Способ определения относительных фазовых проницаемостей при моделировании процесса подземного хранения нефти Российский патент 2024 года по МПК G01N15/08 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к области лабораторных исследований фильтрационных характеристик образцов горных пород, предусматривающих определение кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП), необходимых для описания процесса двухфазной фильтрации при реализации подземного хранения нефти и создания гидродинамической модели временного подземного хранилища нефти (ВПХН).

Предлагаемый способ может использоваться для определения экспериментальных кривых ОФП на керновом материале стационарным методом в рамках лабораторного сопровождение проектирования ВПХН.

Уровень техники

Известен способ использования нефти, извлекаемой в рамках опытно промышленной эксплуатации объектов/месторождений, до осуществления строительства инфраструктурных объектов и магистрального трубопровода является организация ее временного хранения в подземных хранилищах. В качестве ВПХН могут использоваться водоносные пласты-ловушки.

Проект ВПХН заключается в следующем. На первом этапе осуществляется строительство скважин в водоносном пласте, через которые будет осуществляться закачка, а в дальнейшем закачка воды и отбор нефти. Отобранная на поверхность нефть (в рамках опытной эксплуатации объекта разработки или других случаях) поступает в промысловый сепаратор, где происходит ее естественная дегазация, после чего через нагнетательные скважины дегазированную нефть закачивают в водоносный пласт-ловушку (ВПХН). По окончании планового времени хранения нефти осуществляется ее отбор из подземного хранилища через добывающие скважины путем вытеснения водой (или другим способом), закачиваемой через нагнетательные скважины. Закачка и отбор нефти из ВПХН может осуществляться циклично, то есть хранение нефти может осуществляться неоднократно. При этом допускается хранение нефти другого объекта, расположенного в периметре ВПХН.

В рамках проектирования и технико-экономической оценки проектов ВПХН требуется создание гидродинамической модели хранилища нефти для расчета и обоснования технологических параметров. Для создания модели необходимы нестандартные, экспериментальные кривые ОФП, описывающие процесс двухфазной фильтрации в пласте при циклической закачке и отборе нефти из водоносного пласта (ВПХН).

Известный способ определения ОФП на керновом материале осуществляют путем моделирования стационарной или нестационарной многофазной фильтрации. К нестационарному методу определения ОФП относится способ [RU 2097740 С1, МПК G01N 15/08, опубл. 27.11.1997], который заключается в проведении исследований на эталонных образцах пористых сред со сходными физико-химическими свойствами и определением эталонных кривых ОФП с последующем представлением полученных кривых в виде аналитического выражения.

Недостатком данного способа является использование априорной информации о форме зависимостей ОФП и трудоемкость обработки полученных результатов [RU 2442133 С1, МПК G01N 15/08, Е21В 43/20, опубл. 10.02.2012].

Известны способы определения ОФП в лабораторных условиях [RU 2097740 С1, МПК G01N 15/08, опубл. 27.11.1997; Abaci S. and. Edwards J.S. RELATIVE PERMEABILITY MEASUREMENTS FOR TWO PHASE FLOW IN UNCONSOLIDATED SANDS, Mine Water and The Environment (Formerly International Journal of Mine Water), VoU1, No. 2, June 1992, pp. 11-26; RU 2442133 C1, МПК G01N 15/08, E21B 43/20, опубл. 10.02.2012], которые применяют для оценки многофазной фильтрации стационарным методом при моделировании процесса разработки нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных пластов/месторождений с применением заводнения. Сущность этих способов заключается в определении ОФП для нефти и воды в процессе лабораторного моделирования вытеснения нефти водой на керновой модели. При этом до начала эксперимента на керновой модели создаются остаточная водонасыщенность и начальная нефтенасыщенность, соответствующие объекту исследований (нефтегазовые пласты). Контроль насыщенности керновой модели в процессе эксперимента осуществляют рентгеновским методом, а также методом электрометрии материального баланса.

Недостатком этих способов является то, что они функционально не предусматривают возможность: моделирования процесса ВПХН в водоносном пласте (последовательная закачка и отбор нефти из водонасыщенной керновой модели, в т.ч. в циклическом режиме); определения ОФП на керновой модели при начальной 100% водонасыщенности (модель водоносного пласта); определения ОФП на водонасыщенной керновой модели при последовательной закачке и отборе нефти стационарным методом; последовательного и многократного определения ОФП на одной и той же водонасыщенной керновой модели при моделировании циклической закачки и отбора нефти стационарным методом.

Раскрытие сущности изобретения

Задачей технического решения является определение кривых ОФП на керновом материале стационарным методом в процессе экспериментального моделирования закачки и отбора нефти из водоносного пласта в циклическом режиме (моделирование процесса многократного хранения нефти в условиях ВПХН).

Технический результат достигается путем моделирования двухфазной стационарной фильтрации на водонасыщенной керновой модели и определения ОФП при различных соотношениях закачиваемых фаз в процессе последовательной закачки и отбора нефти из модели в циклическом режиме.

Указанный технический результат достигается тем, что на первом этапе выполняют насыщение предварительно высушенных керновых образцов пластовой водой (или ее смесью) под вакуумом в соответствии с ГОСТ 26450.1-85, а затем донасыщают образцы под давлением в камере сатуратора. Керновую модель с 100% насыщенностью водой (модель водоносного пласта - ВПХН) помещают в кернодержатель фильтрационной установки и создаются пластовые условия - давление обжима, температура и поровое давление, соответствующие пластовым условиям объекта, выбранного для ВПХН. Далее моделируется процесс закачки нефти в ВПХН путем осуществления стационарной двухфазной фильтрации воды и нефти через керновую модель при различных соотношениях фаз. В процессе фильтрации выполняется определение фазовых проницаемостей для нефти и воды на нескольких стационарных режимах с различным соотношением фаз в потоке при постоянной объемной скорости фильтрации 2-х фаз. На последнем режиме фильтрации определяют фазовую проницаемость для нефти при 100% доле нефти в потоке и достижения критической водонасыщенности керновой модели. На следующем этапе эксперимента моделируется процесс отбора нефти из ВПХН путем осуществления стационарной двухфазной фильтрации нефти и воды через керновую модель при различных соотношениях фаз. В процессе фильтрации выполняется определение фазовых проницаемостей для нефти и воды на нескольких стационарных режимах с различным соотношением фаз в потоке при постоянной объемной скорости фильтрации 2-х фаз. На последнем режиме фильтрации определяют фазовую проницаемость для воды при 100% доле воды в потоке и достижения критической нефтенасыщенности керновой модели. Далее моделируется процесс повторного использования ВПХН в качестве хранилища нефти (в т.ч. для нефти другого объекта). Для этого на той же керновой модели (без ее извлечения из кернодержателя) по аналогичной методике осуществляется 2-й и последующие циклы закачки/отбора нефти в/из керновой модели (ВПХН) и определения ОФП на разных режимах стационарной двухфазной фильтрации.

Новым в предлагаемом способе является: моделирование процесса ВПХН (в т.ч. многократного) на керновом материале методом стационарной фильтрации, создание критической водо- и нефтенасыщенности керновой модели путем стационарной двухфазной фильтрации жидкости при различных соотношениях фаз в потоке, определение ОФП стационарным методом при моделировании последовательной закачки и отбора нефти на водонасыщенной керновой модели, многократное определение ОФП стационарным методом при моделировании последовательной закачки и отбора нефти на водонасыщенной керновой модели в циклическом режиме (моделирование многократного использования ВПХН).

Краткое описание чертежей

Предложенный способ иллюстрируется фигурами.

На фиг. 1 представлен алгоритм проведения 1-го цикла эксперимента, показаны этапы моделирования закачки/отбора нефти в/из керновой модели (модели ВПХН) и режимы стационарной фильтрации при которых осуществляется замер ОФП для нефти и воды.

На фиг. 2 представлен теоритический вид кривых ОФП для нефти и воды, полученных за 1-н цикл эксперимента (закачка/отбор нефти в/из ВПХН), с указанием экспериментальных точек и номера режима фильтрации.

Осуществление изобретения

Предлагаемый способ состоит из следующей последовательности операций.

1. Керновую модель пласта (единичный или составной образец горной породы), предварительно насыщенную 100% моделью пластовой воды помещают в манжету кернодержателя фильтрационной установки, где в последующем создают начальные пластовые условия (давление обжима, норовое давление, температура) изучаемого объекта.

1 этап эксперимента - моделирование закачки нефти в ВПХН.

2. Через водонасыщенную модель пласта осуществляют фильтрацию воды с постоянным расходом (фиг. 1, 1-й режим 1-го этапа эксперимента) и определяют проницаемость модели по воде при разных расходах воды (не менее 3-х).

3. К входному торцу керновой модели подводят нефть, и осуществляют совместную фильтрацию воды и нефти со ступенчатым увеличением доли нефти в потоке. Совместная фильтрация выполняется при не менее 4-х режимах, то есть не менее 4-х соотношений доли воды и нефти в потоке (фиг. 1, режим 2, 3, 4, 5, i 1-го этапа эксперимента). Суммарный расход воды и нефти на каждом режиме фильтрации поддерживается постоянным. Фильтрацию жидкости на каждом режиме осуществляют до достижения стационарного потока (стабилизации перепада давления), после чего выполняют измерение фазовой проницаемости для воды и нефти.

4. Через керновую модель пласта осуществляют фильтрацию нефти с постоянным расходом (фиг. 1, i+1 режим 1-го этапа эксперимента). После достижения установившегося потока (стабилизации перепада давления) определяют критическую водонасыщенность керновой модели, а также фазовую проницаемость для нефти при разных расходах (не менее 3-х).

5. Для каждого режима фильтрации выполняют расчет ОФП для нефти и воды по формулам 1-2 с последующим построением графика зависимости ОФП от водонасыщенности модели (фиг. 2, кривая «ОФПн-1» и «ОФПв-1»).

где К_нi - фазовая проницаемость для нефти на i-ом режиме, 10^-3 мкм²; К_вi - фазовая проницаемость для воды на i-ом режиме, 10^-3 мкм²; К - проницаемость образца для воды при 100% водонасыщенности, 10^-3 мкм².

2 этап эксперимента - моделирование отбора нефти из ВПХН

6. Через керновую модель с критической водонасыщенностью, созданной на первом этапе эксперимента, осуществляют совместную фильтрацию нефти и воды со ступенчатым увеличением доли воды в потоке. Двухфазная фильтрация выполняется при не менее 4-х режимах, то есть не менее 4-х соотношений доли нефти и воды в потоке (фиг. 1, режим 1, 2, 3, 4, i 2-го этапа эксперимента). Суммарный расход нефти и воды на каждом режиме фильтрации поддерживается постоянным. Фильтрацию жидкости на каждом режиме осуществляют до достижения стационарного потока (стабилизации перепада давления), после чего выполняют измерение фазовой проницаемости для нефти и воды.

7. Через керновую модель пласта осуществляют фильтрацию воды с постоянным расходом (фиг. 1, i+1 режим 2-го этапа эксперимента). После достижения установившегося потока (стабилизации перепада давления) определяют критическую нефтенасыщенность керновой модели, а также фазовую проницаемость для воды при разных расходах (не менее 3-х).

8. Для каждого режима фильтрации выполняют расчет ОФП для нефти и воды по формулам 1-2 с последующим построением графика зависимости ОФП от водонасыщенности модели (фиг. 2, кривая «ОФПн-2 и «ОФПв-2).

3 этап эксперимента - моделирование 2-го и последующего циклов закачки/отбора нефти из ВПХН

9. Через керновую модель с критической нефтенасыщенностью, созданной на втором этапе эксперимента, осуществляют фильтрацию воды с постоянным расходом и определяют проницаемость модели по воде при разных расходах воды (не менее 3-х).

10. Выполняют работы согласно пунктам 3-8 1-го и 2-го этапов эксперимента.

11. Выполняют работы согласно пунктам 9-10 настоящего этапа работ. Количество циклов закачки/отбора нефти и определения ОФП в эксперименте зависит от целей и задач исследований, и может устанавливаться как до, так и в процессе выполнения эксперимента.

12. После остановки фильтрации, образец/образцы керновой модели извлекают из кернодержателя и помещаются в аппарат Дина-Старка или лабораторную реторту, где определяют остаточную водонасыщенность.

Водонасыщенность керновой модели на каждом режиме/этапе/цикле эксперимента определяют одним из следующих методов: электрическим, рентгеновским гаммометрическим или по балансу закаченных и вышедших жидкостей. При электрическом методе водонасыщенность керновой модели определяют по измерениям электрического сопротивления на рабочем участке модели [ОСТ 39-235-89] с использованием измерителя иммитанса. При рентгеновском методе распределение насыщенности в модели определяют по величине поглощения рентгеновского излучения, при гаммометрическом - по степени интенсивности ослабления гамма излучения.

Эксперимент выполняют на стандартной фильтрационной установке с электрическим или рентгеновским/гаммометрическим контролем насыщенности, включающей в себя: поршневые емкости для нефти и воды, плунжерные насосы для создания обжимного и порового давления, термошкаф с кернодержателем, запорно-регулирующий клапан для поддержания порового давления в модели, систему сбора и замера нефти и воды.

Конечным результатом исследований будет построение графика ОФП для нефти и воды в зависимости от водонасыщенности для всех этапов эксперимента (для всех циклов закачки/отбора нефти). Совмещая кривые ОФП на одной диаграмме можно оценить гистерезис ОФП между этапами и циклами эксперимента, а также учесть его при дальнейшем моделировании и проектировании эксплуатации ВПХН (в т.ч. многократного ВПХН).

Изобретение относится к способам определения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для нефти и воды. Сущность: проводят фильтрационный эксперимент на 100%-водонасыщенной керновой модели по моделированию процесса временного подземного хранения нефти в водоносном пласте методом стационарной фильтрации. В ходе эксперимента последовательно моделируют процесс закачки и отбора нефти из водонасыщенной модели в циклическом режиме путем стационарной двухфазной фильтрации нефти и воды через керновую модель при различных соотношениях фаз. При этом в процессе фильтрации определяют ОФП для нефти и воды. Строят кривые ОФП для нефти и воды в зависимости от водонасыщенности для всех циклов закачки и отбора нефти из водонасыщенной модели. Выполняют оценку ОФП между этапами и циклами эксперимента. Технический результат: определение ОФП для нефти и воды при моделировании процесса подземного хранения нефти. 2 ил.

Способ определения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при моделировании процесса подземного хранения нефти, характеризующийся тем, что проводят фильтрационный эксперимент на 100%-водонасыщенной керновой модели по моделированию процесса временного подземного хранения нефти в водоносном пласте методом стационарной фильтрации, в ходе которого последовательно моделируют процесс закачки и отбора нефти из водонасыщенной модели в циклическом режиме путем стационарной двухфазной фильтрации нефти и воды через керновую модель при различных соотношениях фаз, при этом в процессе фильтрации определяют ОФП с последующим построением кривых ОФП для нефти и воды в зависимости от водонасыщенности для всех циклов закачки и отбора нефти из водонасыщенной модели, после этого оценивают ОФП между этапами и циклами эксперимента.