Оценка эффективности технологии газового воздействия для пласта ЮК2-9 Ем-Ёговской площади по данным лабораторных экспериментов

В связи с тем, что в низкопроницаемые пласты ЮК_2-9 Ем-Еговской площади не способны принимать воду системы ППД, в качестве вытесняющего агента, в настоящее время рассматриваются различные газообразные составы.

Однако, до проведения ОПР по технологии газового воздействия на месторождении, было инициировано проведение лабораторного моделирования обозначенного процесса на керне данного пласта коллектора, с соблюдением термобарических условий пласта, состава агентов воздействия и критериев подобия.

Опыты проводились при условиях залегания пласта: температура – плюс 96^оC.; давление поровое – 25,5 МПа; давление горное (гидравлического обжима) – 45 МПа.

Кратко изложим порядок проведения экспериментов.

Физическое моделирование процесса газового воздействия на керне, было выполнено на установке AFS-302 компании Corelab с привлечением отдельных, дополнительных блоков и коммуникаций.

В проведённой серии экспериментов по вытеснению нефти газами есть важные ключевые моменты:

Мы отказались от стандартного клапана обратного давления.

Вместо этого давление на выходе из колонки поддерживалось плунжерным насосом. Такое решение позволяет исключить кавитацию и как следствие скачки давления.

В экспериментах применялся сепаратор высокого давления с программным обеспечением, позволяющим отслеживать положение границы раздела фаз «газ-нефть».

Внутри сепаратора находились нефть, насыщенная газом и вытесняющий газ. Поскольку давление в системе равнялось давлению насыщения, то фазы не смешивались между собой и хорошо разделялись внутри сепаратора.

Применение сепаратора высокого давления в итоге позволило отслеживать в реальном времени количество вытесненной нефти.

Дополнительно мы реализовали идею «отсечения» кернодержателя от остальной системы посредством вентилей. Такое решение позволило уменьшить «мёртвый объём» (паразитный объём) системы – увеличить точность замеров вытесненной из керна нефти.

Также перед подачей газа в колонку все подводящие и отводящие линии «промывались» газом.

Таким образом, на момент начала вытеснения нефти газом, мертвый объём складывался только из объёма гидравлической трубки, расположенной между кернодержателем и сепаратором.

Составление (приготовление) нефти, рекомбинированной газом проводилось на рекомбинационной ячейке. Рекомбинированная нефть соответствовала по характеристикам пластовой нефти.

Исследования газов хроматографическим методом проводилось на базе комплекса хроматографов. Углеводородные газы и смеси газов для вытеснения нефти, готовились непосредственно перед экспериментами путем их перевода из баллонов, и далее смешения из больше объёмных насосов в поршневой контейнер. Перед проведением экспериментов, состав газов (и смесей) определялся посредством хроматографии.

Подготовка образов керна к экспериментам. После экстракции и определения ФЕС отдельных образцов, они насыщались моделью пластовой воды, и затем, посредством ультрацентрифуги на образцах создавалось остаточное водонасыщение.

Далее образцы донасыщались керосином и задавливались в резервуаре высокого давления нефтью. Этот этап подготовки является стандартным. Ключевым моментом наших исследований явилось то, что мы проводили всю серию экспериментов на одной и той же наборной модели, т.е. составленную из одних и тех же образцов.

После завершения первого и последующего, очередного эксперимента, образцы из кернодержателя демонтировались, экстрагировались, и на них вновь создавалась остаточная водонасыщенность.

Такой подход позволил реализовать одинаковые начальные условия в каждом из экспериментов серии, и провести корректно сопоставление полученных результатов.

Подготовленная наборная модель пласта ЮК_2-9, помещалась в витоновую манжету и далее вся сборка - в кернодержатель стенда. Затем «пласт» постепенно, и одновременно нагружался пластовым давлением и давлением гидрообжима (горным).

После опрессовки всех линий собранной установки, приведения кернодержателя и всех систем в исходные режимные положения по давлению, проводилось нагревание всех коммуникаций до пластовой температуры.

При этом, соответствующими насосами в режиме поддержания пластового давления контролировалось давление рекомбинированной пробы нефти, и всех других гидравлически связанных линий и емкостей.

Для более полного растворения и выноса воздуха, случайно попавшего вместе с образцами керна при зарядке, через модель пласта производилась фильтрация 3÷4 поровых объёмов керосина.

Во время движения керосина в режиме поддержания постоянного расхода, дифференциальным манометром фиксировали перепад давления на модели, и после его стабилизации, фильтрацию останавливали.

Одновременно с указанной процедурой, сепаратор высокого давления заполняли исследуемым газом и поднимали в нем давление до пластовой величины, с целью предотвращения разгазирования пластовой нефти.

Далее, керосин замещался на рекомбинированную газом нефть, в количестве 4÷5 поровых объёмов. Во время фильтрации нефти по сепаратору высокого давления отслеживали количество прошедшей через образец нефти. Когда скорость прироста нефти, поступающей в сепаратор, становится равной расходу нагнетающего насоса, процесс замещения считается завершенным.

Для частичного восстановления смачиваемости внутрипорового пространства коллектора, процесс фильтрации нефти прекращали на трое суток. После возобновления движения нефти, на 4÷6 режимах поддержания постоянного расхода, определяли проницаемость по нефти при К_во.

Далее, входной нефтяной вентиль кернодержателя перекрывался, как и выходной вентиль на ёмкости с пластовой нефтью.

Линия подачи продувалась газом через байпас до тех пор, пока газ не появлялся в сепараторе. Далее газ продолжал идти в обход кернодержателя в количестве двух объёмов пор, и через блок поддержания порового давления, стравливался на атмосферу.

Процесс вытеснения нефти газом осуществлялся закачиванием последнего в «пласт» сверху вниз (кернодержатель располагался вертикально).

Для этого, при равенстве порового давления и давления в газовой линии, входной вентиль на кернодержателе открывали, и с постоянным расходом в керн нагнетался тот или иной газ.

Вытесняемая нефть, снизу попадала в вертикально расположенный сепаратор. Во время вытеснения, фиксировалось: количество накопленной в сепараторе нефти, перепад давления на модели, температура, поровое давление и “горное” давление.

По прямым наблюдениям за количеством вытесненной нефти, с учетом «мёртвого» объема гидравлической линии, рассчитывался коэффициент вытеснения. Расчеты проводили по балансу начальной нефти в поровом пространстве, и вышедшей из него в процессе воздействия. Общее количество профильтрованного газа равнялось 6-и объёмам порового пространства.

На последней стадии экспериментов расход газа увеличивали вдвое и на 3-ёх режимах определяли газопроницаемость при остаточной нефтенасыщенности в присутствии неподвижной воды.

По завершению вытеснения, проводили охлаждение всей системы с поддержанием пластового давления.

После завершения охлаждения нагнетательный насос останавливали, входной вентиль перекрывали, поровое давление в керне плавно стравливали до атмосферного, снижая давление в управляющем блоке насоса противодавления. На этом данный эксперимент прекращали, давление гидрообжима плавно снижали. Затем приступали к разборке кернодержателя.

После завершения всех 4-ёх экспериментов, на образцах методом Дина-Старка определяли К_во.

Данная работа проведена для получения исходных данных для выполнения работ по обоснованию агента вытеснения нефти тюменской свиты различными.

Эксперименты по закачке агента с СО₂ определили принципиальную возможность использования агентов с СО₂ для вытеснения нефти и показали самый высокий коэффициент вытеснения нефти – 47,5% по сравнению с использованием газов – метана, попутного газа и воздуха.