книги / Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности

Начальные и граничные условия для данной задачи имеют вид: С(г,0) = С0

С,(г,0) = С2(г,0) = 0 VrC = 0 на оси керна

С(Г,гк) = С*

где С0концентрация индикатора в проточных порах в начальный момент времени; С* - концентрация контрастного раствора; гк - радиус керна; D - коэффициент молекулярной диффузии. Остальные обозначения такие

же, как в системе уравнений (14). На данной математической модели решалась задача идентификации состояния остаточной нефти в образце керна на основе анализа изменения концентрации индикатора по радиусу. Заметим, что в этой задаче мы рассматриваем два состояния остаточной нефти: капиллярно-защемленная и нефть, прочто связанная со скелетом породы (адсорбированная, пленочная, тупиковых пор).

Эти два состояния остаточной нефти соответствуют двум различным структурам порового пространства: с техногенными тупиковыми порами и без них. Здесь мы выделяем только техногенные тупиковые поры, нефть в застойных порах естественного происхождения и адсорбированную на поверхности скелета мы объединяем в одну группу и относим к со­ стоянию, прочно связанному со скелетом. Для физических процессов, имеющих место в этой задаче, характерны низкие скорости массообмена. Поэтому для получения гладкого решения при аппроксимации системы уравнений (20), (21) достаточно применить двухслойную неявную

шеститочечную схему [33].

Полученная система алгебраических уравнений решалась методом прогонки. Шаг по координате (h) и времени (At) выбирался с учетом

условия устойчивости, обычного для такого рода разностных схем. Это

условие имеет вид

( 0 ‘ /АГп)Дг/А2 < 0 ,5

где К п = min (Кп, Кпт, Кгл).

На устойчивость схемы оказывает влияние и параметр усреднения 0; если 0 ^ 0,5, то схема будет абсолютно устойчива.

Численное моделирование проводилось для различных значений параметров Кп и tfnT, а также для различных значений коэффициента yj,

характеризующего кинетику массообмена с техногенными тупиковыми порами. Значения таких параметров, как коэффициенты неравновесной сорбции, глинистость, пористость глинистого цемента, коэффициент моле­ кулярной диффузии во время моделирования оставались постоянными, равными характерным значениям этих параметров для терригенных пород. При расчетах использовались следующие значения параметров:

А"гл = 0,1; А^пгл = 0,15; Z> = 1,61 10“5 см2/с; у, «0,1 10“5+0,1 НГ4^ 1;

у2 = 5,5 10“3с-1; а = 0,281. Значения открытой и тупиковой пористо­ сти варьировались с учетом соотношения Кп + КгЛКпгл + АГгл + Кпт + + Кск = 1 Начальная концентрация индикатора в керне принималась равной 1, концентрация раствора, в котором находился образец керна, равна 0,3. Коэффициент у} изменялся в пределах 10"4 - 10“9с"1.

В результате численного моделирования были получены распределения концентрации индикатора по радиусу керна для двух типов структуры остаточной нефти. Рис. 39 иллюстрирует динамику распределения кон­ центрации индикатора в двух различных случаях: когда образец керна содержит техногенные тупиковые поры (ДТП = Кпт = 0,2; рис. 39,/) и при их отсутствии (Кпт = 0; рис. 39,2). Шифры кривых обозначают различные моменты времени (tj < t2 < /3 < /4). Как видно из рисунка, уже на ранней

стадии возникают существенные различия в изменениях концентрации индикатора для сплошной и защемленной фаз, которые с течением времени усиливаются. Начиная с некоторого момента состояние образца, как исследуемой системы, становится равновесным, и решение системы уравнений (20), (21) выходит на асимптотику. Причем, если с течением времени при отсутствии капиллярно-защемленной нефти в образце концентрация в проточных порах становится равной концентрации раст­ вора, то наличие массообмена с техногенными тупиковыми порами не только сказывается на скорости выравнивания концентрации, но приводит и к изменению выпуклости функции распределения: начиная с некоторого момента времени значения концентрации в проточных порах становятся ниже концентрации раствора.

На рис. 40 представлены зависимости производной от концентрации по времени как функции времени в некоторой точке г(0< г < гк) для разных значений коэффициента массообмена у. Кривая, соответствующая породе

без техногенных тупиковых пор, представлена на рисунке линией У. При наличии тупиковых пор в образце (YJ Ф0; Кпт * 0; линии 2 и 5) график функции dC/dt = f(0 характеризуется наличием точки перегиба.

С/Со

Рис. 41. Динамика распределения концентрации индикатора в образце керна в зависимости от скорости массообмена

1 - у, = 10-6; 2 - YJ= 10“5. fj < /2 < /3

С/С0

Рис. 42. Динамика изменения концентрации индикатора в проточных порах в зависимости от соотношения между тупиковой и открытой пористостью

1 - Л =0,5; 2 - я =5. tx<t2

между тупиковой и открытой пористостью Т| = Кт 1Кп . Рис. 42 иллю­

стрирует динамику изменения концентрации в проточных порах для раз­ ных значений Т|. Таким образом, изменение выпуклости функции распре­

деления концентрации в проточных порах в равновесном состоянии может свидетельствовать о наличии защемленной нефти в образце.

В США в карбонатной формации Сан-Эндюс на площади Вилард месторождения Уоссон проводилось испытание технологии увеличения нефтеотдачи с помощью С 0 2. Перед постановкой опытных работ был проведен тщательный анализ содержания и распределения ОНН по площади с целью оценки эффективности предшествующего заводнения и изучения изменения ОНН по разрезу. Отбор керна с его герметизацией на забое проводился в контрольных скважинах. Была применена специ­ альная технология отбора, включающая непрерывный контроль за дав­ лением, скоростью циркуляции бурового раствора и регулирование его свойств. С помощью регулирования основных факторов, влияющих на степень проникновения фильтрата, добивались максимальной степени сохранности пластовой ОНН. Регулировались скорость циркуляции бурового раствора, скорость и величина потерь флюида, скорость бурения.

В качестве бурового раствора при отборе керна использовалась следующая композиция:

Избыток давления при отборе керна был равен 1240 кПа, скорость циркуляции раствора находилась на уровне 378,5 л/мин, для чего применялся дополнительный специальный насос. Скорость проходки при отборе керна находилась в пределах 18-75 мин на 1 м проходки, при этом масса долота составляла 4500 кг, а частота вращения долота 60 оборотов в 1 мин.

Для анализа проникновения фильтрата в керн использовался тритиевый индикатор. Проведенный анализ показал, что периферийная часть керна содержит больше тритиевого индикатора, чем внутренний цилиндр, что свидетельствует о фильтрации через боковую поверхность керна при его движении через колонковую трубу (рис. 43). Дополнительное нагнетание раствора с индикатором привело к увеличению водонасыщения пери­ ферийной части керна, что указывает на подвижность ООН в пластовых условиях. Результаты проведенного нами численного моделирования про­ цесса проникновения индикатора в образец керна подтверждают экспери­ ментальные материалы (рис. 44).

На рис. 45 дано сопоставление результатов оценки ОНН по кернам с сохранением давления с коллекторскими свойствами. Как видно из этого сопоставления, корреляций ОНН с пористостью и проницаемостью не отмечается. Кроме того, значение ОНН при сохранении давления ха­ рактеризуются величинами более 30%, в то время как значения ОНН по кернам без сохранения давления колеблются в пределах 15-20%. Потери

Рис. 43. Вертикальный профиль проницаемости (/) и концентрация индикатора (2) в образце керна (а) и его периферийной части (б)

С/С0

Рис. 44. Зависимость концентрации индикатора от времени в образце керна (/) и в пери­ ферийной части (2) по результатам моделирования

У -г/гк = 0,2;2-г/гк = 0,9

ОНИ при подъеме керна на поверхность составляют 15-60% порового объема. Полученные данные показывают, что пластовая ОНИ более чем на половину представлена капиллярно-защемленной ОНИ.

Компания Аминоил исследовала распределение остаточной нефте-

Рис. 45. Сопоставление профиля ОНН с результатами определения фильтрационно­ емкостных свойств по кернам с сохранением пластового давления

насыщенности с помощью отбора керна с сохранением давления в кали­ форнийских песчаниках на месторождении Хантингтон-Бич. Контрольная скважина располагалась в зоне интенсивной промывки более 30 поровых объемов, а скорость фильтрации воды в пласте 0,15 м/сут. При отборе керна использовалась промывочная жидкость типа застуденелого крах­ мала на водной основе с полимером и карбонатом кальция. Величина pH ограничена до 8,5. Проникновение фильтрата контролировалось с по­ мощью метанолового индикатора. Коллекторские свойства песчаника менялись в чрезвычайно широком диапазоне, пористость от 19,7 до 43,4%, газопроницаемость от 2 10"3до 8,65 мкм2. Проникший в керн индикатор

показал содержание в нем в среднем 30% фильтрата. Однако концен­ трация индикатора в керне радиально практически не менялась. Был про­ веден анализ 133 керновых образцов. Эти данные суммированы в табл. 13.

Как видно из таблицы, различие в значениях ОНН в пластовых и в поверхностных условиях составляет несколько процентов. Это в со­ четании с данными индикатора указывает на то, что ОНН коллектора

Таблица 13

Результаты анализа керна с сохранением давления

связана прежде всего с сорбированной остаточной нефтью, а режим ее образования близок к автомодельному.

Из проведенного анализа следует, что данные об изменении радиаль­ ной концентрации в керне в совокупности с данными о насыщен­ ности позволяют судить о структуре остаточной нефти кернов, отбираемых под давлением, и делать выводы о нарушении пластового остаточного нефтенасыщения фильтратом промывочной жидкости. Значительные радиальные изменения концентрации индикатора при практическом постоянстве коэффициента водонасыщения свиде­ тельствуют о сохранности капиллярно-защемленной нефти в керне. Напротив, практическое постоянство концентрации индикатора ука­ зывает на разрушение или отсутствие капиллярно-защемленной фазы.

ИССЛЕДОВАНИЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПО ДАННЫМ АНАЛИЗА

ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЧАСТИ ПЛАСТА

Следующей ступенью выделенной нами иерархической системы объектов является прискважинная часть пласта. При изучении состо­ яния околоскважинной зоны обычно используются геофизические ме­ тоды. Оценка ОНН по данным геофизических исследований скважин может проводиться в эксплуатационных (нагнетательных и добываю­ щих) скважинах, а также в оценочных и контрольных скважинах как в открытом стволе, так и после крепления скважин обсадными трубами.

В связи с большой значимостью оценок ОНН для исследований обыч­ но выбирают базовые оценочные скважины, в которых проводится расширенный комплекс геофизических исследований в сочетании со сплошным отбором керна и проведением оценок ОНН по специальным технологиям - каротаж-закачка-каротаж, использование химически активного индикатора и др. Базовые скважины располагаются вдали от эксплуатационных с тем, чтобы в максимальной степени оха­ рактеризовать ОНН пласта в межскважинном пространстве (рис. 46). Скважина должна быть вертикальной. Промывочные жидкости, применяемые при вскрытии, должны быть только на водной основе. Помимо базовых используются и необсаженные эксплуатационные скважины, бурящиеся для уплотнения сетки скважин, при разбуривании нижележащих горизонтов и др., а также при оценке ОНН контрольные неперфорированные скважины. Поскольку при вскрытии обводненных пластов их первоначальное насыщение флюидами может измениться, с целью контроля обычно проводится несколько геофизических замеров во времени.

Нагнетательные и добывающие эксплуатационные скважины обычно мало пригодны для оценки ОНН. Такие скважины имеют существенно измененные пластовые свойства в околоскважинных зонах. Здесь проис-

□1

VZA 2

Рис. 46. Схема расположения базовой скважины для изучения ОНН разрабатываемых пластов

1 ,2 - зоны: 1 - непромытая; 2 - промытая

ходят процессы закупорки и отложения, а пластовая ОНН искажена аномально высокими, не характерными для пласта в целом значениями градиентов давления.

Особенности околоскважинных зон разрабатываемых пластов

При вскрытии разрабатываемых пластов, так же как и неразра­ батываемых, предусматривается создание репрессии на пласт и исполь­ зование в качестве промывочной жидкости глинистых растворов (полидисперсных систем, дисперсной фазой которых являются глина, частицы выбуренных пород и утяжелитель). Под воздействием репрессии про­ мывочная жидкость фильтруется в пласт. В процессе разделения промы­ вочной жидкости на дисперсную фазу и дисперсную среду последняя в виде фильтрата промывочной жидкости проникает в обводненный пласт, а дисперсная фаза образует зоны глинистой корки и кольматации.

В случае, когда базовая скважина вскрывает целики остаточной нефти, происходит ее вытеснение фильтратом промывочной жидкости и форми­ рующееся состояние околоскважинной зоны аналогично состоянию в не­ разрабатываемом пласте.

При вскрытии базовой скважиной частично промытых пластов в около­ скважинной зоне возможно довытеснение подвижной и капиллярно-защем­ ленной ОНН фильтратом промывочной жидкости. Степень обводнения пласта оказывает определенное влияние на ОНН прискважинной зоны, однако это влияние незначительно. Так, при увеличении водонасыщения обводненного пласта от 0,3 до 0,6 ОНН прискважинной области изме­ нилось всего лишь на 6% (рис. 47). В то же время с увеличением водо­

насыщения пласта характер распределения водонасыщенности в околоскважинной зоне существенно меняется. С ростом подвижного

Рис. 47. Профили изменения водонасыщения зоны проникновения в пластах с различной обводненностью

/ - Ктп =Ков=0,\; 2-4 - Квпп= 03 (2); 0.5 (5); 0.6 (4)

водонасыщения пласта увеличиваются размеры зоны проникновения. Распределение водонасыщения в зоне становится более пологим, исчезает ярко выраженный фронт проникновения, вместо которого появляется плавная переходная зона. Результаты численного моделирования показывают, что связь коэффициента водонасыщения промытой зоны с коэффициентом подвижной водонасыщенности пласта отсутствует. Этот вывод подтверждается и данными промыслово-геофизических иссле­ дований [22].

При вскрытии полностью промытых пластов состояние околоскважинной зоны сходно с ее состоянием в природно-водоносном пласте. При проникновении фильтрата глинистого раствора в обводненные пласты-коллекторы, в последних, как и в водоносных пластах, образуется зона с измененными физическими свойствами - зона проникновения.

В отличие от природно-водоносных пластов, механизм изменения физических свойств в зоне проникновения разрабатываемых пластов определяется, в основном, конвективным, диффузионным и массо­ обменным переносом компонентов фильтрата глинистого раствора. Из-за сложности траекторий движения фильтрата истинная скорость частиц фильтрата в каждом микрообъеме внутри порового пространства отли­ чается как по величине, так и по направлению от средней скорости. Вследствие этого скорость некоторых частиц фильтрата оказывается больше, а некоторых меньше, чем средняя скорость фильтрации. Так как минерализация фильтрата промывочной жидкости почти всегда отли­ чается от минерализации пластовых вод, то при проникновении фильтрата в пласт происходит изменение минерализации за счет образования зоны смешения фильтрата и пластовой воды. Изменение минерализации в зоне проникновения разрабатываемых пластов является одним из основных процессов, приводящих к изменению геофизических характеристик зоны проникновения.