Исследования вытеснения нефти газовыми агентами на моделях керна нижнемеловых отложений Уренгойского и Заполярного месторождений

Как показывает отечественный и мировой опыт применение заводнения малоэффективно при разработке нефтяных оторочек, и приводит к осложнениям в работе газовых и газоконденсатных скважин. В связи с чем, предполагается, что большей эффективностью характеризуется вытеснение нефти газообразными агентами, применением циклического водогазового воздействия, органических растворителей.

Перед выполнение лабораторно - экспериментальных исследований изучен опыт реализации МУН на различных объектах с использованием общедоступных источников некоторые из которых представлены в работах [i, ii, iii, iv и др.].

Объектами разработки для испытания газовых технологий определены залежи следующих месторождений: Уренгойское (пласты БУ 8 , БУ 10 , БУ 11 ², БУ 14 ); Заполярное (пласты БТ 6-8 , БТ 10 , БТ 11 ⁰, БТ 11 ).

Методической основой проведения экспериментов по определению ОФП и коэффициентов вытеснения нефти являлись ОСТ 39-195-86 [v] и ОСТ 39-235-89 [vi], а также накопленный опыт проведения подобных работ на керновом материале месторождений Западной Сибири.

Коллекция керна Уренгойского месторождения для экспериментов в системе нефть-азот характеризуется абсолютной проницаемостью в диапазоне 2·10-3-66·10-3 мкм2, по открытой пористости 0,140,17 д.ед., по остаточной водонасыщенности 0,220,44 д.ед. По результатам вытеснения легкой нефти различными агентами на керне Уренгойского, Заполярного месторождений наиболее эффективными технологиями оказалось применение последовательной закачки газа и воды (ВГВ) и вытеснение углекислым газом. Менее эффективными оказались технологии вытеснения нефти азотом и газом сепарации (рис. 1).

сепарации газ и Уренгойское               ■ Заполярное

Рис. 1. Диаграмма эффективности вытеснения нефти различными агентами на керне Уренгойского, Заполярного месторождений.

Выводы. Высокая эффективность ВГВ обуславливается образованием водогазовой смеси, подвижность которой заметно ниже, чем подвижность воды. Тем самым существенно уменьшается скорость фильтрации вытесняющего агента, растет градиент давления фильтрации, и, как следствие, увеличивается вытеснение нефти. Также высокой эффективности ВГВ способствуют благоприятные геолого-физические факторы исследуемых объектов разработки. К ним можно отнести малую вязкость нефти, высокую температуру продуктивных пластов, высокое начальное пластовое давление.

Высокая эффективность вытеснения нефти углекислым газом по сравнению с азотом и газом сепарации обуславливается его высокой способностью растворяться в нефти. При предельном насыщении нефти углекислым газом, объем растворенного газа значительно превышает объем метана растворенного в той же нефти при тех же термобарических условиях. Большее содержание углекислого газа в нефти приводит к уменьшению ее вязкости, сильнее, чем при насыщении нефти метаном или азотом.

Меньшая эффективность применения метана и азота для вытеснения нефти обуславливается, как было сказано выше, меньшей способностью растворяться в нефти и неблагоприятным соотношением вязкостей нефти и газа (более 30). Метан не растворяется в нефти по причине предельного насыщения нефти подгазовой зоны газовой фазой, а азот плохо растворим в жидких углеводородах. По этой причине соотношение вязкостей в системе нефть – метан и нефть – азот оказались приблизительно одинаковыми (30 и 34) для систем флюидов азот-нефть и метан – нефть соответственно.