насосов в соответствующие аккумуляторы фильтрационной установки, где выдерживались при давлении и температуре опыта не менее суток.
2 См. ГОСТ 9293-74. Азот газообразный и жидкий.
Технические условия (с изм. 1-3).
Таблица 5
Состав модельного пластового нефтяного газа
№ компонента Компонент Содержание, мол. %
1 СН, 77,8486
2 С2Нб 6,9256
3 С3Н8 5,3329
4 1С4Н10 0
5 ПС4Н10 4,0115
6 пеоС5 + Ю5Н12 0
7 пС 5Н12 1,8950
8 С6Н14 0,9313
9 С7Н16 0,164
10 С8Н18 0,0091
11 С9Н20 0,0016
12 Не 0
13 Н2 0
14 К2 0
15 со2 2,8803
Всего 100,0
Экспериментальные исследования проводились при пластовых термобарических условиях, характерных для НГК месторождения офшорной зоны: пластовая температура -125 °С; пластовое давление - 28,1 МПа; горное давление - 64 МПа. Значения динамической сдвиговой вязкости агентов вытеснения и РПН при указанных пластовых условиях приведены в табл. 6.
Видно, что вязкость воды, используемой для вытеснения, приблизительно равна вязко -сти нефти и почти на порядок превышает вязкость газообразных агентов (азота и газа сепарации). С учетом довольно хороших фильтрационных свойств МП (&абс > 0,1 мкм2) следует ожидать наибольшую эффективность вытеснения нефти именно водой. Вместе с тем результаты лабораторного эксперимента по вытеснению нефти из МП перечисленными агентами приводят к несколько другому выводу.
Таблица 6 Динамическая вязкость агентов вытеснения нефти, а также самой РПН при пластовых условиях, мПа-с
К2 0,0260
ГС 0,0255
Н2О 0,2140
РПН 0,252
Результаты измерений Квыт Вытеснение азотом
На рис. 2 представлен график зависимости коэффициента вытеснения нефти азотом из МП 1 (см. табл. 2) от накопленного объема закачанного в модель газа. Видим, что кривая вытеснения нефти азотом имеет характерную форму. Начальный участок кривой, характеризующийся линейной зависимости Квыт от прокачанного объема, соответствует поршневому вытеснению нефти азотом. Далее следует некоторая нелинейная область, соответствующая началу прорыва азота через модель, и, наконец,
« 0,4
0,3
0,2
0,1
0
0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 Накоплений объем закачанного Ы2, поровый объем
Рис. 2. Зависимость Квыт от объема закачанного азота для МП 1 (см. табл. 2)
1,0
0,9
и
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
♦ ДР
\
М—•—»-в-
Щь* ♦
0
1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
Накоплений объем закачанного Ы2, поровый объем
0,5
1,0
Рис. 3. Зависимость Sн и перепада давления АР от объема закачанного азота
для МП 1 (см. табл. 2)
0
последний почти линейный участок, соответствующий стационарному случаю, когда нефть на выходе МП не появляется и через модель фильтруется только газ.
Всего в эксперименте для вытеснения нефти из модели пласта прокачано порядка 3,5 по-ровых объемов азота. Процесс вытеснения длится около 20 ч при скорости прокачки азота 3,5 м/сут. Видно (см. рис. 2), что максимальный коэффициент вытеснения нефти азотом, полученный на МП 1, равен 36 %. Заметим также, что для МП 1 прорыв азота наступает при накопленном объеме закачанного газа порядка 0,6 объемов пор.
Рис. 3 показывает, что нефтенасыщенность МП 1 плавно уменьшается, достигая предельного значения 45 %. Таким образом, после применения технологии вытеснения нефти азотом в модели пласта остается до 45 % открытого по-рового пространства, заполненного нефтью.
Вытеснение газом сепарации
На рис. 4 представлен график зависимости коэффициента вытеснения нефти газом сепарации из МП 2 (см. табл. 2) от накопленного объема закачанного в модель ГС. Видим, что кривая вытеснения нефти газом сепарации имеет несколько отличную форму по сравнению с опытом вытеснения нефти азотом. Так, вытеснение нефти не прекращается даже при прокачке 4,5 поровых объемов газа сепарации. Процесс вытеснения продолжается более 27 ч и не достигает линейного участка (нефть продолжает
появляться на выходе МП). Максимально достигнутый Кв^1т = 79,2 % имеет тенденцию роста при продолжении вытеснения нефти газом сепарации (прорыв газа так и не наступил). Всего в эксперименте для вытеснения нефти из МП 2 было закачано 4,5 поровых объема ГС при скорости прокачки 3,56 м/сут.
Рис. 5 в свою очередь показывает, что МП 2 плавно уменьшается, достигая предельного значения 15 %. Таким образом, после применения технологии вытеснения нефти газом сепарации в модели пласта остается всего
поровый объем
Рис. 4. Зависимость Квыт от объема закачанного ГС для МП 2 (см. табл. 2)
0
2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 Накоплений объем закачанного ГС, поровый объем
Рис. 5. Зависимость £н и АР от объема закачанного ГС для МП 2 (см. табл. 2)
лишь 15 % открытого порового пространства, заполненного нефтью.
Сравнивая АР на моделях пласта при вытеснении нефти азотом и ГС (см. рис. 3, 5), нетрудно заметить, что сопротивление фильтрационному потоку в случае азота значительно больше, чем для случая вытеснения нефти газом сепарации. Это означает, что приемистость скважин при закачке ГС будет значительно лучше, чем при закачке азота.
Вытеснение водой
На рис. 6 представлен график зависимости коэффициента вытеснения нефти из МП 3 (см. табл. 2) от накопленного объема закачанной в модель воды. Кривая вытеснения нефти водой аналогична кривой вытеснения ее азотом. Начальный участок кривой, ха-растеризующийся линейной зависимостью Квыт от прокачанного объема, соответствует поршневому вытеснению нефти водой. Далее следует некоторая нелинейная область, соответствующая началу прорыва воды через модель, и, наконец, последний почти линейный участок, соответствующий стационарному случаю, при котором нефть на выходе модели не появляется, и через МП фильтруется только вода. Нетрудно заметить, что в случае вытеснения нефти водой прорыв воды наступает уже при прокачке 0,4 поровых объемов агента.
Процесс вытеснения продолжается около 18 ч. Максимально достигнутый Квыт = 69 %. Всего в эксперименте для вытеснения нефти
из МП 3 было закачано три поровых объема воды при скорости прокачки 3,42 м/сут.
Рис. 7 показывает, что нефтенасыщенность МП 3 плавно уменьшается, достигая предельного значения 21,4 %. Таким образом, после применения технологии вытеснения нефти водой в модели пласта остается всего лишь 21,4 % открытого порового пространства, заполненного нефтью.
Сравнивая АР на моделях пласта при вытеснении нефти азотом, ГС и водой, нетрудно заметить, что сопротивление фильтрационному потоку в случае воды приблизительно
поровый объем
Рис. 6. Зависимость Квыт от объема закачанной воды для МП 3 (см. табл. 2)
— s
— AP
0
0
0
0,5
1,0
1,5 2,0 2,5 3,0
Накоплений объем закачанной воды, поровый объем
Рис. 7. Зависимость Sн и АР от объема закачанной воды для МП 3 (см. табл. 2)
в 15 раз больше, чем в случаях азота и ГС. При этом наибольший Квыт характерен для ГС.
Обобщение экспериментальных результатов по вытеснению нефти различными агентами
На рис. 8 представлены обобщенные результаты экспериментальных исследований на моделях пласта НГК месторождения офшорной зоны при остаточной водонасыщенности 31 %. Видно, что максимальный (79,2 %) Кв^1т может быть получен при использовании в качестве
« 0,8
(U '
,0,7
0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
— В( -К7 эда
2 — ГС
0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 Накоплений объем закачанного флюида, поровый объем
Рис. 8. Зависимости коэффициентов вытеснения нефти различными агентами при пластовых условиях (пластовая температура - 125 °С; давление, МПа: пластовое - 28,1; горное - 64; Sво = 31 %)
агента вытеснения ГС, а наименьший (36 %) -при использовании азота. Можно предположить, что в случае использования ГС реализуется механизм смешивающегося вытеснения нефти. Следовательно, повышая давление закачки ГС, можно добиться еще большего Квыт.
Вместе с тем необходимо заметить, что для достижения предельного коэффициента вытеснения в случае использования ГС нужно прокачать более 4,5 поровых объемов агента, в то время как при использовании азота и минерализованной воды - всего 0,6 и 0,4 поровых объема соответственно. Следовательно, объемные затраты ГС как агента будут значительно превосходить объемные затраты на закачку азота и воды. Тем не менее проведенные исследования показывают, что энергетические затраты на закачку ГС самые низкие (см. АР на рис. 3, 5, 7).
Таким образом, окончательный выбор оптимального агента вытеснения может быть сделан только после оценки экономической эффективности закачки различных вытесняющих агентов и сопоставления ее с технологической эффективностью. На основании полученных результатов можно также сделать предположение об эффективности использования технологии водогазового воздействия, а именно режима попеременной закачки ГС и пластовой воды. Конкретный выбор коэффициента цикличности, очередности закачки и относительных объемов закачиваемой воды и ГС должен основываться на результатах дополнительных лабораторных экспериментов.
***
Совершенно очевидно, что вывод об эффективности применения того или иного агента воздействия, а также режима вытеснения нефти должен основываться на детальных лабораторных исследованиях или опытно-промышленных испытаниях. В настоящей статье показано, что основные предложения по технологическим мероприятиям повышения КИН НГК месторождений офшорной зоны можно сделать уже по результатам лабораторных работ. Так:
1) в качестве индивидуальных агентов для закачки в нефтяной пласт следует по возможности использовать ГС или пластовую воду. Закачка в пласт индивидуального азота мало эффективна по причине низкого значения Квыт;
2) закачка в нефтяной пласт ГС предпочтительна с точки зрения величины Квыт, а также приемистости скважин, однако может оказаться менее рентабельной по сравнению с закачкой пластовой воды в силу больших объемов используемого при этом ГС;
3) в целях достижения максимального вытесняющего эффекта и обеспечения режима смешивающего вытеснения закачку ГС нужно производить при давлениях, по возможности максимально превышающих пластовое давление;
4) для усиления технико-экономического эффекта предлагаемой технологии повышения КИН оправдано также проведение лабораторных испытаний циклического водогазового воздействия (комбинация ГС с пластовой водой).
Список литературы
1. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ / А.П. Крылов // Опыт разработки нефтяных месторождений: сб. - М.: Гостоптехиздат, 1957. - С. 116-139.
2. Тер-Саркисов Р.М. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации
и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи / Р.М. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин и др. // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 1998. - С. 27-38.
3. Relative permeability coreflooding system with data acquisition and control system: operating and instruction manual. - Tulsa: Temco Inc., 1995.
4. Троицкий В.М. Обоснование выбора агентов вытеснения нефти при разработке нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири по результатам экспериментальных исследований /
В.М. Троицкий, С.Г. Рассохин, А.Г. Соколов и др. // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 2(18). - С. 98-105.
Substantiation of miscible agent selection while developing offshore oil-and-gas-condensate fields
V.M Troitskiy1*, S.G. Rassokhin1, A.F. Sokolov1, A.V. Mizin1, V.P. Vankov1, A.S. Rassokhin1
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd # 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: V_Troitskiy@vniigaz.gazprom.ru
Abstract. An article reveals a procedure for selecting miscible agent during development of oil-and-gas-condensate fields located in offshore zones in conditions of natural limitations for field provision with displacing fluids. Efficacy of agent and oil-displacement regime application is substantiated by detailed laboratory tests using stratum models of a particular field. Basic engineering measures aimed at oil recovery factor improvement are suggested in relation to offshore oil-and-gas-condensate fields.
Keywords: miscible agents, model of a stratum, displacement factor, physical modelling.
References
1. KRYLOV, A.P. State of theoretical studies on designing of petroleum fields' development and tasks for their improvement [Sostoyaniye teoreticheskikh rabot po proyektirovaniyu razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy i zadachi po uluchsheniyu etikh rabot]. In: Practice of petroleum fields' development [Opyt razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy]: collected papers. Moscow: Gostoptekhizdat, 1957, pp. 116-139. (Russ.).
2. TER-SARKISOV, R.M., V.A. NIKOLAYEV, S.G. RASSOKHIN et al. Computer-based plants for multiphase filtration and their application at development of methods for rising of condensate recovery [Kompyuterizirovannyye ustanovki mnogofaznoy filtratsii i ikh primeneniye pri razrabotke metodov povysheniya kondensatootdachi]. In: Rising hydrocarbon recovery of a stratum within a gas-condensate field [Povysheniye uglevodorodootdachi plasta gazokondensatnykh mestorozhdeniy]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 1998, pp. 27-38. (Russ.).
3. TEMCO INC. Relative permeability coreflooding system with data acquisition and control system: operating and instruction manual. Tulsa: Temco Inc., 1995.
4. TROITSKIY, V.M., S.G. RASSOKHIN, A.G. SOKOLOV et al. Justification of the choice of oil displacement agents for development of oil/gas/condensate fields in Eastern Siberia on the basis of experimental study results [Obosnovaniye vybora agentov vytesneniya nefti pri razrabotke neftegazokondensatnykh mestorozhdeniy Vostochnoy Sibiri po rezultatam eksperimentalnykh issledovaniy]. Vesti gazovoy nauki. Actual problems ofresearch of stratal hydrocarbon systems [Aktualnyye voprosy issledovaniy plastovykh system mestorozhdeniy uglevodorodov]. Moscow: Gazprom VNIIGAZ, 2014, no. 2(18), pp. 98-105. ISSN 2306-8949. (Russ.).
