Способ определения фазовых проницаемостей Российский патент 2023 года по МПК G01N15/08 

Изобретение относится к области исследования фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности порового пространства в процессе многофазной фильтрации, используемых для определения продуктивности газоконденсатных и нефтегазовых скважин.

При снижении давления на забое скважины ниже давления начала конденсации, вокруг ствола скважины растет количество конденсата, что в большинстве случаев сопровождается значительным уменьшением коэффициентов продуктивности. Проницаемости в наиболее близкой зоне от скважины являются доминирующим фактором и определяют добычные характеристики. Снижение продуктивности скважин вызывает не только целый комплекс проблем при их эксплуатации, но и значительные осложнения в управлении разработкой залежей и в конечном счете снижение технико-экономических показателей. И наконец, уменьшение продуктивности газоконденсатных скважин зачастую является одной из основных причин их полной остановки и вывода из эксплуатации [Разработка и эксплуатация газовых месторождений, Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М., 2002]. Таким образом, проблема влияния неравновесности массообменных процессов на накопление ретроградного конденсата в прискважинных областях пласта требует объемных самостоятельных как экспериментальных, так и теоретических исследований.

Известно устройство для определения фазовых проницаемостей и соответствующих насыщенностей образцов горных пород по патенту РФ №2660772 (дата публикации: 10.07.2018, МПК: E21C 39/00), которое содержит кернодержатель с установленным в нем исследуемым образцом, суховоздушный термостат, рециркуляционные насосы, прибор обжима для создания пластового давления на образце, трубопроводную систему для подачи и отвода рабочих флюидов, оборудованную запорной арматурой, дифференциальный манометр с датчиками давления, измерительный сепаратор, состоящий из емкости для сепарирования поступающих флюидов по разности их плотностей, оборудованной системой контроля и измерения уровня границы раздела сред в состоянии термодинамического равновесия, при этом трубопроводная система содержит обводную линию промывки трубопровода на выходе из кернодержателя заданным соотношением флюидов для купирования в нем неучтенных изменений рабочих флюидов и все оборудование, включая рециркуляционные насосы, трубопроводную систему с обводной линией, сепаратор, кернодержатель с исследованным образцом, помещено в единый суховоздушный термостат, образуя замкнутую термодинамическую систему с исключением охлаждения рабочих флюидов при их рециркуляции в процессе фильтрации. Общими признаками известного и заявленного технических решений являются использование замкнутой системы рециркуляции (рециркуляционные насосы), сепаратор, а также учет объема вытесненого конденсата (изменений рабочих флюидов) с использованием трубок (трубопроводной системы) на выходе из кернодержателя до сепаратора (для подачи и отвода).

Однако, в известном техническом решении учет объема вытесненного флюида с использованием трубопроводной системы, содержащей обводную линию промывки трубопровода на выходе из керна кернодержателя осуществляют заданным соотношением флюидов для купирования в нем неучтенных изменений рабочих флюидов, что не позволяет в полной мере промыть весь флюид и соответственно учесть весь объем флюида. Также в известном техническом решении используется сепаратор с ультразвуковыми датчиками, что влияет на точность определения насыщенности при работе в системе газ–конденсат, когда плотности газа и конденсата близки. Техническое решение не позволяет достоверно определить условия (параметры) для проведения фильтрационных испытаний.

Согласно отраслевому стандарту ОСТ 39-235-69 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации», который выбран в качестве прототипа, оценивают фильтрационные сопротивления продуктивных пластов многофазной фильтрации в пластовых условиях путем определения фазовых проницаемостей при стационарной двух- и трехфазной фильтрации нефти, газа и воды. Стандарт регламентирует основные параметры проведения фильтрационных экспериментов и включает этапы: подготовка образца породы правильной геометрической формы, подготовленный из керна пласта, с ненарушенной структурой; поддержание в процессе фильтрационного эксперимента значений температуры и давления, соответствующих пластовому, при этом величина рабочего давления должна не менее, чем в 10 раз превышать величину перепада давления на всем образце; скорость совместного течения флюидов во время испытания выбирают исходя из значений промысловых скоростей перемещения фронта вытеснения, но не превышающую 2 м/сут.; при проведении испытаний используют пластовые пробы безводной нефти, пластового газа и пластовой воды, а также флюиды, применяемые в качестве рабочих агентов при разработке месторождения или используют рекомбинированные пробы, модель нефти; определяют вязкость нефти/определяют состав флюида; определение фазовых проницаемостей проводят на нескольких режимах различными соотношениями нефти, газа и воды при постоянной суммарной объемной скорости фильтрации трех фаз, при этом количество режимов должно быть не менее пяти: 100% нефти в потоке, 25% воды в потоке, 50% воды, 75% воды, 100% воды в потоке. Общими признаками заявленного и известного способов являются подготовка образца породы, подготовленного из керна пласта, определение давления для проведения испытаний, определение скорости для проведения испытаний, использование пластовых проб или рекомбинированных при испытаниях, проведение испытаний на разных режимах.

Однако в отраслевом стандарте используют проточные системы фильтрации, для которых, необходимо применять значительно большие объемы флюидов, поскольку они после фильтрации через колонку керна утилизируются. Также ОСТ не предусматривает определение соотношения фаз на разных режимах совместной фильтрации, что не позволяет равномерно охарактеризовать область двухфазной фильтрации. ОСТ предусматривает проведение фильтрационных испытаний при пластовом давлении, но не предусматривает исследования при давлении в области образования конденсата (ниже давления начала конденсации) вокруг скважины. ОСТ не учитывает оценку влияния скорости потока на определение фазовой проницаемости и остаточной нефтенасыщенности. В отраслевом стандарте применяются разные методы измерения насыщенности, например, гравиметрический, электрического сопротивления, рентгеновского сканирования.  Отсутствие минерализованной воды, например, в системе нефть-газ ограничивает линейку известных методов измерений насыщенности. Метод рентгеновского сканирования предполагает использование маркирующих добавок, которые оказывают влияние на межфазное натяжение между флюидами особенно в системе газ-конденсат.

Предлагаемое техническое решение позволяет выполнять измерения фазовых проницаемостей и насыщенности флюидом образцов горных пород независимо от фазового состава системы флюидов (системы; нефть-газ, газ-конденсат), а также способствует повышению точности определения фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности.

Технической проблемой предлагаемого технического решения является совершенствование способа определения фазовых проницаемостей.

Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности и достоверности определения фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности образцов керна, повышение продуктивности скважин и увеличение добычи нефти, а также снижение объема используемого флюида.

Технический результат достигается за счет того, что способ определения фазовых проницаемостей включает следующие этапы (первый вариант):

- определение параметров проб пластовых флюидов, включая по меньшей мере PVT -свойства флюида, состав флюида;

- подготовка образцов керна;

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- не менее двух значений давления для проведения фильтрационных испытаний,

- диапазон скоростей потока газоконденсатной смеси характерных для области вблизи скважины,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний для не менее двух значений давления, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации;

- определение фазовых проницаемостей путем проведения фильтрационных испытаний при условиях, которые были определены на предыдущем этапе с использованием образцов керна, при этом при проведении фильтрационных испытаний:

- используют замкнутую систему рециркуляции, оптический сепаратор,

- учитывают объем вытесненного флюида в выходной линии кернодержателя до оптического сепаратора путем прокачки дополнительного объема газа через обводную линию промывки после каждого режима совместной стационарной фильтрации,

- выполняют режимы фильтрационных испытаний для по меньшей мере двух давлений, и при этом каждый режим выполняют на по меньшей мере двух скоростях из диапазона скоростей потока газоконденсатной смеси характерных для области вблизи скважины.

Также технический результат достигается за счет того, что способ определения фазовых проницаемостей включает следующие этапы (второй вариант):

- определение параметров проб пластовых флюидов, включая по меньшей мере вязкость флюида;

- подготовка образцов керна;

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- значение давления для проведения фильтрационных испытаний,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации;

- определение фазовых проницаемостей путем проведения фильтрационных испытаний при условиях, которые были определены на предыдущем этапе с использованием образцов керна, при этом при проведении фильтрационных испытаний:

- используют замкнутую систему рециркуляции, оптический сепаратор,

- учитывают объем вытесненного флюида в выходной линии кернодержателя до оптического сепаратора путем прокачки дополнительного объема газа через обводную линию промывки после каждого режима совместной фильтрации,

Также технический результат достигается за счет того, что система для определения условий фильтрационных испытаний для проведения фазовых проницаемостей, включающая по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции выполняет следующие этапы (система по первому варианту):

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- не менее двух значений давления для проведения фильтрационных испытаний,

- диапазон скоростей потока газоконденсатной смеси характерных для области вблизи скважины,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний для не менее двух значений давления, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации.

Также технический результат достигается за счет того, что система для определения условий фильтрационных испытаний для проведения фазовых проницаемостей, включающая по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции выполняет следующие этапы (система по второму варианту):

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- значение давления для проведения фильтрационных испытаний,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации.

Также технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель, содержащий компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор выполняет следующие операции (машиночитаемый носитель по первому варианту):

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- не менее двух значений давления для проведения фильтрационных испытаний,

- диапазон скоростей потока газоконденсатной смеси характерных для области вблизи скважины,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний для не менее двух значений давления, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации.

Также технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель, содержащий компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор выполняет следующие операции (машиночитаемый носитель по второму варианту):

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- значение давления для проведения фильтрационных испытаний,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации.

Таким образом, технический результат достигается за счет того, что используют не менее шести ключевых режимов фильтрации, которые обеспечивают полное представление о фазовой проницаемости во всем диапазоне насыщенности. Также определяют соотношение фаз на разных режимах совестной фильтрации, что позволяет равномерно охарактеризовать область двухфазной фильтрации. То есть, повышают точность и достоверность определения фазовой проницаемости. Использование режимов фильтрации меньше шести, а также использование режимов совместной фильтрации меньше трех не позволяет равномерно охарактеризовать область двухфазной фильтрации и не позволят учесть все основные параметры водонасыщенности / конденсатонасыщенности / газонасыщенности, что влияет на точность и достоверность определения фазовых проницаемостей. Способ также учитывает влияние скорости потока на определение фазовой проницаемости и остаточной нефтенасыщенности, что позволяет учитывать условия вблизи скважины. Способ позволяет определять фазовые проницаемости на разных режимах истощения пласта по давлению в процессе разработки залежи. Также способ за счет использования замкнутой системы рециркуляции и оптического сепаратора позволяет сократить расход рабочих агентов фильтрации и повысить точность и достоверность определения фазовой проницаемости и насыщенности, и соответственно за счет учета динамики флюида позволяют эффективно разрабатывать месторождения. Учет влияния скорости фильтрации на относительные проницаемости и характер распределения насыщенности пористой среды в призабойной зоне скважин (критической насыщенности) в системе газ-конденсат существенно совершенствует определение проницаемости по газу, таким образом, может быть снижено негативное воздействие конденсатной «блокады», что способствует повышению продуктивности скважин и в целом управлению разработкой залежей.

Предлагаемый способ позволяет повысить продуктивность скважины с учетом разных режимов эксплуатации, то есть за счет определения фазовых проницаемостей на разных режимах давления и различных скоростных режимах (для систем газ-конденсат, первый вариант), которые позволяют адаптировать гидродинамическую модель (ГДМ) и определить эмпирические коэффициенты в модели ОФП (уравнение 1) как функции капиллярного числа (функция преобразования относительной проницаемости от несмешивающейся до смешивающейся кривой). Соответственно, снизить негативное воздействие «конденсатной блокады» и повысить продуктивность скважин.

где

k_rj – относительная фазовая проницаемость,

N_cnj – нормализованное капиллярное число,

n_j – константа, при этом определяется экспериментально,

k_rbj – относительная фазовая проницаемость для несмешивающегося режима,

k_rmj – относительная фазовая проницаемость в режиме смесимости.

То есть скорости потока влияют на фазовую проницаемость и остаточную насыщенность. Как только капиллярное число становится выше порогового значения, критическая насыщенность уменьшается:

где

S_rbj – остаточное насыщение фазы, определенное с помощью специальных исследований керна,

m_j – константа, при этом определяется экспериментально,

N_cnj – нормализованное капиллярное число (Ncbp/Ncp), где Ncbp это базовое капиллярное число, которое задает нижнее пороговое значение. Данный параметр определяется экспериментально, Ncp – рассчитанное капиллярное число.

То есть можно сделать вывод, что эффект от влияния капиллярного числа на фазовые проницаемости коллектора может оказать определенное воздействие и на характер распределения насыщенности пористой среды в призабойной зоне скважин, а именно снизить остаточную насыщенность конденсатом за счет преобладания вязкостных сил над капиллярными с увеличением капиллярного числа, при скоростях потока, характерных для области вблизи скважины. Таким образом, используя различные скорости фильтрации можно получить фазовую проницаемость и насыщенность, которые позволят увеличить подвижность флюида, и таким образом, снизить негативное воздействие «конденсатной блокады», что позволит повысить продуктивность скважин, и увеличить добычу флюида. То есть, используя предложенное изобретение достигается технический результат, заключающийся в повышение точности и достоверности определения фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности образцов керна, а также повышение эффективности разработки месторождения (повышению продуктивности скважин и увеличению добычи нефти).

Определение не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации могут осуществлять по формуле: ,

где – доля распределения потоков фаз (газ и конденсат/газ и нефть),

– соотношение подвижностей газа и конденсата/нефти, при этом ,

– подвижность газа, при этом ,

– подвижность конденсата/нефти, при этом ,

– фазовая проницаемость по газу,

– вязкость газа,

– фазовая проницаемость по конденсату/нефти,

– вязкость конденсата/нефти.

То есть .

В зависимости от типа флюида, при разработке продуктивного объекта, а именно газоконденсатного (система «газ - конденсат») или нефтегазового (система «нефть - газ»), используют свой вариант определения доли распределения потоков фаз, то есть при газоконденсатном флюиде используют параметры газа и конденсата (соотношение подвижностей газа и конденсата: проницаемости газа и конденсата и вязкости газа и конденсата), а для нефтегазового объекта используют параметры газа и нефти (соотношение подвижностей газа и нефти: проницаемости газа и нефти, вязкости газа и нефти). Для определения доли распределения потока фаз соотношение фазовых проницаемостей используют равным 1, а также другие значения на порядок меньше чем 1 и на порядок больше, например 0,1 – 0,2 и от 10 до 50 в зависимости от возможности установки. Такие значения позволяют равномерно охарактеризовать область двухфазной фильтрации фаз, зависимость от насыщенности которых основана на приближении к фундаментальной степенной функции. Вязкость флюида могут получить на основе проведения лабораторных физико-химических и/или термодинамических и/или аналитических исследований проб. Таким образом, получают не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации, то есть значений доли распределения потоков фаз (например, если получаем значение 5%, это означает, что 5% - конденсат, а остальные 95% - газ или, если получаем значение 40%, это означает, что 40% - газ, а остальные 60% - нефть).

В заявляемом изобретении предварительно могут получать пробы пластового флюида, отобранные с месторождения, при этом пробы могут являться глубинными и/или устьевыми.

При подготовке образцов керна могут проводить контроль ненарушенной структуры и отбраковку образцов с дефектами. Контроль ненарушенной структуры и отбраковку образцов с дефектами могут осуществлять методом компьютерной томографии.

Определение параметров проб пластовых флюидов могут осуществлять путем проведения лабораторных физико-химических и/или термодинамических и/или аналитических исследований проб. Также параметры проб пластовых флюидов могут получить из заранее подготовленной базы данных по параметрам исследуемых реальных проб.

Для газоконденсатного флюида при определении одного значения давления из не менее двух значений могут определить равным давлению максимальной конденсации. А для нефтегазового флюида при определении значения давления его могут определить равным пластовому давлению.

Дополнительно при определении условий фильтрационных испытаний могут определить температуру проведения фильтрационных испытаний. При этом, температура проведения испытаний может быть равна температуре пласта.

Для системы «газ-конденсат» также при определении значений давления для выполнения фильтрационных испытаний может быть меньше давления начала конденсации.

При реализации изобретения не менее шести режимов фильтрационных испытаний могут включать следующие режимы: определение фазовой проницаемости по газу при остаточной водонасыщенности, определение фазовой пронимается по нефти при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной конденсатонасыщенности/нефтенасыщенности, определение фазовой проницаемости по конденсату/нефти при критической или остаточной газонасыщенности и не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации. Дополнительно не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режим определения фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной конденсатонасыщенности в режиме дренажа для оценки влияния гистерезиса на относительную проницаемость по газу.

Для учета влияния концевых капиллярных эффектов, каждый режим фильтрационных испытаний могут выполнять на трех скоростях из диапазона скоростей потока газоконденсатной смеси вблизи скважины. То есть, для каждого, например, из шести режимов фильтрационных испытаний проводятся испытания на трех разных скоростях.

Оптический сепаратор могут использовать с видеофиксацией уровня раздела на границе фаз, что позволяет проводить измерения насыщенности для системы жидкость-газ с близкими плотностями.

Дополнительно при проведении фильтрационных испытаний могут использовать капиллярный вискозиметр, установленный параллельно кернодержателю, что позволяет отслеживать вязкость флюида непосредственно в ходе эксперимента.

Значения полученных фазовых проницаемостей могут относить к величине проницаемости для газа при 100% газонасыщености/нефтенасыщенности, например KRG =

где KRG - относительная фазовая проницаемость по газу при остаточной водонасыщенности,

KG - фазовая проницаемость по газу,

KG(SWL) - фазовая проницаемость по газу при остаточной водонасыщенности.

Изобретение поясняется следующими фигурами:

Фиг. 1 – Составы пластовых флюидов скважины N, где красная линия - пластовый флюид (ПФ) по результатам ГКИ (газоконденстаные испытания), синяя - рекомбинированная проба (смесь),

Фиг. 2 – Результаты томографического сканирования образца, проекции 0°, 90° и поперечный слайс: а) однородный образец, б) слоистая неоднородность,

Фиг. 3 – Сопоставление межфазного натяжения на границе раздела газ-конденсат от давления,

Фиг. 4 – Сопоставление перепада давления на составной колонке керна от суммарного расхода потока,

Фиг. 5 – Определение режимов фильтрационных испытаний,

Фиг. 6 – График влияния капиллярного числа (скорости потока) Nс на остаточную насыщенность,

Фиг. 7 – График влияния капиллярного числа Nс на кривые относительных фазовых проницаемостей,

Фиг. 8 – Результат определения относительных фазовых проницаемостей по газу и конденсату,

Фиг. 9 – График зависимости перепада давления от общего расхода.

На фигурах приняты обозначения:

KRG - относительная фазовая проницаемость по газу при остаточной водонасыщенности,

KRO - относительная фазовая проницаемость по нефти при осадочной водонасыщенной,

KRORG - относительная фазовая проницаемость по конденсату/нефти при критической/остаточной газонасыщености,

SGCR - критическая/остаточная газонасыщеность,

KRGR - относительная фазовая проницаемость по газу при критической/остаточной конденсатонасыщености/нефтенасыщенности,

SOGCR - критическая/остаточная конденсатонасыщеность/нефтенасыщенность,

SWL - остаточная водонасыщенность.

Способ реализуют следующим образом.

Определение параметров проб пластового флюида. Пробы пластового флюида предварительно могут отобрать с месторождения. Могут быть отобраны пробы глубинные и/или устьевые. Дополнительно, при необходимости могут быть созданы рекомбинированные пробы/рекомбинированая проба пластового флюида, при этом тогда далее в способе используют эти рекомбинированные пробы или рекомбинированню пробу, при этом предварительно их подгатавливают в условиях аналогичным пробам, отобранным с месторождения. Определение параметров проб пластовых флюидов могут осуществлять путем проведения лабораторных физико-химических и/или термодинамических и/или аналитических исследований проб.

В конкретном примеры реализации способа (по первому варианту) были получены пробы пластового флюида, отобранные при исследовании скважины N месторождения ГК ПАО «Газпром нефть». В процессе исследования скважины были отобраны пробы газа сепарации и нестабильного конденсата (газоконденсатный флюид/система газ-конденсат) для дальнейшего проведения лабораторных физико-химических, термодинамических и аналитических исследований с целью определения параметров проб. Отобранные пробы проверены на качество и после проведены комплексные лабораторные исследования с расчетом компонентно-фракционного состава добываемого пластового флюида, а также исследования его фазового поведения. Дополнительно из отобранных проб были получены рекомбинированные пробы пластового флюида для выполнения фильтрационных испытаний при различных заданных условиях (ниже давления начала конденсации). Параметры пробы, в том числе состав, вязкость, межфазное натяжение и PVT-свойста рекомбинированной пробы пластового флюида могут определить любым известным способом, в т.ч. с использванием известных установок.

В результате исследований проб:

- определены дебиты скважины по газу сепарации, нестабильному, стабильному и дегазированному конденсатам и воде,

- определен подробный компонентно-фракционный состав добываемого флюида,

- определено давление начала и максимальной конденсации рекомбинированного пластового флюида, рассчитаны кривые контактной и контактно-дифференциальной конденсации, пластовые потери, коэффициент извлечения конденсата. На каждой ступени снижения давления определены составы извлекаемого из PVT-ячейки газа, характеризующего добываемое скважиной сырье на разных этапах разработки. Также определены плотность, вязкость и межфазное натяжение рекомбинированного пластового флюида при различных условиях.

Пример расчета соотношения объемов газа сепарации и нестабильного конденсата для пластовых флюидов, а так же сопоставление составов пластовых и рекомбинированных флюидов приведены в таблице 1 и на фиг. 1. На графике (фиг. 1) показана хорошая сопоставимость составов пластовых и рекомбинированного флюидов.

Таблица 1. Расчет объемов газа сепарации и нестабильного конденсата для рекомбинации пластового флюида скважины N месторождения ГК «ПАО «Газпром нефть»

Параметры Единицы измерения Загружаемый газ сепарации (ГС) Загружаемый нестабильный конденсат (НК) Полученная рекомбинированная смесь (РС) Пластовые условия Температура °С 104,0 Давление (абсолютное) МПа 59,20 кгс/см² 603,7 Сепаратор Температура °С 17,1 - Давление (абсолютное) МПа 4,93 - кгс/см² 50,3 - Конденсатогазовый фактор промыслового сепаратора см³/м³ 248,3 - Плотность при ст. условиях кг/м³ 0,7777 - - при условиях сепарации кг/м³ - 716,6 - Массовое соотношение промысловое - 0,81381 0,18619 1,00000 Условия
загрузки Температура °С 35,0 25,0 110,2 Давление
(абсолютное) МПа 15,10 70,10 кгс/см² 154,0 714,8 Объем при условиях загрузки см³ 644,78 28,12 328,63 Плотность при условиях загрузки кг/м³ 139,32 719,56 334,92 Масса загрузки г 89,83 20,23 110,06 Массовое соотношение загрузки - 0,81616 0,18384 1,00000 Отклонение массового соотношения % 0,29 -1,27 - Конденсатогазовый фактор загрузки (при условиях сепарации) см³/м³ 244,4 Давление начала конденсации (абсолютное) МПа 43,25 Давление максимальной конденсации МПа 14 Отклонение давления начала конденсации от пластового МПа -15,95 % -26,94

Подготовка образцов керна к испытанию. При подготовке образцов керна могут проводить контроль ненарушенной структуры и отбраковку образцов с дефектами для корректного проведения фильтрационных испытаний. Контроль ненарушенной структуры и отбраковку образцов с дефектами могут осуществлять методом компьютерной томографии.

Объектом испытания в примере реализации является составной образец породы правильной геометрической формы с известными значениями абсолютной проницаемости и открытой пористости, приготовленный из керна изучаемого пласта и ориентированный параллельно напластованию. Общие требования к подготовке образцов приведены в ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации». Контроль ненарушенной структуры и отбраковка образцов с дефектами (слоистая неоднородность, включения, трещины) осуществляется методом компьютерной томографии (фиг. 2). Таким образом, образец керна б) оказался неоднородным и был отбракован. Образец а) оказался однороным и пригодным для проведения испытаний.

Далее определяют условия (параметры) для проведения фильтрационных испытаний, с помощью которых определяют фазовые проницаемости. В случае если флюид представляет собой газоконденстапный тип (система газ - коденсат, то есть способ по первому варианту), то определяют не менее двух значений давления для проведения фильтрационных испытаний; диапазон скоростей потока газоконденсатной смеси, характерных для области вблизи скважины; не менее шести режимов фильтрационных испытаний для не менее двух значений давления, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации. А если флюид представляет собой нефтегазовый тип (система нефть-газ, то есть способ по второму варианту), то определеют значение давления для проведения фильтрационных испытаний и не менее шести режимов фильтрационных испытаний, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации. Давление испытаний выбирается так, чтобы соответствовать условиям фильтрации газоконденсатной смеси в призабойной зоне скважины, когда скважина находится на стадии снижения дебита, при давлениях, наибольшего конденсатообразования вокруг скважины. То есть для газоконденсатного флюида при определении одного значения давления из не менее двух значений могут определить равным давлению максимальной конденсации. А для нефтегазового флюида при определении значения давления его могут определить равным пластовому давлению. Для системы газ-конденсат определение зависимости фазовой проницаемости по газу от капиллярного числа, так же достигается увеличением порового давления в образце, чтобы понизить межфазное натяжение конденсат - газ и высокой скоростью вытеснения газом. Поэтому дополнительно предусмотрены режимы фильтрации при более высоких поровых давлениях с более низким межфазным натяжением на поверхности раздела фаз газ – конденсат, то есть значения давлений (от 1 и более) должны быть ниже давления начала конденсации.

Условия испытаний должны обеспечивать сохранение или воспроизведение естественных физико-химических характеристик системы порода - пластовые флюиды, поддержание в процессе эксперимента значений температуры и давления, ожидаемые при опытно – промышленной эксплуатации скважин данного месторождения. Поэтому исследования могут выполнять при темепартуре пласта.

Количество режимов определяется исходя из необходимых требований, должно быть не менее шести: например, определение фазовой проницаемости по газу (KRG) при остаточной водонасыщености (SWL); определение фазовой проницаемости по газу (KRGR) при критической/остаточной конденсатонасыщености/нефтенасыщенности (SOGCR) (пропитка); определение фазовой проницаемости по конденсату/нефти (KRORG) при критической/остаточной газонасыщености (SGCR); определение фазовой проницаемости по газу (KRGR) при критической/остаточной конденсатонасыщености/нефтенасыщенности (SOGCR) (дренаж); а также не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации, которые могут определять по формуле: .

Скорость потока газоконденсатной смеси при выполнении фильтрационных испытаний в лабораторных условиях необходимо выбирать, исходя из реальных или ожидаемых при разработке изучаемого объекта, а также обеспечения линейного режима фильтрации потока. Диапазон скоростей может быть выбран в следующем порядке: сначала выбирают рабочую скорость фильтрации Qбаз, которая выбирается экспертно в каждом конкретном случае в зависимости от ожидаемых проектных скоростей. На каждом режиме фильтрации для учета концевых эффектов фильтрация может выполняться на 3-х скоростях Qбаз ±25%. Таким образом, получают диапазон скоростей, в котором определяют скорости для проведения испытаний.

Например, согласно таблице 1 определили температуру проведения испытаний, которая равна температуре пласта - 104°С. Давление испытаний выбирается так, чтобы соответствовать условиям фильтрации газоконденсатной смеси в призабойной зоне скважины, когда скважина находится на стадии снижения дебита, при давлениях, наибольшего конденсатообразования в призабойной зоне скважины, таким образом давление Р=14 МПа (см. таблицу 1). Дополнительно предусмотрены режимы фильтрации при более высоких поровых давлениях (определили равным Р=30 МПа) с более низким (0,84 мН/м) межфазным натяжением на поверхности раздела фаз газ – конденсат (фиг. 3 ), то есть дополнительное давление должно быть ниже давление начала конденсации (в нашем случае 43,25 МПа по таблице 1), но выше давления максимальной конденсации (14 МПа). В нашем примере были выбраны два давления, в других реализациях изобретения могут быть выбраны более двух давлений. Количество давлений выбирается исходя из требований и возможностей установок, на которых будут проводиться фильтрационные испытания. Для дополнительных выбранных давлений (у нас 30 МПа) также опрдеделили параметры пробы, в частности вязкости. Количество режимов определили в следующем виде:, определение фазовой проницаемости по газу (KRG) при остаточной водонасыщености (SWL); определение фазовой проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности (для системы нефть - газ); определение фазовой проницаемости по газу (KRGR) при критической/остаточной конденсатонасыщености/нефтенасыщенности (SGCR) (пропитка); определение фазовой проницаемости по конденсату/нефти (KRORG) при критической/остаточной газонасыщености (SGCR); определение фазовой проницаемости по газу (KRGR) при критической/остаточной конденсатонасыщености/нефтенасыщенности (SOGCR) (дренаж); и не менее трех режимов совместной фильтрации в области двухфазной фильтрации (Фиг.5). Определяют не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации равновесной смеси газа и конденсата в области двухфазной фильтрации при выбранных давлениях, которые обеспечивают равномерно распределенные значения K_rg/K_ro в диапазоне совместной фильтрации по формуле: = . То есть, исходя из этапов выше, в которых определили вязкости флюида для различных давлений, получили параметры для определения не менее трех режимов совместной фильтрации, представленные в таблицах 2 и 3.

Таблица 2. Параметры для проведения испытаний при давлении 14 МПа

Температура, °С 104,0 Поровое давление, МПа 14,0 Вязкость газа, мПа*с 0,0196 Вязкость конденсата, мПа*с 0,199

Таблица 3. Параметры для проведения испытаний при давлении 30 МПа

Температура, °С 104,0 Поровое давление, МПа 30,0 Вязкость газа, мПа*с 0,0428 Вязкость конденсата, мПа*с 0,128

Определение не менее трех режимов стационарной фильтрации могут осуществлять следующим образом.

Выбирают соотношение фазовых проницаемостей, равным еденице = 1, соотношение вязскостей для давления 14 МПа . Тогда . То есть в одном из трех режимов совместной стационарной фильтрации определяются фазовые проницаемости по конденсату, по газу и соответствующая им конденсатонасыщенность, а именно соотношение составляет 9% конденсата и 91% газа. Подобным образом определяются остальные режими совместной фильтрации.

В таблице 4 представлены результаты определения не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации для двух давлений.

Таблица 4. Результаты определения режимов совместной стационарной фильтрации

Krg/ Kro fo Полученный режим совместной стационарной фильтрации  14 МПа 10 1% Соотношение потоков (фаз) 1%/99% 1 9% Соотношение потоков (фаз) 9%/91% 0,23 30% Соотношение потоков (фаз) 30%/70% 30 МПа 10 3% Соотношение потоков (фаз) 3%/37% 1 25% Соотношение потоков (фаз) 25%/75% 0,23 59% Соотношение потоков (фаз) 59%/41%

Скорость потока (или капиллярного числа) газоконденсатной смеси при выполнении фильтрационных испытавний в лабораторных условиях необходимо выбирать, исходя из реальных или ожидаемых при разработке изучаемого объекта, а так же обеспечения линейного режима фильтрации потока (фиг. 4). Каждый режим фильтрации продолжать до достижения стационарного (установившегося) состояния, фиксируемого по стабилизации показаний дифференциального манометра Δp, стабилизации насыщености путем фиксации замеров в оптическом сепараторе. На каждом режиме фильтрации для учета концевых эффектов фильтрация выполняется на 3-х скоростях Qбаз ±25% (выбирается эмпирически в зависимости от ожидаемых проектных скоростей, полученных на основе моделирования объекта), где Qбаз – рабочая скорость фильтрации. В нашем случае Qбаз = 4,57 см³/ч, а диапазон скоростей потока равен 3,43 - 5,71, при этом каждый режим фильтрации выполняют на 3-х скоростях (3,43 см³/ч, 4,57 см3/ч и 5,71 см3/ч). Для режима определения фазовой проницаемости по газу (KRGR) при критической/остаточной конденсатонасыщености (SOGCR) (дренаж) фильтрацию осуществляют на трех и более скоростях фильтрации: базовой и двух повышенных скоростях, например, Qбаз, 3*Qбаз, 10*Qбаз. То есть, если выбран режим определения фазовой проницаемости по газу при критической/остаточной конденсатонасыщенности диапазон скоростей тогда будет составлять от Q по 10Q, при этом на всех режимах фильтрации (кроме дополнительного режима определения фазовых проницаемостей по газу при критической/остаточной водонасыщенности – дренаж) испытания осуществляют на трех следующих скоростях: Q, Q-25%, Q+25%.

В таблице 5 представлены полученные условия для проведения фильтрационных испытаний для давления 14 МПа.

Таблица 5. Порядок и условия выполнения режимов испытания при совместной стационарной фильтрации для определения относительных фазовых проницаемостей в системе газ-конденсат при давлении 14 МПа

Для давления 30МПа были определены аналогчиные режимы, только отличающиеся стационарными совместными режимами со своим соотношением, указанным в таблице 4.

Далее определяют фазовые проницаемости путем проведения фильтрационных испытатний при условиях, которые были определены на предыдущем этапе с использованием подготовленных образцов керна, при этом при проведении фильтрационных испытаний:

- используют замкнутую систему рециркуляции, оптический сепаратор,

- учитывают объем вытесненого флюида в выходной линии кернодержателя до оптического сепаратора путем прокачки дополнительного объема газа после каждого режима совместной стационарной фильтрации,

- выполняют режимы фильтрационных испытаний для по меньшей мере двух давлений, и при этом каждый режим выполняют на по меньшей мере двух скоростях из диапазона скоростей потока газоконденсатной смеси вблизи скважины.

Использование замкнутой системы рециркуляции решает проблему влияния неравновесности массообменных процессов в системе жидкость - газ в процессе фильтрации, так же замкнутая система позволяет использовать для измерений небольшие количества флюидов в объеме 1 л. Могут спользовать оптический сепаратор с видеофиксацией уровня раздела на границе фаз для определения насыщенности с близкими плотностями.

Выполненение дополнительных режимов фильтрации на различных скоростях для учета капиллярных концевых эффектов позволяет повысить достоверность определения относительных фазовых проницаемостей, а также обеспечить отсутствие инерционных нелинейных эффектов высокоскоростного потока при этих скоростях.

То есть, на этом этапе проводят фильтрационные испытания на условиях, которые были определены на предыдущем этапе. Дополнительные эксперименты по определению проницаемостей на более высоких давлениях (ниже точки росы) позволяет определить эмпирические коэфициенты в модели ОФП (уравнение 1) как функции капиллярного числа. На фиг. 7 представлен график влияния капиллярного числа Nс на кривые относительных фазовых проницаемостей (изменение кривой относительной проницаемости от несмешивающейся (синяя линия) до смешивающейся кривой (красная). Фазовая проницаемость с ростом капиллярного числа увеличивается.

В нашем примере проводят испытания на 7 режимах для разных давлений 14 МПа и 30 МПа, то есть всего 14 режимов фильтрции. При этом, каждый режим проводят на 3-ех скоростях фильтрации (указано выше).

В таблице 6, на фиг. 6 и на фиг. 8 представлены результаты проведения испытаний. Аналогично были получены результаты испытний для давления 30МПа. На фиг. 8 видим смещение относительных фазовых проницаемостей, а также влияние порового давления на характер кривой фазовой проницаемости.

Таблица 6. Результаты проведения испытаний при 14МПа

№ режима испытания Насыщен ность конденсатом,% Насыщенность газом,% Проницаемость по конденсату, мД Относительная проницаемость по конденсату Проницаемость по газу, мД Относительная проницаемость по газу Доля конденсата в потоке 1 0,000 56,38 0,0000 0,0000 0,1149 1,0000 0% 2 7,736 48,64 0,0000 0,0000 0,0246 0,2140 0% 3 11,974 44,41 0,0016 0,0136 0,0111 0,0965 1% 4 18,013 38,37 0,0043 0,0370 0,0031 0,0272 9% 5 21,397 34,98 0,0094 0,0817 0,0016 0,0138 30% 6 27,777 28,60 0,0502 0,4372 0,0000 0,0000 100% 7,1 9,662 46,72 0,0000 0,0000 0,0224 0,1952 0% 7,2 7,611 48,77 0,0000 0,0000 0,0307 0,2674 0% 7,3 6,244 50,14 0,0000 0,0000 0,0389 0,3383 0%

По результатам фильтрационных испытаний фазовых проницаемостей на различных скоростях для каждого соотношения фаз в потоке строят график зависимости перепада давления от общего расхода, который обычно имеет линейный вид (фиг. 9). Смещение ненулевого перепада вычитается из измеренных перепадов давления. Скорректированные перепады давления используются в расчетах проницаемости. На фиг. 8 показан результат определения относительных фазовых проницаемостей по газу и конденсату. Результат наглядно демонстрирует влияние давления эксперимента на характер поведения кривых относительных фазовых проницаемостей. Далее два набора кривых используются для определения эмпирических коэффициентов в модели ОФП как функции капиллярного числа. Видно, что при фильтрации газа при увеличении скорости насыщенность снижается, а фазовая проницаемость по газу растет (режимы 7.1-7.3), что говорит о прямом влиянии скорости на фазовую проницаемость.

После проведения испытания составной образец демонтируется и отдельные образцы помещаются в экстракционные приборы для учета изменения остаточной водонасыщености после испытаний.

Аналогичен пример для реализации способа для системы нефть-газ, только в этом случае фильтрационные испытания выполняются при одном давлении и на одной скорости.

Системы и машиночитаемые носители реализуются аналогично вышеописанному примеру реализации.

Таким образом, при реализации заявленного изобртения достигается технический результат, заключающийся в повышение точности и достоверности определения относительных фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности образцов керна, а также повышение эффективности разработки месторождения.

Изобретение относится к области нефтегазовой отрасли, а именно к исследованиям фазовых проницаемостей образцов керна, используемых для определения продуктивности газоконденсатных и нефтегазовых скважин. Способ определения фазовых проницаемостей включает этапы: определение параметров проб пластовых флюидов, включая по меньшей мере PVT-свойства флюида, состав флюида; подготовка образцов керна; определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей включающее по меньшей мере: не менее двух значений давления для проведения фильтрационных испытаний, диапазон скоростей потока газоконденсатной смеси характерных для области вблизи скважины, не менее шести режимов фильтрационных испытаний для не менее двух значений давления, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации; определение фазовых проницаемостей путем проведения фильтрационных испытаний при условиях, которые были определены на предыдущем этапе с использованием образцов керна, при этом при проведении фильтрационных испытаний: используют замкнутую систему рециркуляции, оптический сепаратор, учитывают объем вытесненного флюида в выходной линии кернодержателя до оптического сепаратора путем прокачки дополнительного объема газа через обводную линию промывки после каждого режима совместной стационарной фильтрации, выполняют режимы фильтрационных испытаний для по меньшей мере двух давлений, и при этом каждый режим выполняют на по меньшей мере двух скоростях из диапазона скоростей потока газоконденсатной смеси характерных для области вблизи скважины. Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности и достоверности определения фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности образцов керна, повышение продуктивности скважин и увеличение добычи нефти, а также снижение объема используемого флюида. 6 н. и 48 з.п. ф-лы, 9 ил., 6 табл.

1. Способ определения фазовых проницаемостей, который включает следующие этапы:

- определение параметров проб пластовых флюидов, включая по меньшей мере PVT -свойства флюида, состав флюида;

- подготовка образцов керна;

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей включающее по меньшей мере:

- не менее двух значений давления для проведения фильтрационных испытаний,

- диапазон скоростей потока газоконденсатной смеси характерных для области вблизи скважины,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний для не менее двух значений давления, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации;

- определение фазовых проницаемостей путем проведения фильтрационных испытаний при условиях, которые были определены на предыдущем этапе с использованием образцов керна, при этом при проведении фильтрационных испытаний:

- используют замкнутую систему рециркуляции, оптический сепаратор,

- учитывают объем вытесненного флюида в выходной линии кернодержателя до оптического сепаратора путем прокачки дополнительного объема газа через обводную линию промывки после каждого режима совместной стационарной фильтрации,

- выполняют режимы фильтрационных испытаний для по меньшей мере двух давлений, и при этом каждый режим выполняют на по меньшей мере двух скоростях из диапазона скоростей потока газоконденсатной смеси характерных для области вблизи скважины.

2. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором определение не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации осуществляют по формуле:

где - доля распределения потоков фаз,

- соотношение подвижностей газа и конденсата, при этом

M_g - подвижность газа, при этом

M ₀ - подвижность конденсата, при этом

K_rg - фазовая проницаемость по газу,

- вязкость газа,

K_ro - фазовая проницаемость по конденсату,

μ ₀ - вязкость конденсата.

3. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором определение параметров проб пластовых флюидов осуществляют путем проведения лабораторных физико-химических и/или термодинамических и/или аналитических исследований проб.

4. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором одно значение давления из не менее двух определяют равным давлению максимальной конденсации.

5. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором дополнительно при определении условий фильтрационных испытаний определяют температуру проведения испытаний.

6. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 5, в котором температура проведения испытаний равна температуре пласта.

7. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором значения давлений для проведения фильтрационных испытаний меньше давления начала конденсации.

8. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором не менее шести режимов фильтрационных испытаний включат режимы: определение фазовой проницаемости по газу при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной конденсатонасыщенности, определение фазовой проницаемости по конденсату при критической или остаточной газонасыщенности.

9. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 8, в котором дополнительно не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режим определения фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной конденсатонасыщенности в режиме дренажа.

10. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором каждый режим фильтрационных испытаний выполняют на трех скоростях из диапазона скоростей потока газоконденсатной смеси вблизи скважины.

11. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором оптический сепаратор используют с видеофиксацией уровня раздела на границе фаз.

12. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором дополнительно при проведении фильтрационных испытаний используют капиллярный вискозиметр, установленный параллельно кернодержателю.

13. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором предварительно получают пробы пластового флюида, отобранные с месторождения.

14. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 6, в котором пробы являются глубинными и/или устьевыми.

15. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 1, в котором при подготовке образцов керна проводят контроль ненарушенной структуры и отбраковку образцов с дефектами.

16. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 15, в котором контроль ненарушенной структуры и отбраковку образцов с дефектами осуществляют методом компьютерной томографии.

17. Способ определения фазовых проницаемостей, который включает следующие этапы:

- определение параметров проб пластовых флюидов, включая по меньшей мере вязкость флюида;

- подготовка образцов керна;

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей включающее по меньшей мере:

- значение давления для проведения фильтрационных испытаний,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации;

- определение фазовых проницаемостей путем проведения фильтрационных испытаний при условиях, которые были определены на предыдущем этапе с использованием образцов керна, при этом при проведении фильтрационных испытаний:

- используют замкнутую систему рециркуляции, оптический сепаратор,

- учитывают объем вытесненного флюида в выходной линии кернодержателя до оптического сепаратора путем прокачки дополнительного объема газа через обводную линию промывки после каждого режима совместной фильтрации.

18. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 17, в котором определение не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации осуществляют по формуле:

где - доля распределения потоков фаз,

- соотношение подвижностей газа и конденсата, при этом

M_g - подвижность газа, при этом

M ₀ - подвижность конденсата, при этом

K_rg - фазовая проницаемость по газу,

- вязкость газа,

K_ro - фазовая проницаемость по конденсату,

μ ₀ - вязкость конденсата.

19. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 17, в котором определение параметров проб пластовых флюидов осуществляют путем проведения лабораторных физико-химических и/или термодинамических и/или аналитических исследований проб.

20. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 17, в котором дополнительно при определении условий фильтрационных испытаний определяют температуру проведения испытаний.

21. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 20, в котором температура проведения испытаний равна температуре пласта.

22. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 17, в котором не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режимы: определение фазовой проницаемости по газу при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной нефтенасыщености, определение фазовой проницаемости по нефти при критической или остаточной газонасыщенности.

23. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 17, в котором оптический сепаратор используют с видеофиксацией уровня раздела на границе фаз.

24. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 17, в котором дополнительно при проведении фильтрационных испытаний используют капиллярный вискозиметр, установленный параллельно кернодержателю.

25. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 17, в котором предварительно получают пробы пластового флюида, отобранного с месторождения.

26. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 25, в котором пробы являются глубинными и/или устьевыми.

27. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 17, в котором при подготовке образцов керна проводят контроль ненарушенной структуры и отбраковку образцов с дефектами.

28. Способ определения фазовых проницаемостей по п. 27, в котором контроль ненарушенной структуры и отбраковку образцов с дефектами осуществляют методом компьютерной томографии.

29. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающая по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции, которая выполняет следующие этапы:

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- не менее двух значений давления для проведения фильтрационных испытаний,

- диапазон скоростей потока газоконденсатной смеси, характерных для области вблизи скважины,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний для не менее двух значений давления, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации.

30. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 29, в которой определение не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации осуществляют по формуле:

где - доля распределения потоков фаз,

- соотношение подвижностей газа и конденсата, при этом ,

M_g - подвижность газа, при этом

M ₀ - подвижность конденсата, при этом

K_rg - фазовая проницаемость по газу,

- вязкость газа,

K_ro - фазовая проницаемость по конденсату,

μ ₀ - вязкость конденсата.

31. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 29, в которой одно значение давления из не менее двух определяют равным давлению максимальной конденсации.

32. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 29, в которой дополнительно определяют температуру проведения испытаний.

33. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 32, в которой температура проведения испытаний равна температуре пласта.

34. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 29, в которой значения давлений для проведения фильтрационных испытаний меньше давления начала конденсации.

35. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 29, в которой не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режимы: определение фазовой проницаемости по газу при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной конденсатонасыщенности, определение фазовой проницаемости по конденсату при критической или остаточной газонасыщенности.

36. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 29, в которой дополнительно не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режим определения фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной конденсатонасыщенности в режиме дренажа.

37. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающая по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции, которая выполняет следующие этапы:

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- значение давления для проведения фильтрационных испытаний,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации.

38. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 37, в которой дополнительно определяют температуру проведения испытаний.

39. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 37, в которой температура проведения испытаний равна температуре пласта.

40. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 37, в которой не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режимы: определение фазовой проницаемости по газу при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной нефтенасыщености, определение фазовой проницаемости по нефти при критической или остаточной газонасыщенности.

41. Система для определения условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей по п. 37, в которой определение не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации осуществляют по формуле:

где - доля распределения потоков фаз,

- соотношение подвижностей газа и конденсата, при этом

M_g - подвижность газа, при этом

M ₀ - подвижность конденсата, при этом

K_rg - фазовая проницаемость по газу,

- вязкость газа,

K_ro - фазовая проницаемость по конденсату,

μ ₀ - вязкость конденсата.

42. Машиночитаемый носитель, содержащий компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор выполняет следующие операции:

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- не менее двух значений давления для проведения фильтрационных испытаний,

- диапазон скоростей потока газоконденсатной смеси, характерных для области вблизи скважины,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний для не менее двух значений давления, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации.

43. Машиночитаемый носитель по п. 42, в котором определение не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации осуществляют по формуле:

где - доля распределения потоков фаз,

- соотношение подвижностей газа и конденсата, при этом

M_g - подвижность газа, при этом

M ₀ - подвижность конденсата, при этом

K_rg - фазовая проницаемость по газу,

- вязкость газа,

K_ro - фазовая проницаемость по конденсату,

μ ₀ - вязкость конденсата.

44. Машиночитаемый носитель по п. 42, в котором одно значение давления из не менее двух определяют равным давлению максимальной конденсации.

45. Машиночитаемый носитель по п. 42, в котором дополнительно определяют температуру проведения испытаний.

46. Машиночитаемый носитель по п. 45, в котором температура проведения испытаний равна температуре пласта.

47. Машиночитаемый носитель по п. 42, в котором значения давлений для проведения фильтрационных испытаний меньше давления начала конденсации.

48. Машиночитаемый носитель по п. 42, в котором не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режимы: определение фазовой проницаемости по газу при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной конденсатонасыщенности, определение фазовой проницаемости по конденсату при критической или остаточной газонасыщенности.

49. Машиночитаемый носитель по п. 42, в котором дополнительно не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режим определения фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной конденсатонасыщенности в режиме дренажа.

50. Машиночитаемый носитель, содержащий компьютерную программу, при исполнении которой на компьютере процессор выполняет следующие операции:

- определение условий фильтрационных испытаний для определения фазовых проницаемостей, включающее по меньшей мере:

- значение давления для проведения фильтрационных испытаний,

- не менее шести режимов фильтрационных испытаний, в том числе не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации.

51. Машиночитаемый носитель по п. 51, в котором определение не менее трех режимов совместной стационарной фильтрации осуществляют по формуле:

где - доля распределения потоков фаз,

- соотношение подвижностей газа и конденсата, при этом

M_g - подвижность газа, при этом

M ₀ - подвижность конденсата, при этом

K_rg - фазовая проницаемость по газу,

- вязкость газа,

K_ro - фазовая проницаемость по конденсату,

μ ₀ - вязкость конденсата.

52. Машиночитаемый носитель по п. 50, в котором дополнительно определяют температуру проведения испытаний.

53. Машиночитаемый носитель по п. 52, в котором температура проведения испытаний равна температуре пласта.

54. Машиночитаемый носитель по п. 50, в котором не менее шести режимов фильтрационных испытаний включают режимы: определение фазовой проницаемости по газу при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности, определение фазовой проницаемости по газу при критической или остаточной нефтенасыщености, определение фазовой проницаемости по нефти при критической или остаточной газонасыщенности.