CC BY
315
В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.), П. М. Зобов (к.т.н., зам. зав.лаб.) А. С. Мишин (н.с.),
С. В. Антонов (н.с.), Д. А. Бакулин (н.с.), Е. К. Нискулов (вед. инж.), Ю. Ф. Гущина (к.т.н., м.н.с.)
Физическое моделирование процессов вытеснения нефти водой, газом и водогазовой смесью из проницаемых пропластков Баженовской свиты
Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, кафедра физической и коллоидной химии 119991, ГСП -1, В-296, г. Москва, Ленинский пр., 65; тел. (499) 2339225, e-mail: [email protected]
V. N. Khlebnikov, P. M. Zobov, A. S. Mishin,
S. V. Antonov, D. A. Bakulin, E. K. Niskulov, Yu. F. Gushchina
Physical modeling of oil displacement by water, gas and water-gas mixture from interlayers of Bazhenov oil-source rocks
Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii Pr, Russia, 119331, Moscow, Russia; ph. (499) 2339589, e-mail: [email protected]
Проведено исследование вытеснения (транспорта) нефти водой, газом и водогазовой смесью (ВГС) из карбонатных проницаемых пропластков Баженовской свиты при 200 оС. На основании исследования сделан вывод, что наиболее перспективным вариантом воздействия на запасы нефти Баженовкой свиты является одновременная закачка в пласт газообразного окислителя (воздуха) и воды, что приведет к образованию в пласте эффективного нефтевытесняющего флюида — высокотемпературной ВГС.
Ключевые слова: Баженовская свита; добыча нефти из сланцев.
Постепенное уменьшение запасов нефти газа в стране увеличивает интерес к «нетрадиционным» источникам жидких и газообразных углеводородов. В России наиболее крупным «нетрадиционным» источником углеводородов является нефтематеринская Баженовская свита, площадь простирания которой составляет около 1 млн км2 1. Баженовская свита сложена глинистыми (черными) сланцами, содержащими до 20—30 % твердого органического вещества (ТОВ). Геологические запасы жидких углеводородов оцениваются в ~1 м3 нефти на 1 м2 простирания, однако основное количество нефти запечатано в практически непроницаемой матрице породы Баженовской свиты. Порода Баженовской свиты имеет слоистое строение, включает очень плотные, практические непроницаемые породы и более проницаемые пропласт-ки, содержащие карбонатные минералы.
Дата поступления 19.07.12
Investigation of water displacement, gas drive and combined displacement technique of oil by water-gas mixture from carbonate permeable interlayers of Bazhenov oil-source rocks at 200 0C. Itis concluded that the most promising option of effect on Bazhenov oil-source rocks is simultaneous injection of gaseous oxidizing agent (air) and water into the formation. As a result effective oil-driving fluid was formed into oil reservoir.
Key words: Bazhenov rocks; shale oil production.
В качестве источника энергии для десорбции и деблокирования нефти из породы Баже-новской свиты, создания вторичной пористости в матрице породы можно использовать метод термогазового воздействия (ТГВ) 2. Суть ТГВ состоит в закачке воздуха в пласты, что приводит к генерированию эффективного вытесняющего газового агента (смесь азота, углекислого газа и паров углеводородов). Энергия горения твердого органического вещества породы позволит создать вторичную пористость в непроницаемой матрице нефтематеринской породы (растрескивание породы в результате теплового расширения и под давлением блокированных в породе газов, нефти и воды). Именно по каналам вторичной пористости и проницаемым пропласткам предполагается движение нефти к нагнетательным скважинам.
В предыдущих работах мы исследовали процесс автоокисления твердого органического вещества породы Баженовской свиты 2 и гидротермальное воздействие на породу Баженовской свиты 3. Было обнаружено, что ТОВ породы окисляется значительно легче, чем нефть, и из породы при гидротермальном воздействии может быть вытеснено определенное количество жидких углеводородов. Целью настоящей работы было исследование движения (транспорта) нефти, выделившейся в результате применения термогазового воздействия, по проницаемым пропласткам Баженовской свиты.
В зависимости от состава и последовательности закачивания в пласт флюидов (один воздух, смесь воздуха с водой, чередующаяся закачка воды и воздуха) в пласте могут образоваться различные нефтевытесняющие флюиды: газ (на начальных этапах состоящий в основном из азота) или паровой конденсат (дистиллированная вода), или водогазовая смесь из газа и парового конденсата. Для обоснования состава и последовательности закачивания в пласт флюидов необходимо провести тестирование их способности вытеснять (транспортировать) нефть по проницаемым пропласткам к забою добывающих скважин. Целью данного исследования было тестирование нефтевытесняющей способности дистиллированной воды (модели парового конденсата), азота и водогазовой смеси (ВГС) из равных объемов азота и дистиллированной воды.
Материалы и методы исследования
Были приготовлены модельные насыпные пористые среды, содержащие 75% (по весу) мелкораздробленного карбонатного минерала и 25% дезинтегрированной плотной породы Баженовской свиты, отобранной из скважины №3002 Средне-Назымского месторождения (интервал отбора 3118—3130 м). Затем модельные пористые среды насыщали дегазированной нефтью месторождения. Для этого модель пласта помещали в установку УИК-5 и с помощью насоса высокого давления заполняли по-ровое пространство дегазированной нефтью (при давлении 2 МПа). После полного заполнения порового пространства нефтью через модель фильтровали не менее 1,5 порового объема (п.о.) нефти при противодавлении в 2 МПа.
Насыщенные нефтью модели нефти помещали в высокотемпературный термостатируе-мый блок модернизированной фильтрационной установки УИК-5 и нагревали до 200 оС. Время прогрева составляло 1 ч. Одновременно
с началом нагрева через модель начинали фильтровать вытесняющий агент (воду, азот или ВГС). Характеристика моделей пласта и результаты фильтрационных экспериментов приведены в табл. 1—3 и на рис. 1—3.
Результаты и их обсуждение
Вытеснение нефти водой (опыт №4). Закачка воды и прогрев модели пласта сопровождалась поршневым вытеснением нефти водой (табл. 2, рис. 1). Перепад давления по мере прогрева нефти быстро снижался, что связано с уменьшением вязкости нефти и воды по мере повышения температуры. Однако после того, как температура достигла значения около 180 оС, началось повторное повышение перепада давления. Максимум на кривой зависимости перепада давления от объема закачки был достигнут после прокачки 0.43 п.о. воды, после чего перепад давления начал быстро снижаться и стабилизировался после прорыва воды через модель пласта. По-видимому, наличие максимума на кривой давления связано с закипанием нефти в модели пласта, т.е. образованием паровой углеводородной фазы (трехфазная фильтрация оказывает большее сопротивление движению, чем двухфазная фильтрация). Испарившиеся углеводороды конденсировались в выкидной трубке, поэтому данный процесс не отразился на динамике вытеснения нефти.
0.2 £ В
Время опыта, ч
Рис. 1. Динамика вытеснения нефти водой (опыт №4): 1 — коэффициент вытеснения нефти; 2 — скорость фильтрации; 3 — перепад давления.
Прорыв воды через модель пласта произошел после прокачки 0.67 п.о., после чего количество вытесненной нефти стало быстро сокращаться, а перепад давления стабилизировался. В результате вытеснения нефти перегретой водой коэффициент вытеснения достиг значения
0.5
0.4
о.з а
0.1
0
Характеристика моделей пласта (длина - 34.5 см, диаметр 3.0 см)
Номер опыта Проницаемость по газу, мкм2 Объем пор, мл Начальная нефтенасыщенность, %
4 0.0466 73.0 100
6 0.0248 66.6 100
8 0.0244 67.7 100
Таблица 2
Условия проведения т результаты фильтрационных опытов (температура - 200 оС, время прогрева 60 мин)
Вытесняющий флюид Объем закачки, п.о. Перепад давления, МПа Коэффициент вытеснения нефти, % Скорость фильтра- ции, см3/ч Противо- давление, МПа Проницаемость по воде, мкм2
Макси- мальный Устано- вившийся (средний)
Дистиллированная вода 3.38 - 0.0772 91 17.8 5.0 0.00428
Азот 3.56 0.159 0.0133 57 18 8.0 0.00440
ВГС (азот/вода=1/1) 3.25 0.142 0.0766 94 17.1 8.0 -
Таблица 3
Характеристика нефтевытесняющей способности различных флюидов
Флюид Номер опыта Проницаемость по газу, мкм2 Коэффициент вытеснения нефти, % Проницаемость по воде, мкм2
Вода 4 0.0466 91 0.00428
Азот 6 0.0248 57 0.00440
ВГС (азот/вода=1) 8 0.0244 94 -
91%, т.е. вода при 200 оС способна эффективно вытеснять нефть. Полученное значение коэффициента вытеснения нефти является, по-видимому, заниженным, т.к. в результате нагрева и испарения части легких компонентов произошло выпадение и адсорбция тяжелых компонентов нефти, смол и асфальтенов и их захват породой пористой среды.
Вытеснение нефти газом (азотом) в опыте №6 (рис. 2). Опыт проводили аналогично предыдущему, однако противодавление было увеличено с 5 до 8 МПа, чтобы предотвратить закипание нефти. Вытеснение нефти газом происходило также в поршневом режиме, однако прорыв газа произошел после прокачки 0.34 п.о. флюида, т.е. раньше, чем прорыв воды при вытеснении нефти водой (0.67 п.о.). После прорыва газа вытеснение нефти из модели пласта продолжалось с постоянно затухающей скоростью. По-видимому, основной механизм вытеснения нефти на заключительных этапах эксперимента был связан с испарением легких компонентов в поток газа. Всего в результате закачки газа из модели пласта было вытеснено 57% нефти, что является высоким показателем для несмешивающегося вытеснения.
Объем закачки, п.о.
Рис. 2. Динамика фильтрации при вытеснении нефти азотом (опыт №6): 1 — количество газа на выходе; 2 — коэффициент вытеснения нефти; 3 — перепад давления; 4 — скорость фильтрации.
После прокачки 2 п.о. газа перепад давления ненадолго стабилизировался, а после прокачки 2,3 п.о. продолжил снижение. Данный факт может быть объяснен изменением состава и распределения остаточной нефти в пористой среде, а также изменением свойств породы. По-видимому, при газонасыщенности пористой среды выше 40—45 % в ней образуются
сквозные газонаполненные каналы, что и объясняет увеличение проницаемости пористой среды.
Следует отметить, что в реальных условиях пласта инертный газ может оказаться более эффективным нефтевытесняющим агентом. При высокой температуре и давлении между азотом и легкой нефтью в результате многоконтактного взаимодействия будет достигнута полная или ограниченная смесимость, что увеличит эффективность транспорта нефти к добывающим скважинам.
Вытеснение нефти водогазовой смесью (опыт №8). В эксперименте использовали водогазовую смесь, содержащую по объему 50% азота и 50% воды. При температуре 200 оС наблюдается поршневое вытеснение нефти водогазовой смесью. Конечный коэффициент вытеснения нефти водогазовой смесью после прокачки 3.25 п.о. водогазовой смеси составил 94%, т.е. эффективность флюида достаточно высокая.
Время опыта, ч
Рис. 3. Динамика вытеснения нефти ВГС (опыт №8): 1 — перепад давления; 2 — коэффициент вытеснения нефти; 3 — количество газа на выходе; 4 — количество воды на выходе.
Прорыв газа происходит после закачки 0.62 п.о. водогазовой смеси, а прорыв воды — после прокачки 1.17 п.о. смеси. Следует отметить, что газонасыщенности пористой среды в момент прорыва газа в опыте №6 (вытеснение азотом) и в опыте №8 (вытеснение смесью воды и азота) приблизительно равны (соответственно, 34 и 31 %). Следует отметить, что после прорыва воды вытеснение нефти из модели пласта практически прекращается.
Перепад давления в ходе опыта сначала растет, а после прорыва газа начинает снижаться. Одновременно с прорывом воды происходит второе снижение перепада давления, стабилизация которого наблюдается после прокачки 1.7—1.8 п.о. водогазовой смеси. Сопоставление результатов опытов №4 и №8 показывает, что ВГС при движении имеет меньшее фильтрационное сопротивление, чем вода. Действительно, установившиеся в конце опытов перепады давления практически равны (табл. 2), а исходная проницаемость модели пласта в опыте №4 в 1.91 раза выше, чем в опыте №8.
Данные табл. 3, показывают, что наиболее эффективно вытесняют нефть из модели проницаемых пропластков баженовской свиты водогазовая смесь и вода. При вытеснении нефти одним газом коэффициент вытеснения заметно меньше, и процесс сопровождается испарением легких компонентов нефти в газовый поток, что приведет к осаждению на породе тяжелых компонентов нефти.
При вытеснении нефти ВГС наблюдается замедление прорывов газа и воды через модель пласта, что также повышает эффективность воздействия. Одновременная закачка воды и газа позволит более эффективно переносить в пласте тепло горения органического вещества породы и не допускать перегрева призабойной зоны пласта. Проведенное ранее исследование показало 2, что в присутствии воды при окислении твердого органического вещества породы повышается выход углекислого газа на поглощенный кислород, что также будет способствовать росту эффективности вытеснения нефти водогазовым агентом. Таким образом, одновременная закачка воды и воздуха является наиболее перспективным методом осуществления ТГВ при добыче нефти из нефтематеринских пород Баженовской свиты.
Литература
1. Клубова Т. Т. Глинистые коллекторы нефти и газа.— М. Недра, 1988.— 157 с.
2. Хлебников В. Н., Зобов П. М., Антонов С. В., Бакулин Д. А., Боксерман А. А. // Баш. хим. ж.-2010.- Т.17, №3.- С.111.
3. Хлебников В. Н., Зобов П. М., Антонов С. В., Бакулин Д. А., Гущина Ю. Ф., Нискулов Е. К. // Баш. хим. ж.- 2011.- Т. 18, №4.- С. 87.
Исследование проводится в рамках Федеральных целевых программ «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009—2013 гг.» и «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2013 годы».
