Способ измерения относительных фазовых проницаемостей в пористой среде Российский патент 2023 года по МПК G01N15/08 

Изобретение относится к петрофизическим исследованиям и может быть использовано в различных технологических процессах, в которых участвуют пористые среды и жидкости с различными физическими свойствами.

Фазовой проницаемостью является величина, характеризующая способность пористой среды пропускать сквозь себя жидкости или газы (флюиды), в присутствии других флюидов. Величина характеризует объемную скорость фильтрации флюида с известной динамической вязкостью, через пористую среду известного сечения, перпендикулярного направлению фильтрации, под действием градиента давления. Проницаемость в 1 мкм² означает, что флюид вязкостью в 1 мПа-с будет двигаться под действием градиента давления в 1 бар/см, через пористую среду сечением 1 см², со скоростью в 1 см/с. Фазовая проницаемость изменяется в зависимости от содержания в пористой среде других флюидов. Для описания способности пористой среды пропускать через себя флюиды при различном содержании (насыщенности) других флюидов, используют зависимости фазовых проницаемостей от насыщенности, которые определяют эмпирически. Поскольку такие зависимости определяют на конкретных образцах горных пород, имеющих некоторую абсолютную проницаемость (способность пропускать через себя флюиды в отсутствии других флюидов), то для распространения этих измерений на схожие по структуре горные породы применяют относительную фазовую проницаемость, которая является отношением фазовой проницаемости к базовой проницаемости. Базовой проницаемостью, как правило, является абсолютная проницаемость пористой среды. Для выполнения расчетов течения флюидов через горные породы применяют измерения относительных фазовых проницаемостей, на схожих по структуре образцах, определяя фазовые проницаемости путем умножения относительных фазовых проницаемостей на абсолютную проницаемость горной породы, для которой выполняются расчеты.

Сущность способа измерения этой величины заключается в определении относительных фазовых проницаемостей по закону Дарси (формула 1), при изменяющейся насыщенности пористой среды путем создания нестационарных режимов фильтрации через модель пласта, соответствующую условиям залегания, из естественного кернового материала. Нестационарный режим фильтрации предполагает формирование двухфазного потока флюидов через модель пласта, в котором поток одного из флюидов предназначен для изменения насыщенности модели пласта (технологический флюид), а по другому флюиду производится определение фазовых проницаемостей (измерительный флюид). Изменение насыщенности модели пласта, вызванное технологическим флюидом, сокращает объем пор для фильтрации измерительного флюида, в связи с чем снижается проницаемость для измерительного флюида и изменяется его доля в потоке, что приводит к погрешности при определении скорости его фильтрации, поэтому доля технологического флюида в суммарном потоке должна быть пренебрежимо малой. Измерение фазовой проницаемости производят в соответствии с законом Дарси (формула 1). В процессе исследований задают скорости фильтрации флюидов (Q), измеряют перепад давления (ΔР), а параметры длины модели (l), площади поперечного сечения модели (F) и вязкости флюидов (μ) являются постоянными в условиях проведения измерений. Физическая модель пласта создается в лабораторных условиях из естественного кернового материала, при воспроизведении пластовых термобарических (поровое и горное давления, температура, первоначальное насыщение) условий, на основе критериев подобия Эфроса, базовый элемент устройства физической модели представлен на фигуре 1.

где: k - фазовая проницаемость по исследуемому флюиду, мкм²;

Q - объемный расход для исследуемого флюида, см³/с (параметр измеряется при помощи насосов, которыми задаются расходы флюидов НС1и НС2 на фиг. 1);

μ - динамическая вязкость исследуемого флюида, мПа⋅с (параметр является константой, измеренной для соответствующего флюида перед опытом);

L - длина измерительного участка модели пласта, 10^-2 м (параметр является константой модели пласта, зависящей от расстояния между отводами для измерения перепада давления ΔР);

F- площадь поперечного сечения модели пласта, 10^-4 м² (параметр является константой модели пласта, зависящей от диаметра образцов керна, составляющих эту модель);

ΔР - перепад давления на измерительном участке колонки керна, 10^-1 МПа (параметр измеряется при помощи дифференциального манометра ДМ фиг. 1 или датчиков давления на отводах для измерения перепада давления).

Относительная фазовая проницаемость (k_r) определяется отношением измеренной фазовой проницаемости (k) к базовой проницаемости (k_баз), согласно формуле 2.

В литературных источниках, относящихся к газовой и нефтяной промышленности, определение относительных фазовых проницаемостей в лабораторных условиях осуществляется путем нестационарного вытеснения и стационарной фильтрации, которые рассмотрены ниже.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ определения фазовых проницаемостей при совместной стационарной фильтрации. (Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Юрчак В.П., Иванова Л.Б. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - ОСТ 39-235-89, 1989. - 36 с.)

Недостатками данного способа является дренирование керна при совместной фильтрации, что в связи с гистерезисом проницаемости, приводит к ошибкам при определении относительной фазовой проницаемости (Дренирование керна при определении его относительной фазовой проницаемости методом совместной стационарной фильтрации / М.Г. Ложкин. - Экспозиция Нефть Газ, сентябрь 2016. - С.38-39.) и невозможность определения фазовых проницаемостей в диапазоне, когда проницаемость для одного из флюидов близка к нулю, что приводит к невозможности определения фазовых проницаемостей в диапазоне, описывающем начальный этап разработки залежей.

Известен способ определения фазовых проницаемостей по данным метода вытеснения. (Эфрос Д.А. Моделирование линейного вытеснения нефти водой / Д.А. Эфрос, В.П. Оноприенко // Труды. ВНИИ).

Недостатком данного способа является то, что, в лабораторных условиях, на конечных моделях, происходит резкое изменение насыщенности пористой среды, вследствие которого параметры фильтрации (перепад давления, насыщенность) трудно соотнести между собой, что приводит к искажениям результатов экспериментов. Достоверные измерения можно провести только вблизи точки остаточной насыщенности, что приводит к тому, что относительную фазовую проницаемость можно определить только для вытесняющего флюида. В случае, если система не проявляет гистерезиса насыщенности при изменении направления фильтрации, то рекомендуется провести второй процесс обратный первоначальному. (Например, провести после вытеснения нефти водой, вытеснение воды нефтью). Для низкопроницаемых пород данный подход неприменим, поскольку они обладают значительным гистерезисом проницаемости при перемене направления изменения насыщенности.

Известен способ определения относительных фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при последовательной псевдостационарной фильтрации (Ложкин М.Г., Метод определения относительных фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при последовательной псевдостационарной фильтрации // Экспозиция Нефть Газ, ноябрь, 2015. - С. 22-24).

Недостатком данного способа является невозможность реализовать последовательную псевдостационарную фильтрацию на керне с низкой проницаемостью и высокой начальной водонасыщенностью. В связи с тем, что пористая среда, из-за высокой начальной водонасыщенности, имеет пониженную эффективную пористость, последовательная фильтрация, предлагаемая в методе, приводит к быстрому продвижению порции воды, закачанной в размере 0,2 порового объема. Это приводит к резким изменениям насыщенности, что, вместе с несовершенством измерительной аппаратуры (наличием упругости элементов устройств и среды), приводит ошибкам при измерениях.

Известен способ определения относительных фазовых проницаемостей в пористой среде (патент РФ №2442133, опубликован 10.02.2012 Бюл. №4) который состоит из вытеснения вытесняющим агентом резидентного агента из образца пористой среды с торцовыми и боковой поверхностями и определения насыщенности пористой среды после достижения стационарного течения и вычисления относительной фазовой проницаемости. Из указанного способа явным образом следует, что измерения осуществляются после достижения стационарности течения. Поскольку для определения относительной фазовой проницаемости необходимо определить одновременно и насыщенность и проницаемость, то из указанного источника информации не следует основной признак заявленного изобретения «при изменяющейся насыщенности пористой среды, то есть при нестационарном режиме фильтрации. Также существенным отличием заявленного изобретения является условие пренебрежимо малой доли потока второго флюида, отвечающего за изменение насыщенности.

Технической проблемой, решаемой при применении изобретения, является определение фазовых проницаемостей в области насыщенности, характеризующей начальный период разработки углеводородных залежей.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в измерении относительных фазовых проницаемостей в пористой среде в диапазоне от начальной до критической насыщенности вытесняющим флюидом, который характеризует начальный этап разработки залежи, при нестационарном режиме фильтрации.

На основе изложенной сущности способа определения относительных фазовых проницаемостей при совместной фильтрации резидентного и вытесняющего флюидов через поровое пространство пористой среды реализуется следующая последовательность действий, позволяющая получить указанный технический результат.

а) Формирование массива исходных данных о физической модели пласта в число которых входит:

- пластовое давление;

- горное давление;

- температура пласта;

- динамическая вязкость флюидов;

- остаточная водонасыщенность образцов;

- длина измерительного участка модели пласта;

- площадь поперечного сечения образцов;

- поровый объем образцов.

б) Организация движения через физическую модель пласта (фиг. 1) со 100% насыщенностью вытесняющим флюидом потока вытесняющего флюида с заданным объемным расходом при измерении перепада давления (ΔР, фиг. 1), для расчета фазовой проницаемости по формуле 1, характеризующую проницаемость пласта по вытесняющему флюиду.

в) Создание остаточной водонасыщенности известными способами (капиллярная вытяжка, центрифугирование) не относящимися к сущности изобретения.

г) Организация движения через физическую модель пласта (фиг. 1) с остаточной водонасыщенностью потока резидентного флюида с заданным объемным расходом при измерении перепада давления (ΔР, фиг. 1), для расчета фазовой проницаемости по формуле 1, характеризующую проницаемость пласта по резидентному флюиду.

д) Организация движения через физическую модель пласта (фиг. 1) смеси резидентного (измерительного) и вытесняющего (технологического) флюидов при доле вытесняющего флюида в смеси, позволяющей при расчете фазовой проницаемости пренебречь изменением расхода резидентного флюида, вследствие изменения насыщения керна вытесняющим флюидом. Окончание фильтрации производят после достижения максимально возможной насыщенности вытесняющим флюидом, при текущей доле вытесняющего флюида в потоке. Непосредственно с начала фильтрации смеси флюидов проводят следующие измерения:

- перепада давления (ΔР, фиг. 1), для расчета фазовых проницаемостей по формуле 1, характеризующих проницаемость пласта по резидентному флюиду, при росте насыщенности вытесняющим флюидом;

- насыщенности модели пласта, любым из известных методов.

е) Организация движения через физическую модель пласта (фиг. 1) смеси резидентного (технологического) и вытесняющего (измерительного) флюидов с долей резидентного агента в потоке, обеспечивающей ограничение потока резидентного флюида позволяющей при расчете фазовой проницаемости пренебречь изменением расхода вытесняющего флюида, вследствие изменения насыщения керна при измерениях на следующем режиме. Непосредственно с начала фильтрации смеси флюидов проводят следующие измерения:

- перепада давления (ΔР, фиг. 1), для расчета фазовых проницаемостей по формуле 1, характеризующих проницаемость пласта по резидентному флюиду, при росте насыщенности вытесняющим флюидом;

- насыщенности модели пласта, любым из известных методов.

ж) Организация прокачки воды при заданном расходе, в объеме 10 поровых объемов модели пласта, с измерением проницаемости и соответствующей насыщенности по воде, после достижения стационарности потока.

Пример способа измерения относительных фазовых проницаемостей на терригенном керне пористостью 0,273 д.ед и проницаемостью 32,45*10^-3 мкм² (пункт «а») представлен ниже. Константы модели пласта: L=8*10^-2 м; F=7,25*10^-4 м². Константы флюидов: вязкость газа - μ_г=0,0215 мПа*с; вязкость воды - μ_в=0573 мПа*с.

Для примера осуществления способы на фигуре 1 приведен базовый элемент устройства измерения относительных фазовых проницаемостей. Этот базовый элемент является сокращенным представлением известных устройств, в том числе описанных в ОСТ 39-235-89, упомянутый выше на стр. 4. На фиг. 1 использованы следующие сокращения:

ДМ - дифференциальный манометр,

R - измеритель электрического сопротивления керна;

МП - модель пласта;

КД - кернодержатель, обеспечивающий пластовое давление, 1 - длина измерительного участка модели пласта, ЭИ - электрические изоляторы, ТСВ - термостат суховоздушный,

ССФ - система сбора флюидов с поддержанием порового давления, НС1, НС2 - насосные станции для флюида 1 и флюида 2 соответственно.

Вначале через модель пласта со 100% водонасыщенностью прокачивали воду, для получения фазовой проницаемости по воде, при 100% водонасыщенности (пункт «б»). Также было получено электрическое сопротивление модели пласта со 100% водонасыщенностью для определения водонасыщенности путем построения ее зависимости от электрического сопротивления. Полученное электрическое сопротивление составило 90 Ом. Проницаемость по воде составила 10,7*10^-3 мкм² или 0,599 д.ед. относительно базовой проницаемости (17,92*10^-3 мкм²). Затем создавалась остаточная водонасыщенность (пункт «в»), после чего прокачивали газ, согласно пункту «г» для определения фазовой проницаемости по газу при остаточной водонасыщенности проницаемость по газу составила 17,92*10^-3 мкм², а водонасыщенность была равной 0,292 д.ед, для которой электрическое сопротивление составило 1016 Ом. По полученным значениям электрического сопротивления был получен параметр насыщения (n=1,97) согласно которому были получены водонасыщенности на последующих режимах исследования проницаемости модели пласта, по формуле 3, где R_изм - измеренное значение электрического сопротивления модели пласта, а R_100% - электрическое сопротивление при 100% водонасыщенности.

Согласно пункту «д» следующим режимом было определение фазовой проницаемости по газу при совместной фильтрации с водой. Для этого прокачивали смесь газа и воды с долей воды в потоке равной 2% и регистрировали перепад давления и электрическое сопротивление на протяжении всего режима для расчета фазовых проницаемостей и насыщенности модели пласта. Диапазон исследований проницаемости модели пласта составил от 0,294 до 0,574 д.ед водонасыщенности. Затем производили совместную фильтрацию воды и газа, с долей газа в потоке в 2% (согласно пункту «е»), при регистрации перепада давления и электрического сопротивления. Диапазон исследований модели пласта составил от 0,685 до 0,760 д.ед. После чего газ вытесняли прокачкой воды (пункт «ж»), в объеме 10 поровых объемов модели пласта, после достижения стационарного потока регистрировали перепад давления и проницаемость модели пласта по воде. Относительная фазовая проницаемость модели пласта составила 0,121 д.ед. при насыщенности 0,76 д.ед. На этом исследование проницаемости было завершено.

Результаты определения насыщенности и относительной фазовой проницаемости представлены в таблице 1.

Расшифровка обозначений:

Q^г - объемный расход газа, 10^-3 см³/с;

Q^в - объемный расход воды, 10^-3 см³/с;

*АР - перепад давления, бар;

К^в_пр - фазовая проницаемость по воде, 10^-3 мкм²;

К^г_пр - фазовая проницаемость по газу, 10^-3 мкм²;

R - электрическое сопротивление модели пласта, Ом;

k_rw - относительная фазовая проницаемость по воде, доли единицы;

k_rg - относительная фазовая проницаемость по газу, доли единицы;

S_w - насыщенность модели пласта по воде, доли единицы.

Изобретение относится к петрофизическим исследованиям и может быть использовано в различных технологических процессах, в которых участвуют пористые среды и жидкости с различными физическими свойствами. Способ определения относительных фазовых проницаемостей в пористой среде включает лабораторное исследование фильтрации жидкостей в образцах пористой среды, при воспроизведении естественных физико-химических характеристик системы порода - пластовые флюиды, при поддержании значений давления и температуры соответствующим пластовым, при использовании пластовых флюидов или их моделей, при измерении относительных фазовых проницаемостей в процессе фильтрации двухфазного потока флюидов с заданным соотношением фаз. Измерения относительных фазовых проницаемостей в процессе фильтрации двухфазного потока проводят при изменяющейся насыщенности пористой среды, до достижения стационарности потоков, то есть при нестационарном режиме фильтрации. Техническим результатом является измерение относительных фазовых проницаемостей в пористой среде в диапазоне от начальной до критической насыщенности вытесняющим флюидом. 1 ил., 1 табл.

Способ определения относительных фазовых проницаемостей в пористой среде, включающий лабораторное исследование фильтрации жидкостей в образцах пористой среды, при воспроизведении естественных физико-химических характеристик системы порода - пластовые флюиды, при поддержании значений давления и температуры соответствующим пластовым, при использовании пластовых флюидов или их моделей, при измерении относительных фазовых проницаемостей в процессе фильтрации двухфазного потока флюидов с заданным соотношением фаз, отличающийся тем, что измерения относительных фазовых проницаемостей в процессе фильтрации двухфазного потока проводят при изменяющейся насыщенности пористой среды, до достижения стационарности потоков, то есть при нестационарном режиме фильтрации.