Обзор экспериментальных исследований водогазового воздействия

Впервые лабораторные исследования по вытеснению нефти из пористой среды в присутствии газовой фазы были проведены американским исследователем К.Р. Холмгреном. В опытах использовалась модель пласта, составленная из кернов (длина – 1,52 м; диаметр – 12,7 см; проницаемость – 0,6 мкм2; водонасыщенность – 26%). Газонасыщен-ность создавалась путем продувки образцов породы метаном. Экспериментально установлено, что в пористой среде после заводнения, остается газ и его количество тем больше, чем больше газа в пористой среде до начала закачки. Автором произведен расчет фазовых проницаемостей, откуда следует, что присутствие равновесного газа в пористой среде приводит к резкому падению проницаемости по нефти в сравнении с опытом, где газ в пористой среде отсутствовал. Несмотря на это, присутствие газа в пористой среде до начала закачки благоприятно влияло на конечный коэффициент вытеснения, который в условиях опыта монотонно возрастал с ростом газонасыщенности и его прирост по сравнению с обычным заводнением достигал 20%. Автор считает, что в гидрофильной среде, содержащий газ, нефть, воду, газ заполняет часть порового пространства, которое могло бы занято остаточной нефтью [1].

А.Б. Дейсом подтверждены некоторые выводы, сделанные в работах К.Р. Холмгрена. Автором экспериментально установлено уменьшение остаточной нефтенасыщенности с 27% до 19% с увеличением газонасыщенности пористой среды перед фронтом вытесняющей воды от нуля до двадцати процентов. Исследования проводились на образцах породы (длина – 2,5 см, диаметр - 2 см, проницаемость – 0,3 мкм2), вместо нефти в опытах применяли триизобутилен, вытесняющий агент - минерализованная вода. Газовая фаза в пористой среде создавалась путем закачки воздуха. Здесь же автор на основании теоретических исследований приходит к выводу, что для нефтей повышенной вязкости присутствие газа в пористой среде приводит к уменьшению коэффициента вытеснения по сравнению с обычным заводнением [2].

В опытах Д.Г. Ричардсона и Р.В. Перкинса присутствие газа в несцементированной пористой среде перед заводнением мало сказывалось на величине коэффициента вытеснения. Так при вытеснении керосина на модели пласта, в которой отсутствовал газ, остаточная насыщенность керосином составила 18%. Заводнение модели в присутствии газовой фазы (25% от объема пор) уменьшило остаточную керосинонасыщенность лишь до 16%. В опытах, где вытеснению водой предшествовал газонапорный режим, прорыв воды наступал при большей насыщенности пористой среды керосином. Пористая Среда представлена кварцевым песком различных фракций (проницаемость -2.5 мкм2), который набивался в трубы длиной 25, 25 и 100 см, рабочие жидкости - керосин, дистиллированная вода. Газонасыщенность в пористой среде создавалась продувкой образца гелием [6].

Также проводились работы в ВНИИ Д.А. Эфросом, С.А. Кундиным. Здесь широко освещаются экспериментальные и теоретические исследования по фильтрации трехфазных систем в пористой среде. Эксперименты, в отличие от упомянутых выше, проводились с соблюдением условий подобия. При постановке опытов использовались модели двух типов: линейные (длина 100 и 300 см, диаметр 2-3 см) и параболические (длина 500 см). Пористая Среда – несцементированный или искусственно сцементированный песчаник с проницаемостью 1-3 мкм2. Модель нефти – керосиновые фракции бала-хинской нефти вязкостью 2,3; 4,2; 7,8 мПа.сек. Модель связанной воды и вытесняющий агент – дистиллированная вода. Вытесняющую жидкость предварительно насыщали газом во избежание дополнительного растворения в ней газа, находящегося в пористой среде.

При этом состав газа и давление насыщения в вытесняющей жидкости были такими же, как в вытесняемой. Для уменьшения влияния сжимаемости газа на процесс вытеснения опыты проводились при высоком давлении в модели пласта (5 МПа) и сравнительно малом градиенте давлений (0,2-0,3 МПа). Газонасыщенность в модели пласта создавалась продувкой гелием и азотом. Результаты опытов использовались для расчета фазовых проницаемостей. Установлено, что фазовые проницаемости для нефти и воды существенно зависит от количества находящегося в пористой среде газа. При постоянной нефтенасыщенности зависимость фазовой проницаемости по нефти от количества газа не является монотонной, а имеет максимум, достигаемый при значениях газонасыщенности 6-10%, фазовая проницаемость по воде соответственно имеет минимальные значения. Здесь же установлено, что остаточная газонасыщенность после заводнения была близка к начальной газонасыщенности, если последняя не превышала 10% от объема пор. Дальнейшее увеличение начальной газонасыщенности (свыше 10%) приводило к уменьшению остаточной газонасыщенности [3].

Большой объем экспериментальных и теоретических исследований проведен В.И. Лискевичем и Ю.М. Островским. В первой своей работе авторы анализируют результаты экспериментальных исследований процессов вытеснения нефти водой из загазованной пористой cреды и нефти сухим газом из обводненной пористой cреды, кроме того, в ней рассмотрены результаты опытов по вытеснению нефти из обводненной модели пласта газоводянной смесью.

Эксперименты проводились на линейной модели пласта (длина – 40 см, диаметр – 3 см, проницаемость – 0,09 мкм2, пористость – 0,18), составленных из естественных образцов породы. В качестве вытесняемой фазы использовались газонасыщенная нефть Гнединцевского месторождения. Вытесняющими агентами служили модель воды, близкая по солевому составу и минерализации к пластовым водам месторождения, и природный газ (95 моль-ныхпроцентов метана). В образцах создавалась связанная вода (30% от объема пор). Опыты проводились при температуре 30°С и давлении вытеснения 20 Мпа.

В опытах нагнетание воды после предварительной закачки газа начиналось при значениях га-зонасыщенности, равных 11, 18, 24 и 28% от объема пор модели пласта, в базовом опыте коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,57. Во всех опытах предварительная закачка газа приводила к увеличению коэффициента вытеснения: максимальное значение коэффициента вытеснения 0,72 (то есть прирост составил 15%) было достигнуто при газонасыщенности 18%, дальнейшее увеличение газонасыщенности не привело к изменению Величины коэффициента вытеснения. Закачка газа после предварительного нагнетания воды проводилась при водонасыщенности, составляющей 35; 40; 45; 50; 50%, с дальнейшим ростом обводненности модели пласта суммарная величина коэффициента вытеснения не изменяется. В третьей серии опытов изучалось изменение величины коэффициента вытеснения нефти в зависимости от выработки модели пласта водой к моменту нагнетания газоводяной смеси, состав которой характеризовался соотношением

Rr = ⁴ (1.1)

Qr+Qb где qr, qb – приведенные к условиям опыта объемные расходы нагнетаемых газа и воды, соответственно.

Эксперементы проводились при значениях Rr близких к 0,25. Нагнетание газоводной смеси про- изводились как с самого начала опыта (при остаточной водонасыщенности 30%), так и после первичной закачки воды при водонасыщенности 56 и 70%. В опытах установлено, что закачка газоводяной смеси на начальной стадии процесса воздействия увеличивает коэффициент вытеснения на 2122%. Воздействие на модель пласта газоводяной смесью на более поздних стадиях его заводнения снижает эту величину до 15-16%.

Под руководством Е.И. Лискевича проведен комплекс лабораторных исследований и для условий пласта AB 1 Самотлорского месторождения. В опытах использовались образцы песчаника, отобранного из пласта AB 1 рекомбинированная проба нефти вязкостью 1,33 МПа.сек., обогащенный газ (12-14% промежуточных компонентов C 2 - C 6 ). Содержание остаточной воды составляло 136-45% от порового объема. Коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,54. В результате исследований установлено следующее. При одновременной закачке газа и воды в условиях начальной нефтена-сыщенности максимальные пористости коэффициентов вытеснения 19-21% достигаются при содержании воды в суммарном потоке вытесняющих агентов от 23 до 80%. При циклической закачке воды и газа достигается тот же коэффициент вытеснения, как при нагнетании водогазовой смеси оптимального состава, если объем закачки каждого из агентов за один цикл не превышает 0,1 от объема нефтенасыщенных пор [4].

Ю.М. Островской и А.И. Хомышин в лабораторных опытах исследовали эффективность закачки водогазовых смесей различного состава в разобщенных слоисто-неоднородных пластах. С этой целью использовались три изолированные друг от друга модели пласта с проницаемостью и остаточной водой: модель 1-0,003 мкм2 и 31%; модель 20,011 мкм2 и 28%; модель 3-0,035 мкм2 и 24%. Схема обвязки моделей пласта предполагала один вход и один выход, модели пласта в пространстве располагались одна над другой с убыванием по проницаемости к верху. Опыты по одновременному вытеснению нефти из моделей пласта производились в трех вариантах – вытесняющим агентом служили газ, вода и газоводная смесь с разным содержанием воды [9].

Экспериментально установлено, что суммарные коэффициенты вытеснения при закачке газа в количестве двух поровых объемов составили 0,24; при нагнетании воды – 0,46. По мере роста фактора RB, характеризующего содержание воды в нагнетаемой газоводной смеси, эффективность нефтевы-теснения возрастает до 0,72 при закачке – водогазовой смеси в количестве двух поровых объемов, а затем снижается до значений, отвечающих только закачке воды.

В нашей стране исследования проводились в СибНИИНП (А.И. Вашкурин, Г.В. Ложкин, А.С. Касов, В.М. Ильин, В.А. Дроздов и др.). Опыты проводились с использованием сухого и обогащенного газа, ШФЛУ. В качестве моделей нефти использовались рекомбинированная и пластовая пробы нефти. Эксперименты проводились при пластовых давлениях и температурах, при скоростях, близких к реальным пластовым. Проведенные исследования свидетельствуют о том, что в этом случае коэффициент вытеснения нефти является функцией параметров пористой Среды, относительных проницаемостей, смачиваемости. Проницаемость моделей пласта изменялась от 0,1 до 0,5 мкм2. Установлено снижение величины прироста коэффициента вытеснения нефти относительно заводнения с использованием сухого углеводородного газа при увеличении проницаемости модели пласта свыше 0,1 мкм2 [10].

В то же время отмечается недостаточная изученность процессов вытеснения нефти при водогазовом воздействии в коллекторах проницаемостью от 0,01 до 0,05 мкм². Заслуживает внимание экспериментальная часть работы, которая проведена для условий пласта Ю₁ Вахского месторождения. По своим геолого-физическим характеристикам пластовые условия данного объекта разработки близки к условиям пласта Ю 1 Тевлинско-Русскинского месторождения. Исследования проведены при следующих условиях: рабочее давление – 23 Мпа, температура – 80°С, модель (длина 1,05 м, диаметр 0,028 м, проницаемость 0,045 мкм², остаточная вода 31,2%) составлена из естественных образцов изучаемого объекта. Рабочие жидкости: пластовая нефть (вязкость 0,75 мПа.сек, плотность 730 кг/м³, газовый фактор 75 м³/м³)"и сухой газ (40) [8].

Коэффициент вытеснения при заводнении составил 0,62. В опытах исследовалась эффективность довытеснения остаточной нефти (после заводнения) по следующей технологии: в заводненную модель закачивался сухой газ в объеме одного порового пространства после чего проводилась совместная закачка воды и газа в соотношении 1:5 в количестве 5 объемов пор с последующей закачкой воды в количестве двух поровых объемов. В результате закачки газа коэффициент вытеснения нефти увеличивался на 6 пунктов, а последующей закачкой водогазовой смеси удалось повысить коэффициент вытеснения до 0,78 вместо 0,2 при обычном заводнении [7].

Выводы.

Технология водогазового воздействия предназначена для повышения коэффициента нефтеизвле- чения и снижения обводненности добываемой продукции. Проанализировав результаты опытов, можно сказать, что областью применения технологического процесса являются неоднородные по проницаемости пласты. Технологическая эффективность достигается как за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти (9-17%), так и коэффициента охвата пласта воздействием (до 40%) за счет высокой вязкости водогазовой смеси в пластовых условиях [5].

Учитывая наличие в Западной Сибири значительных ресурсов углеводородных газов различного состава, представляет особый интерес изучение влияния состава закачиваемого газа на эффективность извлечения нефти. На данный момент существует проблема совершенствования заводнения в связи с открытием в Западной Сибири месторождений с залежами нефти в пластах Ю 1 , Ю 2 и БС 18-19 с неоднородными низкопроницаемыми коллекторами. Актуальность проведения водогазового воздействия на пласт заключается в том, что он не только позволяет повысить КИН, но и провести утилизацию больших объемов добываемого попутно с нефтью углеводородного газа, который часто сжигается на факелах.