Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Существующие представления о механизмах защемления фаз .9
1. Виды остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов ... 9
2. Обзор существующих экспериментов... 28
Глава 2 Разработка методикії исследования фильтрации защемленных фаз ...114
1. Требования к проведению экспериментов ... 114
2. Установка 120
3. Методика подготовки керна, флюидов, тестовые эксперименты 127
Глава 3 Экспериментальное изучение закона фильтрации защемленных фаз 136
1. Выявление зависимости скорости фильтрации подвижной фазы от градиента давления при наличии защемленной фазы 136
2. Изучение количества защемленной фазы от действующего градиента. Расчет остаточных водо/нефтенасыщенностей... 143
3. Исследование кинетики защемления фаз. Определение времени выхода на новый стационарный режим течения, снятие графика зависимости времени от номера ступеньки 148
Глава 4 Исследование влияния капиллярного защемления на эффективность вытеснения нефти водой и воды нефтью 152
1. Влияние градиентов давления на коэффициенты вытеснения нефти водой и воды нефтью.. 152
2. Исследования закономерностей проницаемости по непрерывной фазе при капиллярном защемлении.. 153
3. Исследование влияния эффективности вытеснения защемленных фаз при
реализации водогазового воздействия... ...155
Выводы... ...169
Список литературы 171
- Виды остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов
- Требования к проведению экспериментов
- Выявление зависимости скорости фильтрации подвижной фазы от градиента давления при наличии защемленной фазы
- Влияние градиентов давления на коэффициенты вытеснения нефти водой и воды нефтью..
Введение к работе
Актуальность работы
Известно, что закономерности двухфазной фильтрации определяют эффективность вытеснения нефти водой. Они влияют на качество проектирования и достоверность анализа показателей разработки месторождений. Экспериментальные исследования двухфазной фильтрации проводятся в течение нескольких десятилетий многими исследователями. Относительные фазовые проницаемости (ОФП) и коэффициенты вытеснения стандартизованы и входят в перечень обязательных определений при проектировании процесса разработки месторождений. Однако существующие стандарты и методики базируются на исследованиях при «стандартных» скоростях фильтрации и предполагают наличие двухфазной фильтрации лишь в диапазоне от остаточной (неподвижной) водонасыщенности до максимально возможной водонасыщеннности, определяемой неподвижной (остаточной) нефтенасыщенностью. Сами же значения неподвижных водо- и нефтенасыщенностей считаются неизменными величинами, зависящими только от свойств изучаемых пластов. Такой подход не учитывает явлений капиллярного защемления фаз. Капиллярно-защемленные нефте- и водонасыщенность являются составной частью неподвижных (остаточных) фаз и обладает особыми свойствами.
При двухфазной фильтрации под действием капиллярных сил происходит защемление фаз. Непрерывная фаза дробится и блокируется этими силами в виде разветвленных капель (ганглий). Капиллярно-защемленные фазы (КЗФ) демонстрируют двоякую природу. С одной стороны, при неизменных условиях фильтрации они являются «неподвижными» (остаточными). С другой стороны, при изменении сложившихся условий фильтрации эти фазы могут приобретать подвижность и вовлекаться в фильтрационный процесс. Подвижность защемленных фаз контролируется проявлением капиллярных и напорных (гидродинамических) сил в масштабах, соизмеримых с размерами капель защемленной фазы. Проявления капиллярных и напорных сил зависят от геометрических особенностей внутрипоровых пластовых систем, характера смачиваемости, эффектов межфазного взаимодействия, градиентов давлений, вязкости вытесняемой и вытесняющей фаз и других параметров. Специфическая подвижность капиллярно защемленных фаз (КЗФ) очевидно может обусловливать особые условия их фильтрации. Капиллярное защемление может оказывать влияние на важнейшие характеристики двухфазной фильтрации - функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и
капиллярного давления (КД). Значение насыщенности защемленной фазой контролирует величины коэффициентов вытеснения, эффективной и динамической пористости.
Несмотря на важное значение явлений капиллярного защемления, до настоящего времени комплексные экспериментальные исследования фильтрации капиллярно-защемленных фаз не проводились. Поэтому выполнение таких исследований, по мнению автора, и определяет актуальность выбранной темы диссертационной работы.
Цель работы - экспериментальное изучение закономерностей фильтрации капиллярно-защемленных фаз (нефть, вода) в микронеоднородных сложнопостроенных коллекторах с различным типом смачиваемости.
Объект исследования: терригенный и карбонатный керновый материал, характеризующийся сложным микростроением и различным характером смачиваемости.
Основные задачи исследования
Проанализировать существующие представления о капиллярно-защемленных фазах, определить факторы, влияющие на защемление, оценить возможности стандартных методик экспериментального исследования для изучения фильтрации защемленных фаз.
Дать экспериментальное и теоретическое обоснование методики определения параметров фильтрации защемленных фаз (остаточные насыщенности, скорости фильтрации, фазовые проницаемости) на кернах в широком диапазоне изменения скоростей фильтрации.
Разработать техническое и информационное обеспечение проведения экспериментальных исследований на кернах.
Выявить:
закономерности фильтрации подвижных фаз при наличии защемленных;
характер подвижности защемленных фаз;
динамику изменения насыщенности защемленной фазы в процессе ее вытеснения;
времена установления равновесного состояния при фильтрации защемленной фазы;
поведение защемленных фаз при их вытеснении водогазовой смесью.
5. Экспериментально установить закономерности изменения проницаемости по
фильтрующейся фазе в присутствии защемленных фаз.
6. Исследовать влияние подвижности защемленных фаз на коэффициенты вытеснения, значения остаточной и начальной нефтенасыщенности.
Методы исследования. Лабораторное моделирование процессов образования и фильтрации капиллярно-защемленных фаз в микронеоднородных коллекторах в условиях приближенных к пластовым.
Научная новизна
Показано, что для сложнопостроенных коллекторов эффекты подвижности капиллярно-защемленной водо- и нефтенасыщенности влияют на закономерности двухфазной фильтрации за счет изменчивости значений неподвижных насыщенностей при изменении условий фильтрации.
Экспериментально установлена нелинейная зависимость объемной скорости фильтрации подвижной фазы от градиента давления, и определена кинетика защемления.
Показано, что при наличии капиллярно-защемленных водо- и нефтенасыщенности нефте- и водопроницаемость зависят от градиента давления, типа пористой структуры и характера смачиваемости внутрипорового пространства.
4. Установлена зависимость защемленного нефте-, водонасыщения от градиента давления для сложнопостроенных коллекторов с различным типом смачиваемости, отличающаяся от известных тем, что на характер зависимости оказывает влияние тип защемленной фазы, изменение смачиваемости и структуры порового пространства.
Практическая значимость
Экспериментально показано влияние КЗФ на важнейшие характеристики двухфазной фильтрации, что позволяет рекомендовать полученные результаты для совершенствования методик определения функций ОФП, коэффициентов вытеснения, ВОДО-, нефтенасыщенности, эффективной и динамической пористости по данным лабораторного моделирования. Предлагаемую методику также целесообразно использовать при лабораторном моделировании технологий увеличения коэффициентов вытеснения путем закачки различных реагентов. Результаты, полученные в работе, позволяют совершенствовать лабораторные методы подбора химических композиций для повышения качества вскрытия пластов и повышения продуктивности скважин за счет снижения содержания КЗФ и повышения проницаемости в околоскважинной зоне пласта.
Защищаемые положения
Экспериментально установленные закономерности фильтрации непрерывных фаз при наличии капиллярного защемления заключаются в нелинейности зависимости объемной скорости фильтрации от градиента давления, влиянии характера смачиваемости внутрипоровой поверхности на вид зависимости скорости фильтрации от градиента давления, кинетики достижения новых стационарных состояний при изменении градиента давления.
Нелинейный характер изменения проницаемости по фильтрующимся фазам от градиента давления при наличии капиллярного защемления, зависящий от смачиваемости коллектора и вида защемленной фазы.
Сложный характер зависимости насыщения защемленными фазами от градиента давления в непрерывных фазах, меняющийся при изменении структуры порового пространства и смачиваемости, а также типа защемленной фазы.
Влияние эффектов капиллярного защемления на коэффициент вытеснения, эффективную и динамическую пористости. Возможность доизвлечения капиллярно-защемленных фаз при использовании водогазового воздействия на пласт.
Апробация работы
Научные, методические и прикладные аспекты и результаты, использованные и полученные в диссертации, доложены на международной конференции молодых ученых « Молодежная наука - нефтегазовому комплексу» (Москва, 30-31 марта, 2004 г.), на международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» (Москва, 24-26 ноября, 2004 г.), на XLVIII научной конференции «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (Москва - Долгопрудный - Жуковский, 25-26 ноября, 2005 г.), на седьмой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», (Москва, 29-30 января 2007 г.), на Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», (Москва, 24-26 апреля 2007 г.), на научно-практической конференции «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы», (Москва, РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, ноябрь 2008 г.), на 2 Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, ОАО «ВНИИнефть», 15-16 сентября 2009 г.), на
научных семинарах ИПНГ РАН. Результаты работы обсуждались на научном семинаре компании Schlumberger.
Объем работы. Работа содержит введение, 4 главы текста, выводы и список используемой литературы. Общий объем работы составляет 178 страниц, в том числе 85 рисунков, 13 таблиц и список литературы из 75 наименований.
Работа выполнена в ИПНГ РАН. Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н., действительному члену РАЕН, проф. Михайлову Н.Н., который был идейным вдохновителем и постоянным наставником данной работы. Автор выражает глубокую признательность зам. директора по научной работе проф. Максимову В.М. за поддержку работы. Автор также признателен ведущим специалистам ИПНГ РАН докторам технических наук С.Н.Закирову, Э.С.Закирову, А.М.Свалову, В.А.Черных за ценные замечания, сделанные на этапе апробации работы.
Виды остаточного нефтенасыщения разрабатываемых пластов
Нефтенасыщение продуктивных пластов является одним из важнейших параметров; характеризующих; промышленную ценность коллектора эффективность систем: разработки; Изучению особенностей нёфтенасыщения; продуктивных пластов уделено большое внимание в фундаментальных работах по физике нефтяного пласта [1,2, 3; 4]. В. то же время в этих, исследованиях . основное внимание уделено начальному нефтенасыщению. В- процессе разработки природное (начальное) нефтенасыщение уменьшается. и возникает сложное по насыщенности, состояние, на- которое помимо чисто природных факторов; большое влияние оказывают и технологические: факторы, такие как режим разработки, условия: вытеснения, гидродинамическая неоднородность разрабатываемых пластов идр. , / .. Далее в; этой, главе , рассмотрим современные представления 6 нефтенасьгщении. разрабатываемых пластов; и: остаточном нефтенасыщении выработанных.
В природных: условиях продуктивные нефтеносные пласты насыщены нефтью , и водой. Существующее на начало разработки нефтенасыщение коллекторов (начальное или нашивное нефтенасыщение) складывалось в течение длительного геологического периода формирования залежей и, обусловлено совокупным действием всех процессов, происходящих в залежи в течение истории ее. образования; развития и трансформации. В зависимости от геологических условий степень насыщения нефтью продуктивных пластов:.. колеблется в широких пределах и определяется степенью вытеснения первоначально содержавшейся в пластах воды в процессе формирования залежи. Начальное нефтепасыщение природных пластов составляет от 30% и менее и до 90% и более порового объема [5]. Природная нефтенасыщенность в значительной степени определяется литологией коллектора и структурой порового пространства. Нефтенасыщение заглинизированных, структурно неоднородных, литологически изменчивых пластов, как правило, ниже, чем нефтенасыщение однородных пластов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами.
Помимо нефти во внутрипоровом пространстве природных пластов
находится остаточная вода, то есть вода, не вытесненная из коллектора в процессе формирования залежи. Насыщение природных пластов остаточной водой определяется значениями удельной поверхности, размерами пор, их количеством, поверхностными свойствами и литологией. , Если процесс формирования залежи не завершен и в настоящее время, то в природных пластах имеется существенное количество подвижной остаточной воды, которая с самого начала разработки поступает в скважины и извлекается на поверхность. Нефтенасыщение в таких пластах не превышает 50-55% [5].
На остаточную нефтенасыщенность (ОНН) разрабатываемых пластов существенное влияние оказывает не только величина начального нефтенасыщения, но и характер распределения остаточной воды и нефти в природных пластах.
Структура нефтенасыщенности природных пластов определяется поверхностными свойствами, микро- и макронеоднородностью пластов и их литологическим составом. В однородных пластах влияние поверхностных свойств обусловлено характером смачиваемости скелета пористой среды.
Для гидрофильных пород характерно заполнение мелких пор водой и непосредственный контакт водной фазы с большей частью поверхности скелета. Поэтому нефть как несмачивающая фаза занимает центры наиболее крупных пор, а также расширения средних поровых каналов. В гидрофильных природных пластах нефть и вода образуют непрерывные фазы [4, 5, б, 7].
Полностью противоположная картина наблюдается в гидрофобных породах, где преимущественно заполняются нефтью более мелкие поры, и имеет место непосредственный контакт нефти с большей частью внутрипоровой поверхности.
В процессе образования нефтяных залежей некоторые компоненты нефтей могут проникать через сплошную водную пленку и адсорбироваться на внутрипоровои поверхности, делая ее гидрофобной. Природная неоднородность внутрипоровои поверхности может привести к существенным вариациям типа смачиваемости в различных участках пор.
Иногда выделяют специальный тип избирательной смачиваемости -смешанную смачиваемость, при которой крупные поры, образующие сплошные пути покрыты пленкой адсорбированной нефти, более мелкие поры насыщены водой и являются гидрофильными [8]. Помимо поверхностных свойств, начальное распределение нефти и воды определяется также и фильтрационно-емкостными свойствами коллектора и его литологией. В настоящее время установлены устойчивые связи остаточной водонасыщенности с логарифмом проницаемости пласта и с его пористостью. В большинстве случаев наблюдается обратная зависимость остаточной водонасыщенности от фильтрационно-емкостных свойств: с их уменьшением остаточное водонасыщение возрастает [9].
В большинстве случаев с ростом заглинизированности коллектора статочная водонасыщенность увеличивается, так как глина является гидрофильной мелкопористой составляющей коллектора. Исключение составляют некоторые типы глин, например шамозитовая глина, которая по данным [8] гидрофобизует поверхность пор, так как ионы железа, входящие в ее состав, являются сильными активаторами. Коэффициент начального нефтенасыщения характеризует общую нефтесодержащую емкость коллектора, но не отражает структуру начальной нефтенасыщенности.
Структурные модели природного нефтенасыщения позволяют связать характер распределения нефти и воды с объемными характеристиками коллектора.
В чисто гранулярных коллекторах поровое пространство формируется преимущественно скелетной пористостью. В поровом пространстве гидрофильного чистого коллектора находится связанная вода в количестве 10-15 % для чистых песчаников и до 80% и более для чистых алевролитов. Остальная часть порового объема заполнена нефтью, незначительная часть которой может быть прочно связана внутрипоровои поверхностью. В гидрофобных коллекторах количество связанной воды уменьшается, а количество связанной нефти возрастает.
В заглинизированных коллекторах часть впутрипорового пространства может быть заполнена глинистой компонентой, которая в случае ее гидрофильности полностью насыщена остаточной водой, при гидрофобности глинистой компоненты она насыщена связанной и подвижной нефтью.
В природных условиях основная часть нефти, заполняющей поровое пространство, является подвижной. Неподвижная (связанная) нефтенасьпценность в природных условиях обусловливается нефтенасыщенностью замкнутой части порового объема (поры скелета, изолированные от проточных пор); адсорбированной на поверхности пор связанной нефтенасыщенностью и частично нефтенасыщенностью тупиковых, полупроточных пор. С ростом степени гидрофобизации величина связанной нефтенасыщенности растет. Расчеты [7] показывают, что в большинстве случаев значения неподвижной нефтенасыщенности в гидрофильных пластах не превышают 10-20%. В то же время опыт разработки [5] показывает, что остаточная нефтенасыщенность значительно больше указанных величин. Последнее обстоятельство связано с усложнением структуры остаточной (неподвижной) нефтенасыщенности в процессах заводнения пластов.
Требования к проведению экспериментов
Функции относительной фазовой проницаемости введены независимо двумя группами авторов - Виковым и,Ботсетом [22] и Маскетом и Мересом [23] в 1936г. Затем в 1937г. в совместной работе [24] всех четырех авторов аналитические соображения были дополнены результатами фильтрационных экспериментов по несмешивающейся фильтрации модельной смеси воды и воздуха или углекислоты в искусственной пористой среде (кварцевый песок). Именно с этого момента началась современная подземная многофазная гидромеханика. С этого времени не было предложено принципиально новой модели, за исключением уточнений на случай движения неньютоновских жидкостей, учета капиллярных эффектов, анизотропных свойств пористой среды и т.п.. Виков и Ботсет впервые получили вид ФОФП.
Леверетт первым [25] в 1939 году установил наиболее употребимое в подземной гидромеханике допущение о том , что ФОФП - однозначная функция насыщенности этой фазой. На основании собственных экспериментальных данных он ввел понятие функции капиллярного давления (ФЬСД) и, дал качественное описание капиллярных эффектов, происходящих при фильтрации- в пористом образце.
Представление Маскета [26] о механизме совместного течения двух несмешивающихся фаз в пористой среде состоит в том, что смачивающая жидкость занимает всегда мелкие поры и зоны гранулярного контакта, в остальных порах находится всегда несмачивающая жидкость. Как следствие такого описания — появляющаяся теоретически, наблюдаемая и замеряемая в экспериментах , остаточная насыщенность смачивающей фазой. На основании такой концепции дано физическое объяснение вида кривых ФОФП, основанное на том, что при уменьшении насьпценности смачивающей фазой ниже соответствующей началу совместного течения проницаемость для смачивающей фазы равна нулю. При обратном увеличении насьпценности и по достижении значения остаточной насьпценности движение фазы возобновляется — ФОФП становится отличной от нуля. Объяснял Маскет этот факт тем, что несмачивающая фаза всегда занимает область наименьшего сопротивления — центральную зону наиболее крупных капилляров.
Современные исследования касаются, в первую очередь, определения факторов, влияющих на вид ФОФП. Ведутся как экспериментальные работы [27] по определению факторов и степени их воздействия, так и математическое моделирование влияния распределения фаз [28]. В последнее время в подземной гидромеханике сформировалось направление, задачей которого является учет анизотропных свойств коллектора. При описании фильтрации в анизотропном коллекторе необходимо выработать подход к использованию ФОФП [29], [30]. Ввиду сложности экспериментов сейчас в основном делается математическое моделирование процессов» фильтрации в анизотропных пластах [31]. Ведутся исследования в области описания течения многофазной смеси в анизотропном коллекторе [32].
Для очень низкопроницаемых коллекторов общие законы гидромеханики или не действуют или действуют с большими ограничениями [33]. В случае очень низкой проницаемости влияние твердой среды, скелета породы, на свойства флюидов оказывается значительным [34]. Определение ФОФП для таких сред -особая, в настоящий момент практически не исследованная область.
В настоящее время начаты исследования факторов, влияющих на ФОФП при достаточно высоких пластовых давлениях, для смесей, содержащих воду и двухфазный углеводородный флюид (газ и жидкость). Такая система, часто встречающаяся на практике, характеризуется постоянным массообменном между газом и углеводородной жидкостью [35], описываемым с позиций гидротермодинамических моделей [36]. В этих условиях фильтрационная система-проявляет практически не изученные до настоящего времени особенности — сохраняется подвижность углеводородной жидкости, при насыщенностях, заведомо меньших порога гидродинамической подвижности. Эта область очень точных калориметрических экспериментов, позволяющих определить фазовые превращения в образце [37].
ФОФП и ФКД необходимы при моделировании процесса фильтрации. Можно определить ряд основных направлений применения многофазной гидродинамики, основывающихся назнаний ФОФП-и ФКД.
В первую очередь — проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. В настоящее время, ввиду дороговизны и трудоемкости классических методов определения ФОФП иногда их заменяют взятыми из литературы [38] и впоследствии, изменяют, подгоняя, основанные на ФОФП интегральные показатели под те, что получены в ходе реальной разработки.
Подобный подход может повлечь за собой неточную начальную интерпретацию фильтрационных процессов при выборе проекта разработки. Результатом подобной неточности, в конечном итоге, могут стать дополнительные капитальные вложения по корректировке технологии добычи. Применение приближенных к пластовым условиям ФОФП и ФКД, полученных осреднением ФОФП и ФКД, определенных для образцов из разных опытных скважин, позволит создать более точную картину фильтрационных процессов- при том или ином способе разработки месторождения.
Из исследований А\Т. Горбунова [39] известно, что форма ФОФП влияет на все показатели, характеризующие многофазную фильтрацию, на основании данных в [39] сделан вывод о размере ошибки при использовании модельных ФОФП, достигающей 60-83%.
С промысловой точки зрения ФОФП и ФКД встречаются на всем пути действий инженера от проектирования разработки месторождения до эксплуатации конкретной скважины этого месторождения.
Выявление зависимости скорости фильтрации подвижной фазы от градиента давления при наличии защемленной фазы
В этих экспериментах использовались две группы образцов: с Самотлорского месторождения и с Тимано-Печорского края, Восточно-Хаяхинское месторождения.
Самотлорская группа представляла собой три цилиндра диаметром 30 мм, тсрригснный коллектор (не трещиноватые), номера цилиндров: 9830-89, 9324-89, 120. Каждый из них длиной был тоже примерно по 30 мм, таким образом, отдельно образцы укрепить в кернодержателе было нельзя. Следуя описанной выше методике, было решено скомпоновать их вместе, общая длина составного образца получилась 99,6 мм. его пористость, также рассчитанная по методу, описанному выше, составила 0,23 доли единицы. Суммарный объем образца получился равен 70.37 см3, объем пор 15,996 см3.
Вторая группа - набор из четырех цилиндров, карбонатные, все с небольшой пористостью, номера цилиндров 147, 69, 220, 221, имеющие проницаемость по газу соотвегственно 0,17; 10; 22; 160 мД. Соответственно, размеры и пористость каждого: номер 220, длина - 30,7 мм, диаметр — 30,2 мм, пористость - 0,017 долей единицы; номер 221, длина — 30,3 мм, диаметр — 30,2 мм, пористость — 0,043 долей единицы; номер 147, длина- 31,1 мм, диаметр - 30,3 мм, пористость — 0,070 долей единицы; номер 69, длина - 31,3 мм, диаметр - 30,2 мм, пористость - 0,153 долей единицы. Исходя из длины каждого, было решено также собрать единый составной образец, состоящий из этих четырех цилиндров. Настораживало сильное различие в проницаемости каждого из них друг от друга, низкая проницаемость образца номер 69, а также низкая проницаемость и пористость 147. Как потом выяснилось, опасения были оправданы, фильтрация даже по пластовой воде не пошла ни при каких давлениях, пришлось все разобрать, вытащить этот цилиндр, заново собрать, продолжив испытания на трех оставшихся. Вновь собранный составной образец имел следующие характеристики: общая длина - 9,23 см, объем - 66,12 см", объем пор — 4,73 см , средняя проницаемость - 64мД, пористость - 0,07 долей единицы.
Это испытание было сделано для обоих групп образцов. Эксперимент проводился по методике, описанной в пункте 3.3 главы 2.
Первая группа образцов (Самотлорское месторождение) предварительно была насыщена искусственно сделанной пластовой водой с концентрацией соли натрий хлора 15,75 гр на литр дистиллированной воды, характерной для этого месторождения. Образцы были не совсем экстрагированы, в порах чуть оставалось остаточной нефти, которая судя по всему оказалась прочно связанной, так как во время проведения эксперимента по воде при 100% (условно) водонасыщенности на выходе из образца она не появилась, хотя цвет выходящей воды имел слегка желтоватый оттенок. Так как состав и свойства нефти с месторождения не были известны, ну и кроме того, сырой нефти не было в наличии, эксперимент с этой группой образцов решено было провести на керосине (модель нефти).
В ходе этого эксперимента выяснилось, что перепад давления на образце (или градиент давления) не является линейной функцией от скорости течения (фильтрации) керосина. Зависимость имеет явно нелинейный характер (смотрите рисунок 3.1), при увеличении скорости течения керосина имеет место отклонение к оси абсцисс.
Зависимость перепада давления на образце от объемной скорости течения (фильтрации) модели нефти (керосин) при наличии пластовой воды (на вход образца подавался только керосин на разных скоростях). Образцы до экстракции, Самотлорское месторождение.
После проведения этого испытания, составной образец был размонтирован, и отдельные цилиндры были отправлены на экстракцию. После экстракции были проведены повторные эксперименты на этих же образцах. Условия испытания были изменены (горное и пластовое давление), температура , также как и при предыдущем испытании, была комнатной. Интересовало, повториться ли эффект или нет. На этот раз было снято большее количество точек (больший диапазон скоростей). Результаты приведены на рисунке 3.2. Хоть и в меньшей степени, но эффект имеет место, отклонение с увеличениями скорости течения керосина по-прежнему в сторону оси абсцисс.
Зависимость перепада давления на образце от объемной скорости течения (фильтрации) модели нефти (керосин) при наличии пластовой воды (на вход образца подавался только керосин на разных скоростях). Образцы после экстракции, Самотлорское месторождение.
Вторая группа образцов (описанная выше) также была подвергнута этим исследованиям. Аналогичным образом, предварительно все образцы были насыщены пластовой водой, а до этого эксперимента не были экстрагированы от остатков прочно-связанной остаточной нефти. Соленость пластовой воды была другая для этих образцов (примерно 200 грамм / литр дистиллированной воды), соответствующая карбонатам залегания в той области. Эксперимент проводился аналогичным образом, по аналогии с экспериментом на предьщущей серии, в качестве модели нефти - керосин, температура - комнатная, давления были другие, образцы, как было описано выше, были менее пористые и проницаемые, что и доказал измеренный в этом эксперименте перепад давления на том же участке образца. Но более всего интересовал эффект перепада давления от скорости течения.
Зависимость перепада давления на образце от объемной скорости течения (фильтрации) модели нефти (керосин) при наличии пластовой воды (на вход образца подавался только керосин на разных скоростях). Образцы до экстракции, Тимано-Печорское месторождение.
Насколько видно из рисунка 3.3, эффект тоже есть, явно видно отклонение от линейности в сторону оси абсцисс, по аналогии с Самотлорским месторождением. Естественно, интересовало, сохранится ли нелинейный эффект при вытеснении модели нефти водой, то есть, обратный эксперимент. Он проводился на следующем этапе, после проведения этих (вьппе описанных экспериментов) по вытеснению воды моделью нефти.
Для Самотлорской группы образцов эксперименты такого рода не были проведены. Эти эксперименты были проведены для образцов второй группы (Тимано-Печорское месторождение). Эксперимент был проведен с той же целью, для обнаружения аналогичного эффекта по градиенту давления, с той разницей, что образцы до начала самого эксперимента были насыщены одновременно двумя фазами, условно, начальной нефтенасыщенностью при присутствии остаточной воды, полученной в ходе выполнения только что выше описанных экспериментов.
Влияние градиентов давления на коэффициенты вытеснения нефти водой и воды нефтью..
Эти эксперименты были сделаны одновременно с экспериментами по определению градиентов давления на образце и остаточных насыщенностей. Исследования по вытеснению воды моделью нефти были проведены на двух группах образцов, описанных выше. Как уже отмечалось неоднократно выше, время ожидания выхода на стационарный режим течения может достигать много часов, что отмечали многие экспериментальные группы. Соответственно, данный эксперимент был направлен также на определение времени выхода на стационарный режим при вытеснении одной фазы другой, а также на то, как изменится это промежуток времени при следующем увеличении скорости течения, до достижения следующего стационарного режима. Данные по времени выхода на новый стационарный режим течения для первой группы образцов приведены в ниже расположенной таблице:
Время, сек Рисунок 3.12. График зависимости времени выхода на стационарные режимы от номера ступеньки, образцы Тимано-Печорской группы, на оси ординат — перепады давления на образце, соответствующие данному стационарному режиму, цифры над точками - номера стационарных режимов.
Как мы можем видеть при этих измерениях на обоих группах образцов, имеется схожая тенденция - уменьшение времени выхода на следующий стационарный режим при следующем увеличении скорости, или что тоже самое, при следующем увеличении градиента давления. Но виды зависимостей отличаются, в случае первой группы образцов заметно очень сильное уменьшение времени выхода на второй стационарный режим после первого, а в случае второй группы уменьшение не настолько заметное. На самое главное, время наступления стационарного режима действительно может достигать многих часов, что и показал этот эксперимент. Соответственно, имеет смысл провести аналогичные исследования в будущем.
Эксперимент, аналогичный описанному в пункте 4.2, был проведен и при вытеснении нефти водой, одновременно с исследованиями по определению градиентов давления и остаточных насыщенностей. Это испытание было осуществлено на второй группе образцов (Тимано-Печора), цели и задачи были аналогичные , что и в пункте 4.2. Интересовало именно время выхода на стационарные режимы, и как оно будет меняться при следующих увеличениях градиента давления на образце. Данные по времени выхода на стационарные режимы для этой группы образцов приведены ниже:
Отсюда можно сделать вывод, что уменьшение времени выхода на следующие стационарные режимы имеет место и при вытеснении модели нефти водой. Если сравнить образцы второй группы при вытеснении воды нефтью (рисунок 3.12) и при вытеснении нефти водой (рисунок 3.13), то можно заметить, что во втором случае время выхода на стационарный режим увеличилось. Соответственно, данные исследования представляют интерес, и имеет смысл провести подобные эксперименты в будущем.
После проведения первой серии экспериментов с Самотлорскими образцами, было проведено их экстрагирование, после чего были сделаны аналогичные эксперименты с чистыми образцами. На рисунке 4.16 представлена зависимость коэффициента вытеснения воды нефтью от скорости фильтрации модели нефти. Как и в первом случае, имеется зависимость коэффициента вытеснения воды нефтью от скорости фильтрации керосина (модель нефти).
На рисунке 4.1 в представлена зависимость коэффициента вытеснения воды моделью нефти от скорости фильтрации нефти для другой группы образцов (карбонатный коллектор). Как мы видим, в этом случае также имеется сильная зависимость коэффициента вытеснения воды нефтью от скорости фильтрации керосина (модель нефти).
На рисунке 4.1 г показана зависимость коэффициента вытеснения модели нефти водой от скорости фильтрации воды. В этом случае имеется зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от скорости фильтрации воды (модель пластовой воды).
Ниже (рисунок 4.26) получили зависимость проницаемости по нефти в присутствии защемленной воды от перепада давления на образце для той же группы исследуемых образцов после проведения экстракции. Зависимость проницаемости от перепада давления на образце при наличии капиллярно-защемленной воды — не линейная. Наблюдается два режима - первый и второй.
