Файл: 6 лабораторные исследования по выбору оптимальных технологий увеличения.pdf

287
6
ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
ПО ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ ПОСЛОЙНО-
НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ПДС И МПДС
6.1. ЗАДАЧИ ЭКСПЕРИМЕНТА, УСТАНОВЛЕНИЕ
ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА
И КРИТЕРИЕВ ПОДОБИЯ
Результаты лабораторных и теоретических исследований, приведенные в разделе 5, показали принципиальную возмож- ность довытеснения остаточной нефти из малопроницаемых прослоев послойно-неоднородных пластов с применением
ПДС и МПДС на поздней стадии заводнения нефтяных за- лежей.
Способ извлечения остаточной нефти при этом основыва- ется на перераспределении закачиваемой воды по прослоям и зонам неоднородного пласта путем искусственного образова- ния полимердисперсных систем (ПДС) или их модификаций в высокопроницаемых промытых водой объемах неоднород- ного пласта.
Большинство выводов о механизме и закономерностях об- разования ПДС и МПДС было получено на основе лабора- торных исследований, выполненных без присутствия порис- той среды. В то же время состав пород-коллекторов, удельная поверхность пористой среды, структура и размеры поровых каналов, присутствие остаточной нефти и некоторые другие факторы существенно влияют на процесс образования поли- мердисперсных систем и на формирование остаточного фильтрационного сопротивления промытых водой прослоев послойно-неоднородного пласта. Кроме того, на эффектив-

288 ность довытеснения нефти влияют соотношение проницаемо- стей высокопроницаемых и малопроницаемых прослоев пла- ста, а также начальное распределение объемов нефти по от- дельным прослоям к моменту начала применения ПДС.
Моделирование процессов вытеснения нефти из послойно- неоднородных моделей пластов производилось с целью изу- чения закономерностей вытеснения нефти водой, определе- ния влияния разработанных составов технологических жид- костей на фильтрационные характеристики пористой среды и процессы довытеснения остаточной нефти из малопроницае- мых прослоев неоднородного пласта.
Исследование влияния неоднородности строения нефтя- ных залежей на динамику нефтеотдачи относится к числу наиболее важных задач совершенствования разработки неф- тяных месторождений. Ее решение усложняется тем, что нефтенасыщенные коллекторы, как правило, характеризуют- ся очень сложным геологическим строением. Даже в преде- лах одной залежи можно встретить различные типы неодно- родности (прерывистость, слоистость, трещиноватость), изме- нение проницаемости и ряда других параметров пород по площади и объему, иногда называемое зональной неоднород- ностью пласта.
Для изучения влияния всех типов неоднородности строе- ния нефтяной залежи широко применяются различные тео- ретические методы исследования. Одни типы неоднородности лучше исследуются методами механики сплошных сред, дру- гие статистическими, третьи – экспериментальными метода- ми. В частности, характер продвижения водонефтяного кон- такта в продуктивных пластах, толщина которых складывает- ся из изолированных между собой пропластков разной про- ницаемости, и характер обводнения добываемой из них про- дукции можно описать обычными методами механики сплошных сред. Для оценки влияния прерывистости строения пород на нефтеотдачу пласта могут успешно применяться статистические методы исследований. Однако в реальных пластах встречаются и другие типы неоднородности, которые в настоящее время могут быть исследованы только экспери- ментальными методами. К числу таких типов неоднородности относится, например, послойная неоднородность пород. При этом пропластки разной проницаемости могут быть гидроди- намически связанными или изолированными непроницаемы- ми прослойками.
Изучая процессы вытеснения нефти водой и другими неф- тевытесняющими агентами на лабораторных установках и

289 получая результаты, которые можно было бы перенести не- посредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину охвата пород вытесняю- щим агентом и коэффициента полноты извлечения нефти. В однородных пористых средах коэффициент охвата зависит от геометрии пласта и системы расстановки скважин. В неодно- родных отложениях значение этого коэффициента зависит также от характера и степени неоднородности пород, от от- ношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз и от разности их плотностей. Влияние всех перечисленных факто- ров учесть трудно, но можно учесть некоторые из них на ла- бораторных моделях.
Намного сложнее при лабораторном моделировании учесть факторы, влияющие на коэффициент полноты извле- чения нефти из пор, занятых вытесняющей водой (коэффи- циент вытеснения).
Коэффициент вытеснения нефти водой зависит от целого ряда характеристик: от скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границе двух фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также от хи- мического состава нефти и вытесняющей ее жидкости или газа.
Неоднородность пласта, как отмечалось выше, является одним из главных факторов, оказывающих влияние на эф- фективность вытеснения нефти из пласта и на конечную нефтеотдачу. Очевидно, при вытеснении нефти из неодно- родных пластов эффективность применения композиций химреагентов снижается из-за уменьшения коэффициента охвата пласта воздействием.
На основе обзора литературных данных и исходя из об- щих представлений о механизме процесса довытеснения нефти из терригенных коллекторов были выбраны наиболее важные факторы, влияющие на степень охвата неоднородно- го пласта воздействием при заводнении. Такими факторами являются: степень различия коэффициентов проницаемости отдельных прослоев послойно-неоднородного пласта, мини- мальные и максимальные значения коэффициентов прони- цаемости отдельных пропластков, наличие или отсутствие гидродинамической связи между прослоями, физико-хими- ческие свойства нефтевытесняющих композиционных сис- тем, размеры создаваемых оторочек и некоторые другие. В лабораторных опытах изучали, как влияют на нефтеотдачу следующие факторы:

290 1) степень различия коэффициентов проницаемости от- дельных прослоев послойно-неоднородного пласта (отноше- ние коэффициентов проницаемости);
2) размеры создаваемых оторочек растворов композиций химреагентов;
3) составы технологических жидкостей, закачиваемых в модель пласта (ПДС, МПДС, ПАВ и др.) для увеличения ко- нечной нефтеотдачи;
4) последовательность закачки технологических жидкостей
(непрерывная, циклическая);
5) наличие или отсутствие гидродинамической связи меж- ду пропластками неоднородного пласта.
Модели послойно-неоднородного пласта с гидродинамиче- ски не связанными пропластками создавали, используя два или более параллельно включаемых в систему вытеснения кернодержателя с моделями пористых сред.
В соответствии с выводами теоретических исследований, приведенных в работе [41], и с учетом проницаемостной не- однородности продуктивных пластов выбранных объектов исследований при подготовке моделей пористых сред добива- лись следующих соотношений коэффициентов проницаемо- сти отдельных пропластков послойно-неоднородного пласта:
k
1
/k
2
< 2; 2 < k
1
/k
2
< 6 и k
1
/k
2
> 6,
(6.1) где k
1
и k
2
– коэффициенты проницаемости соответственно высокопроницаемого и низкопроницаемого прослоев.
Известно, что некоторые процессы, способствующие уве- личению коэффициента охвата воздействием, такие как про- тивоточная капиллярная пропитка, фильтрация нефти из бо- лее нефтенасыщенных прослоев в менее нефтенасыщенные, могут происходить в неоднородных пластах при наличии гид- родинамической связи между прослоями. Поэтому наличие или отсутствие гидродинамической связи следует считать од- ним из факторов, влияющих на полноту вытеснения нефти из неоднородного пласта. При количественной оценке влия- ния этого фактора в
реальных пластах необходимо пользовать- ся коэффициентом гидродинамической связанности пластов.
Модели неоднородного пласта, состоящего из двух гидро- динамически связанных пропластков, как было показано в разделе 5, готовятся с использованием кернодержателей спе- циальной конструкции [164]. В наших опытах кернодержате- лем служила труба из нержавеющей стали с внутренним диаметром не менее 30 мм, длиной 1 м. На одном конце кер- нодержателя устанавливается резиновая пробка с закреплен-

291 ной вдоль образующей перфорированной пластиной. Ширина пластины соответствует внутреннему диаметру кернодержа- теля. К пластине прикрепляется хлопчатобумажная ткань длиной, соответствующей длине кернодержателя. Таким об- разом, полость кернодержателя разделяется с помощью пла- стины и ткани на две равные половины. По обе стороны от стальной пластины в пробке устанавливаются две выходные трубки диаметром 6 мм для отбора вытесняемой жидкости.
После предварительной подготовки кернодержателя каждая половина полости трубы заполняется подготовленным песком
«
крупной» и «мелкой» фракций. Концы кернодержателей за- крываются и кернодержатель устанавливается на вибростенд для уплотнения. Коэффициенты проницаемостей отдельных прослоев по воздуху оцениваются путем набивки отдельных кернодержателей песком соответствующей фракции при одинаковом режиме уплотнения.
Следует отметить, что механизм увеличения охвата по- слойно-неоднородного пласта при заводнении, как отмечалось выше, основан на увеличении фильтрационного сопротивле- ния пород для воды практически полностью обводненных вы- сокопроницаемых пропластков, в результате чего происходит интенсификация вытеснения нефти водой из малопроницае- мых пропластков. Основные технологические жидкости ПДС и МПДС, за исключением «ПДС+ ЩСПК», практически не обладают более высокой по сравнению с водой нефтевытес- няющей способностью. В связи с этим в качестве объектов исследований эффективности технологий довытеснения оста- точной нефти выбирались залежи в послойно-неоднородных пластах без гидродинамической связи между отдельными пропластками. Целесообразность применения рассматривае- мых МУН на основе ПДС и МПДС в послойно-неоднородных пластах с гидродинамически связанными прослоями необхо- димо обосновать путем проведения дополнительных исследо- ваний. В связи с этим большинство лабораторных опытов проводилось на моделях послойно-неоднородных пластов с гидродинамически несвязанными прослоями.
Лабораторные эксперименты по изучению процессов вы- теснения нефти из неоднородных пластов водой и с исполь- зованием ПДС или их модификаций проводились в соответ- ствии с ОСТ-39-195–86 и другими руководящими докумен- тами [60, 63, 120 и др.] при постоянном расходе вытесняющей жидкости. Режим вытеснения нефти при постоянном перепа- де давления использовался лишь в отдельных случаях для экспресс-оценки эффективности процесса.

292
Используемые приборы и оборудование изготовлены из материалов, инертных по отношению к применяемым жидко- стям (минерализованной воде, растворам ПАВ, полимеров, щелочей и др.) и не сорбируют ПАВ.
Для создания заданного противодавления на выходном конце кернодержателя устанавливался специальный контей- нер с инертным газом (азот), подключенный в верхней части к газовому баллону высокого давления. В этом случае замер объема выходящих из образца жидкостей осуществлялся с помощью мерников высокого давления.
Лабораторные опыты по вытеснению проводились приме- нительно к продуктивным пластам девонского горизонта, терригенным отложениям нижнего карбона месторождений
Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, терригенным отложениям месторождений Западной Сибири и карбонат- ным коллекторам месторождений республик Татарстан и
Башкортостан. Такой широкий выбор условий проведения лабораторных исследований объясняется тем, что значитель- ная часть остаточных запасов нефти сосредоточена на объек- тах указанных нефтяных регионов. Кроме того, при подго- товке и проведении исследований по созданию новых МУН, лабораторные и промысловые работы рассматривались как единое целое. Промысловые испытания новых технологий
УНП являлись органическим продолжением лабораторных экспериментов, результаты которых позволяли судить об оп- тимальных условиях их применения и технологической эф- фективности.
При проведении лабораторных исследований процессов нефтевытеснения необходимо быть уверенным в том, что процесс, воспроизводимый в условиях опыта, точно или при- ближенно подобен натуральному. В большинстве случаев только при выполнении этого требования результаты иссле- дований имеют практическую и теоретическую ценность.
Условия динамического подобного моделирования при ре- шении задач фильтрации и вытеснения нефти из пористой среды впервые фундаментально разработаны Д.А. Эфросом, а затем развиты и дополнены отечественными и зарубежными исследователями. Критерии подобия в этих работах получили, исходя из предположения, что пласты сложены однородными породами, и поэтому их нецелесообразно использовать без уточнения условий неоднородных коллекторов. В последнем случае при выводе условий динамического подобия в систему определяющих параметров должны быть введены новые ве- личины, характеризующие геометрию порового пространства

293 породы и степень ее неоднородности. Некоторые задачи мо- делирования процессов вытеснения нефти водой из неодно- родных пористых сред рассмотрены Ш.К. Гиматудиновым
[64].
Основой для установления параметров лабораторного опыта, как правило, служат безразмерные отношения вели- чин, характеризующих физический процесс нефтевытесне- ния. Эти безразмерные соотношения (критерии или инвари- анты подобия) могут быть получены методом анализа раз- мерностей или путем приведения к безразмерному виду уравнений, описывающих изучаемый процесс [27, 64, 189,
239].
Д.А. Эфросом условия подобия при вытеснении нефти во- дой получены из системы дифференциальных уравнений, описывающих усредненное движение, и граничных условий их решения. Эти уравнения были записаны без учета сжи- маемости жидкости и изменения вязкости в зависимости от давления. При этих предположениях процесс вытеснения нефти водой с достаточной точностью описывается следую- щей системой дифференциальных уравнений [182]:
ê
í
í
2
p
m
k
p
x
x
k
t
µ
∂
∂
∂ρ




⋅
+
=




∂
∂
∂




;
(6.2)
ê
â
â
2
p
m
k
p
x
x
k
t
µ
∂
∂
∂ρ




⋅
−
= −




∂
∂
∂




(6.3)
Граничные условия могут быть заданы в виде
p
1
(t) – p
2
(t) = ∆p(t), (6.4) т.е. вытеснение при заданном перепаде давления, или в виде
k
í
ê
â
ê
í
â
2 2
k
p
k
p
p
p
x
x


∂
∂




⋅
+
+
⋅
−






µ
∂
µ
∂






= v
н
+ v
в
= v(t), (6.5) т.е. вытеснение при заданном расходе.
Здесь в обозначении Д.А. Эфроса
í í
í
;
(
/
)
v
k
k p
x
µ
=
∂
∂
â â
â
(
/
)
v
k
k p
x
µ
=
∂
∂
- относительные проницаемости для нефти и воды; µ
н и µ
в
- вязкости нефти и воды; k – начальная про- ницаемость пористой среды; m – коэффициент пористости

294 пласта; ρ - водонасыщенность; p =
í
â
2
p
p
+
- среднее дав- ление; p
к
(ρ) = p
н
- p
в
> 0 – капиллярное давление, являю- щееся функцией водонасыщенности; t – время; х – линей- ная координата.
Вследствие предположения о несжимаемости жидкостей абсолютное значение давления не влияет на процесс и, как видно из (6.4), существенна лишь величина перепада давле- ний.
Путем умножения и деления входящих в уравнения (6.2),
(6.3), (6.4) и (6.5) переменных на соответствующие характер- ные значения длины L, перепада давления ∆p
0
, времени t
0
уравнения (6.2), (6.3) и (6.4) приводятся к безразмерному виду
ê1
ê0
í
0 2
p
p
k
p
p




∂
∂
+
⋅




∂ξ
∂ξ
∆




=
2
í
0 0
mL
kt p
t
µ
∂ρ
⋅
∆
∂
; (6.2′)
ê
ê0
â
0 2
p
P
k
p
p




∂
∂
−
⋅




∂ξ
∂ξ
∆




=
2
â
0 0
mL
kt p
t
µ
∂ρ
−
⋅
∆
∂
, (6.3′) где
p
и
ê
p - безразмерные, т.е. относительные давления;
ξ = x/L - безразмерная длина; τ = t/t
0
- безразмерное время.
За величину приведенного давления целесообразно [239] принимать начальную депрессию ∆p
0
= (∆p)
t=0
. Тогда без- размерные граничные условия запишутся в виде
1 2
1 2
0
( )
( )
[ ( )]
(0)
(0)
p t
p t
p t
p
p
p
−
∆
τ
=
−
∆
; (6.4′)
ê
ê
í
í
â
0
â
2
p
p
k
p
k
p

 µ
∂
∂
+
⋅
+
=


∂ξ
∆
µ
∂ξ


í 0 0
[ ( )]
L v
v t
p k
µ
τ
∆
. (6.5′)
Д.А. Эфросом показано, что подобие процессов означает тождественность дифференциальных уравнений и граничных условий. Уравнение вида (6.2′), (6.3′), (6.4′) или (6.5′) относит- ся, очевидно, как к натуральному процессу, так и к процессу, происходящему в модели.
Для того, чтобы уравнения для модели и натуры тождест- венно совпадали, необходимо равенство коэффициентов при соответствующих членах. Кроме того, необходимо совпа- дение входящих в уравнения безразмерных функций и кон- стант.

295
Подобие в случае вытеснения нефти водой достигается
[239], если:
ê0
ê0 0
0
ìîä
íàò
p
p
p
p




=




∆
∆




; (6.6)
2 2
í
í
0 0
0 0
ìîä
íàò
L m
L m
kt p
kt p




µ
µ
=




∆
∆




; (6.7)
í 0
í 0 0
0
ìîä
íàò
L v
L v
p k
p k




µ
µ
=




∆
∆




; (6.8)
í
í
ìîä
íàò
k
k
 
 
=
 
 
;
(6.9)
â
â
ìîä
íàò
k
k
 
 
=
 
 
; (6.10)
í
í
â
â
ìîä
íàò




µ
µ
=




µ
µ




; (6.11)
ê
ê
0 0
ìîä
íàò
k
k
p
p
p
p




=








= ϕ(ρ);
(6.12)
0 0
ìîä
íàò
p
p
p
p




∆
∆
=




∆
∆




= ϕ(τ); (6.13)
0 0
ìîä
íàò
v
v
v
v




=








= Ψ(τ). (6.14)
Подробный анализ условий подобия и методы определения параметров опыта при моделировании однородных пористых сред даны в работах Д.А. Эфроса. Поэтому рассмотрим далее проблемы реализации условий подобия, связанные с неодно- родным строением пористой среды, и пути определения па- раметров модели неоднородного пласта и условия проведения опытов.
Д.А. Эфросом показано, что фазовые проницаемости
í
k и
â
k являются функциями водонасыщенности S
в и безразмер- ного комплекса
â
grad
k
p
σ