Экспериментальная оценка несмешивающегося водогазового воздействия при разработке запасов нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах

Хлебников В. Н.; Зобов П. М.; Антонов С. В.; Мишин А. С.; Хамидулин И. Р.

УДК 622.276.6 + 552.54

В. Н. Хлебников, П. М. Зобов, С. В. Антонов, А. С. Мишин, И. Р. Хамидулин

Экспериментальная оценка несмешивающегося водогазового воздействия при разработке запасов нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах

ООО «Объединенный центр исследований и разработок» Россия 119333, г. Москва, Ленинский пр., 55/1, стр. 2; тел. (495) 7306101, факс (495) 7306102

Проведенное фильтрационное исследование показало, что несмешивающееся вытеснение нефти азотом или дымовым газом в варианте водогазового воздействия является перспективным способом разработки запасов нефти в низкопроницаемых карбонатных пластах и захоронения парниковых газов.

Ключевые слова: карбонатные пласты, разработка трудноизвлекаемых запасов нефти.

Введение

В России не решена проблема добычи нефти из низкопроницаемых гидрофобных карбонатных коллекторов. Применение традиционного заводнения в данном случае не эффективно, т. к. нагнетание воды происходит только при высоких давлениях, что приводит к образованию новых и раскрытию существующих трещин и, как следствие, быстрому обводнению добывающих скважин.

Газ является наиболее подходящим флюидом для вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов 1. Однако существует проблема доступного газового агента. В последнее время большое внимание уделяется использованию попутного нефтяного газа, однако на большинстве месторождений Урало-Повол-жья его ресурсы минимальны, сам газ требует очистки от соединений серы и т. п.

Для широкомасштабного применения на промыслах подходят атмосферные газы (воздух или азот), однако применение воздуха (термогазовый метод 2) осложняется низкими пластовыми температурами большинства месторождений Урало-Поволжья. Выделение азота из воздуха методом его низкотемпературной ректификации требует больших затрат, а существующие методы мембранного разделения не обеспечивают необходимой производительности.

В настоящее время практически единственным неограниченным источником инертного газового агента является дымовой газ, в больших количествах образующийся при по-

Дата поступления 09.10.08

лучении тепла и электроэнергии. Можно предполагать, что затраты на подготовку и транспорт дымового газа для применения в технологиях добычи нефти могут быть компенсированы за счет стоимости квот на выброс парниковых газов 3.

Задача настоящего исследования заключалась в оценке перспективы использования газового и водогазового воздействия при вытеснении нефти из низкопроницаемого карбонатного коллектора. Исследования проводили с использованием образцов нефти, минерализованной воды и породы Якушкинского месторождения.

Считается, что газовое воздействие наиболее эффективно, когда состав нефтяной и газовой фаз, пластовые температура и давление обеспечивают смешивающийся или ограниченно смешивающийся режим вытеснения. При использовании азота или дымового газа условия смесимости достигаются только в случае глубокозалегающих пластов с маловязкой нефтью. Карбонатные коллекторы Урало-По-волжья характеризуются средне- и высоковязкой нефтью, низкими пластовыми температурами, малой и средней глубиной залегания и низкими газовыми факторами, т. е. вытеснение нефти газом будет осуществляться в несме-шивающимся режиме.

Данные работы 4 показывают, что в ряде случаев несмешивающееся вытеснение нефти газом может оказаться достаточно эффективным, т. к. основным процессом является объемное замещение нефти газом. В случае применения газового агента, хорошо растворимого в нефти (например, газообразного СО2, «жирного» или обогащенной широкой фракции летучих углеводородов (ШФЛУ) углеводородного газа), происходит значительное рас-творение газа в нефти и, как следствие, менее эффективное замещение в поровом пространстве нефти на газовый агент. Опыт применения закачки ШФЛУ и метана на рифовых массивах юга Башкортостана 5 6 показывает, что максимальная эффективность закачки ме-

тана наблюдалась в тех случаях, когда оторочка ШФЛУ была минимальна. Неожиданно низкая эффективность закачки газообразного СО2 на поле Wilmington в зоне Tar 7 объясняется именно растворением газа в нефти. Таким образом, несмешивающееся вытеснение нефти газом может оказаться достаточно эффективным.

Методика эксперимента

Работа носила поисковый характер, поэтому в фильтрационных экспериментах использовали насыпные модели пласта из дезинтегрированного экстрагированного керна месторождения Якушкинского месторождения (пласт А4). Проницаемость моделей пласта была близка к средней пластовой. Использовали изовискозную модель нефти и минерализованную воду того же месторождения (табл. 1).

Таблица 1

Характеристика пластовых флюидов при 22-24 оС

Флюид Плотность, кг/м3 Вязкость, мПа ■ с

Дегазированная нефть 880-883 28.9-32.0

Минерализованная вода 1120 1.44

Изовискозная модель нефти (объемная доля нефти - 79%, керосина - 21%) 862-864 11.7-12.2

Корпуса моделей пласта (нерж. сталь, длина 34.5 см, диаметр 3.2 см, на внутренней стенке винтовая нарезка) набивали дезинтегрированным экстрагированным керном, насыщали под вакуумом моделью нефти, фильтровали 3—4 поровых объема (п.о.) модели нефти и затем сверху в вертикально расположенную модель пласта закачивали рассчитанное количество минерализованной воды. После этого через модель сверху закачивали 3—4 % об. модели нефти, что позволяло рас-

Характеристика

пределить погребенную воду по всему порово-му объему. Данная методика насыщения обеспечивала моделирование гидрофобной нефте-насыщенной пористой среды с погребенной водой (нефть смачивала поверхность керна, а вода находилась в центре крупных пор). Характеристика моделей пласта приведена в табл. 2.

Фильтрационные эксперименты по вытеснению нефти водой, оторочками газа и воды и водогазовой смесью проводили при противодавлении в 5.0 МПа и температуре 20—22 оС, что соответствует пластовой температуре месторождения. Исследование вытеснения нефти водой в опытах 8, 10, 15 и 16 осуществляли без использования противодавления. Количество вытесненной нефти определяли трехфазным ультразвуковым сепаратором-измерителем (при противодавлении в 5 МПа) и визуально с помощью мерника-отстойника (при вытеснении нефти водой без противодавления).

Результаты и их обсуждение

В проведенной работе исследовали традиционные и новые методы добычи нефти из низкопроницаемого карбонатного коллектора. Первоначально исследовали вытеснение нефти высокоминерализованной водой и низкоконцентрированным раствором неионоген-ного поверхностно-активного вещества (НПАВ). Эти эксперименты были использованы в качестве базы сравнения. В последующих экспериментах моделировали процессы вытеснения нефти газом, чередованием оторочек воды и газа и водогазовой смесью.

Наиболее перспективными газовыми агентами для вытеснения нефти являются азот и дымовой газ, ресурсы которых не ограничены. В дымовом газе содержится некоторое количество СО2, который будет быстро растворяться в пластовых флюидах (нефти и воде)

Таблица 2

моделей пласта

№ опыта Проницаемость, мкм2 Начальная нефтена-сыщенность, %

По газу | По нефти | По нефти с погребенной водой

Вытеснение нефти водой и раствором НПАВ

7 0.0196 0.0105 0.0098 90

8 0.0257 0.0114 0.0152 89

10 0.0535 0.0202 0.0246 90

15 0.0347 0.0186 0.0221 90

16 0.0454 0.0189 0.0261 90

Вытеснение нефти водой и газом

4 0.0401 0.0364 0.0373 92

5 0.0716 0.0830 0.0762 91

6 0.0466 0.0262 0.0289 89

12 0.0153 0.0167 0.0156 90

и в результате массообмена концентрация диоксида углерода в закачиваемом газе снизится до следовой. Поэтому в экспериментах использовали для вытеснения азот, а не его смесь с диоксидом углерода.

Вытеснение нефти водой и разбавленным раствором НПАВ. В качестве базы сравнения при оценке эффективности водогазового воздействия были использованы результаты вытеснения нефти минерализованной водой. В опытах 7 и 8 модели пласта располагали вертикально, воду подавали сверху (один опыт проводили с противодавлением, другой без), в опыте 10 модель располагали вертикально и воду закачивали снизу, а в опыте 15 модель пласта располагали горизонтально. Сопоставление динамик вытеснения нефти в опытах 7 и 8 показало, что противодавление не оказывает влияния на коэффициент вытеснения нефти.

Исследование показало, что вода способна вытеснять нефть из низкопроницаемых пористых сред только при высоких перепадах

и градиентах давления (табл. 3). Гравитационные силы не оказывают заметного влияния на степень вытеснения нефти. Коэффициенты вытеснения в опыте 10 (фильтрация нефти снизу) были незначительно выше, чем в опыте 8 (закачка воды сверху), а максимальный коэффициент вытеснения достигнут в опыте 15 (горизонтальное расположение модели пласта), что связано с большей скоростью фильтрации и объемом закачки воды.

Видно, что вода не является эффективным вытесняющим агентом в условиях низкопроницаемого гидрофобного карбонатного пласта Якушкинского месторождения, так как требуются высокие градиенты давления, практически не достижимые в промысловых условиях. При осуществлении закачки воды в реальный карбонатный пласт, содержащий трещины, вода будет фильтроваться по трещинам, практически не проникая в матрицу породы.

В опыте 16 исследовали возможность улучшить фильтрационные характеристики минерализованной воды путем растворения

Таблица 3

Результаты вытеснения нефти минерализованной водой и раствором НПАВ

№ опыта Объем закачки, п.о. Перепад давления, МПа Коэффициент вытеснения нефти, доли ед. Проницаемость по воде с остаточной нефтью, мкм2 Скорость фильтрации, м/сут Противодавление, МПа/ направление фильтрации

максимальный конечный

7 1.00 0.466 0.280 0.52 0.00186 0.30 5.0 / 1

8 2.47 0.28 0.214 0.60 0.0027 0.29 0 / 1

10 3.01 0.156 0.117 0.638 0.00337 0.56 0 / ^

15 4.91 0.415 0.320 0.654 0.00446 0.29 0 / ^

16* 4.64 0.338 0.168 0.724 0.00642 0.54 0 / ^

* закачивание раствора Неоиола АФ-9-12 (1 г/ л) в минерализованной воде

ая

о 0.Í

i

4.5

1.5 : з

Оьбънм заКаЧКИ, п.и

Рис. 1. Динамики фильтрации при вытеснении нефти водой (опыт 15) и раствором НПАВ (опыт 16): 1 и 1* — вытеснение водой; 2 и 2* — раствором НПАВ

13 ней НПАВ. Данные табл. 3 и рис. 1 показывают, что низкоконцентрированный раствор водорастворимого НПАВ «Неонол АФ 12» увеличивает степень вытеснения нефти и сни жает перепад давления. Сопоставление данных опытов 15 и 16 показывает, что коэффи циент вытеснения увеличивается на 0,07 (с 0.654 до 0.724), а фазовая проницаемость для воды (при остаточной нефтенасыщеннос-ти) в 1.46 раз (с 0.097 до 0.141). Таким образом, эффект от применения НПАВ заметен, однако недостаточен для значительного повышения эффективности вытеснения нефти.

Гравитационно стабилизированная за качка инертного газа (азота). Общепринято, что наиболее эффективно газ вытесняет нефть в том случае, если фронт вытеснения движется сверху вниз. В опытах 4, 5 и 6 (этапы 1, табл. 4 и 5) было обнаружено, что закачка газа при водит к быстрому прорыву газа после закачки 0.053—0.071 п.о. газа (среднее значение 0.061 и.о.). После прорыва газа вытеснение нефти продолжалось и коэффициент вытеснения нефти составил 0.141—0.202. Сопоставление данных опытов 4—6 (гравитационно стабили зированное вытеснение) и опыта 12 (горизон

Таблица 4

Результаты фильтрационных экспериментов по вытеснению нефти чередующимися оторочками воды и газа

№ этапа Флюид Номер опыта

4 5 в

Р дд ** Д* ДД ** ДД"

1 Газ 0.202 - 0.141 - 0.141 -

2 Вода 0.267 0.065 0.224 0.083 0.159 0.018

Газ 0.421 0.219 0.300 0.159 0.291 0.150

3 Вода 0.44 0.242 0.316 0.175 0.336 0.195

Газ 0.551 0.349 0.408 0.267 0.433 0.292

4 Вода _ - - - 0.483 0.342

Газ - - - - 0.544 0403

5 Вода - - - - 0.580 0439

Газ - - - - 0.704 0.563

6 Вода - - - - 0 740 0 563

Газ „ _ - - 0,855 0.714

коэффициент вытеснения нефти, доли единицы;

* прирост коэффициента вытеснения нефти по сравнению с закачкой газа, доли единицы.

Таблица 5

Фильтрационные характеристики моделей пласта при закачке оторочек воды и газа

№ этапа Флюид Номер опыта

4 | 5 | 6

Средняя скорость фильтрации, м/сут.

0.32 0.28 0.28

ДРмак- Друст." ДРмак. * ЛРуст. " ДР««. * ДРуст. **

1 Газ 0.0492 0.0124 0.0707 0 00379 0 0948 0.0242

2 Вода 0.1061 - 0.0991 - 0.1226 -

Газ 0.0877 0.0127 0.0679 0.00468 0 1064 0.0080

3 Вода 0.117 - 0 0980 - 0.1458 -

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Газ 0.132 0.0093 0.0639 0 00238 00656 0.00746

4 Вода - - - „ 0 1427 -

Газ - - - - 00607 000157

5 Вода - _ - - 0.1338 —

Газ - - - - 0 1175 0.00374

6 Вода - _ - - 0.1747 -

Газ - - - - 0.0827 0.00156

* максимальный перепад давления, МПа; " установившийся перепад давления, МПа.

Результаты закачки газа и водогазовой смеси {опыт 12)

Таблица 6

№ этапа Флюид Объем закачки, п.о. Перепады давления, МПа Коэффициент вытеснения нефти (р), д.е.

Максимальный Установившийся

1 Азот 0.654 0.1317 0.0321 0.155

2 ВГС* 4.39 0.1617 0.0393 0 675

* водогазовая смесь, с объемной долей азота — 20%, воды — 80%.

98

Башкирский химический журнал. 2008. ТОЛ1 15. № 4

тальное расположение модели пласта, табл. 6) показывает, что гравитационные силы мало влияют на вытеснение нефти газом. По-видимому, газ прорывается по наиболее крупным порам.

Полученные данные показывают, что один газ не способен эффективно вытеснять нефть из низкопроницаемого гидрофобного коллектора. При установившейся фильтрации газа перепады давления значительно ниже, чем при установившейся фильтрации воды, т. е. закачка газа наиболее хорошо подходит для освоения нагнетательных скважин на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Вытеснение нефти последовательными оторочками воды и газа. В последующих этапах (№ 2—6) опытов 4, 5 и 6 исследовали последовательную закачку небольших оторочек воды (0.92—0.109 п. о.) и непрерывной закачки газа (0.564—0.993 п.о.). Закачку газа вели до стабилизации перепада давления и практически полного прекращения выделения нефти (табл. 4—5, рис. 2).

После первичной закачки газа (этап 1) в ходе последующих этапов опытов 4, 5 и 6 в модели закачивали оторочки воды, которые затем проталкивали газом. Закачивание воды

в первый момент не сопровождается ростом перепада давления. Быстрый рост давления начинается только через некоторое время, т. е. когда вода по основным каналам фильтрации достигла зоны, заполненной нефтью. Затем наблюдался быстрый рост перепада давления, достигал максимального значения и затем несколько снижался. При переходе на закачку газа наблюдали второй максимум на кривой перепада давления. Одновременно с ростом перепада давления вытеснялось значительное количество нефти. Перепад давления быстро стабилизировался (на более низком уровне, чем при первичном вытеснении газом). В последующем закачку оторочки воды и газа повторяли. В результате закачки газа и 5 последовательных циклов закачки воды и газа в опыте 6 коэффициент вытеснения нефти достиг значения 0.855, что значительно выше, чем в случае заводнения.

Разборка моделей пласта показала, что нефть имеет возможность стекать в нижнюю часть пористой среды. По окраске извлекаемого керна было видно, что по мере увеличения количес-тва циклов ВГВ все большая часть модели пласта содержит только небольшое количество нефти, а в нижней части модели пласта уменьшается зона пористой среды со

0,9 0,8

0,1 0

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

Объем закачки, п.о.

Рис. 2. Динамика фильтрации (опыт 6): цикл 1 — закачка газа; циклы 2—6 — закачка воды и газа

4,5

& 0,2

значительной нефтенасыщенностью. Способность нефти стекать вниз под действием гравитационных сил в гидрофобной пористой среде обнаружена ранее в работах 8 9.

Анализ полученных результатов показывает, что объем нефти, вытесненной в ходе первичной закачки газа и последующих циклов ВГВ практически не зависит от количества циклов и хорошо воспроизводится в разных опытах (рис. 3 и 4).

Данное явление может быть объяснено только гравитационным стеканием нефти, причем скорость данного процесса соизмерима со средней скоростью фильтрации, используемой в опытах 4—6.

Исследование вытеснения нефти газом и водогазовой смесью (ВГС). Нагнетание газа в нефтяные пласты требует мощного компрессорного оборудования и подготовки газа. Как показывает промысловый опыт (закачка ВГС на Илишевском месторождении в Башкирии), более технологично закачивать водогазовые смеси бустерными насосами. Поэтому в опыте 12 было проведено исследование последовательного вытеснения нефти газом и водогазовой смесью (смесь азота и минерализованной воды).

Данные, представленные на рис. 4 и в табл. 6, показывают, что закачивание водогазовой смеси, содержащей 80% воды, происходит при перепадах давления, близких к таковым при фильтрации одного газа. В результате закачки ВГС коэффициент вытеснения вырос с 0.155 до 0.678, т. е. достигнута высокая степень вытеснения даже при проведении эксперимента в условиях, исключающих влияние гравитационного стекания нефти.

Рис. 3. Зависимость прироста коэффициента вытеснения нефти газом (цикл 1) и ВГВ (циклы 2—6) от числа ццклов воздействия

Рис. 4. Динамика фильтрации (опыт 12)

Заключение

Проведенные фильтрационные эксперименты показали следующее.

1. Заводнение и закачка низкоконцентрированного раствора НПАВ не являются эффективными способами извлечения нефти из низкопроницаемого карбонатного коллектора.

2. Чередование закачки газа и небольших оторочек воды позволяет эффективно вытеснять нефть из низкопроницаемых пористых сред. В фильтрационных экспериментах был достигнут коэффициент вытеснения нефти, равный 0.855, что значительно выше, чем при заводнении.

3. Большой вклад в процесс извлечения нефти при водогазовом воздействии вносит движение нефти (смачивающей фазы) под действием гравитации в нижнюю часть модели пласта.

4. Применение несмешивающегося вытеснения нефти газом в варианте водогазового воздействия является перспективным способом разработки запасов нефти в низкопроницаемых карбонатных пластах. Использование азота (выделенного из воздуха или из дымового газа) или дымового газа является эффективным способом извлечения запасов нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах и перспективным способом захоронения дымового газа, содержащего парниковые газы.

Литература

1. Буторин О.И., Пияков Г.Н. // Нефтепромысловое дело.- 1995.- №8-10.- С. 54.

2. Боксерман А.А., Ямбаев М.Ф. Метод закачки и внутрипластовой трансформации воздуха на месторождениях легкой нефти // Сб. док. 12 Европейского симпозиума по повышению нефтеотдачи. - Казань, 2003.

3. http: //www.ecxeurope.com/

4. Srivastava R.K. Huang S.S., Dong M. Comparative effectiveness of CO2, produced gas, and flue gas for enhanced heavy-oil recovery // SPE Res. Eval. & Eng.- June 1999.- Р. 238.

5. Исхаков И.А., Ягафаров Ю.Н., Гумеров Р.Р., Антипин Ю.В. // Нефтяное хозяйство.-2002.- №4.- С. 45.

6. Исхаков И.А., Габитов Г.Х., Гайнулин К.Х. и др.//Нефтяное хозяйство.- 2003.-№4.-С. 49.

Исследование производилось в рамках Государственного контракта 02.515.11.5086 от 26 июня 2008 года с Федеральным агентством по науке и инновациям.