книги / Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности

Рис. 52. Профили распределения минерализации в прискважинной части пласта для разных значений коэффициентов скорости массообмена

У\ 2 у, 1(Г6, 3 -у, КГ4,у2 Ю~4: -

=0,55•10-3 10-3

/ - = ,у2=2 = 0; - = 0,55 у2 = I0'6; = 0,55 = 4 Yl =

г/ гс 13 10 7 4 / * 1 10 15 г/ гс

Рис. 53. Динамика вытеснения пластовой воды раствором контрастной солености при X = 0,6

(/) и X = 0,03 (//)

1 - однородная порода; 2 - заглинизированная порода с тупиковыми породами, а - со­ стояние прискважинной зоны после первого каротажа; б - смена раствора tx!T = 1,8;

Гг/Г =3,6; /з//Г = 5,76

рования зоны проникновения при смене глинистого раствора незна­ чительно. С ростом уплотненности горных пород масообменными про­ цессами с тупиковыми порами и глинистым цементом пренебречь нельзя, становится существенным их влияние на вторичное формирование зоны

Таблица 14

Интервалы времени между геофизическими исследованиями в методе КЗК для пластов с разной степенью неоднородности

проникновения. По результатам моделирования можно оценить величину полностью промытой зоны для однородных пород (гПп) и заглинизи-

гл рованных (/пп)- Так, например, для одного и того же момента времени при

X = 0,03, /*пп « 6/*с, /*пп 5552гс; при X = 0,3, гпп * 9гс, /*пп 558 Згс; при X =

В случае глинистых песчаников (X = 0,6) доля невытесненной воды сос­ тавляет примерно 15%, при X = 0,3 - 38% и примерно 60% - при X = 0,03.

С ростом заглинизированности горных пород усиливаются эффекты недовытеснения. Кроме того, количество невытесненной пластовой воды при первичной закачке или фильтрата при вторичной, увеличивается с ростом коэффициента гидродинамической дисперсии X (см. рис. 51). Итак,

напрашивается следующий вывод: полнота вытеснения пластовой воды определяется заглинизированностью породы и структурой порового пространства (распределением пор по радиусу, гидродинамической из­ вилистостью поровых каналов, наличием застойных зон). Поэтому технологический режим метода "каротаж-закачка-каротаж" должен определяться типом горных породы, степенью ее однородности, глуби­ ной исследования соответствующего геофизического метода. Интер­ вал времени между первым и вторым каротажем, необходимый для полной смены закачиваемого первичного раствора, также определя­ ется этими факторами. Полученные в результате математичес­ кого моделирования значения интервалов времени (АТ) для разных X в случае однородного и заглинизированного пласта приведены в

табл. 14.

Данные таблицы указаны для геофизических методов, имеющих глу­ бину исследования » 8/*с, с увеличением глубины интервал времени дол­

жен был пересчитан.

Высокая точность оценок остаточной нефгенасыщенности, полученных по методу каротаж-закачка-каротаж, может быть достигнута при соблюдении требований к технологическому режиму. На рис. 54 при­ водится сопоставление оценок ОНН, полученных на керне с сохранением давления АГ0 Нд и по методу ИНК + КЗК (АГон) и ЯМК + КЗК (Кон)» Неполнота вытеснения пластовой воды и фильтрата, изменение коэф­ фициента охвата и другие факторы, о которых шла речь выше, вносят систематические и случайные погрешности в оценку ОНН. На рис. 55

Рис. 54. Сопоставление оценок ОНН, полученных по керну с сохранением давления, и по методам ИНК + КЗК (/) и ЯМК + КЗК (2)

Рис. 55. Гистограмма распределения оценок ОНН, полученных по методу ИНК + КЗК на заводненных участках Ромашкинекого месторождения

I - область довытеснения ОН; 11 - эффект неполноты вытеснения; III - эффект вскрытия

представлено распределение оценок ОНН, полученных по методу ИНК + КЗК и отмечены области погрешностей.

Предложенная для описания состояния прискважинной части пласта математическая модель позволяет получить профили распределения кон­ центрации реагента (минерализации насыщающего флюида) для разных типов структур порового пространства, различных неоднородностей и разных режимов вытеснения в околоскважинной зоне. Результаты моде­ лирования помогают устранить погрешности в оценке остаточной нефтенасыщенности, связанные с неоднородностью пласта и неполнотой вы­ теснения, позволяют дать рекомендации по технологическому режиму ме­ тода каротаж-закачка-каротаж.

ИЗУЧЕНИЕ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ В УДАЛЕННОЙ ОТ СКВАЖИНЫ ОБЛАСТИ

Наиболее эффективным из косвенных методов оценки остаточной нефтенасыщенности считается метод с использованием химического ин­ дикатора в отдельной скважине или метод обратной промывки, разра­ ботанный в США. Этот метод позволяет измерить среднюю остаточную нефтенасыщенность пласта в объеме нескольких сотен кубических метров с точностью 2-3%. Первые лабораторные эксперименты по исполь­ зованию химического индикатора для оценки ОНН были проведены Х.А. Динсом в 1967 г.

Суть эксперимента состояла в следующем. Этилацетат нагнетался в песчаный образец, содержавший очищенную нефть. За зоной эфира сле­ довала зона 1-нормального раствора Na2C 03.. При взаимодействии воды с

высоким pH часть этилового эфира в результате гидролиза превраща­ ется в этиловый спирт, а часть растворяется в нефти. Через некото­ рое время (необходимое для гидролиза) начинается откачка закачанных в образец флюидов. Скорость перемещения этилового спирта выше скорости эфира, поэтому он возвращается первым. На входе образца измеряется концентрация первичного (этилового эфира) и вторичного (этилового спирта) индикаторов. Расстояние между двумя пиками концентрации зависит от величины остаточной йефтенасыщенности и применяется для ее оценки. Первый полевой эксперимент был проведен в 1968 г.

Применение раствора Na2C 0 3 для нефтяных месторождений недо­ пустимо, так как выпадающий осадок СаС03 закупоривает пласт. Поэто­

му в этом эксперименте эфир нагнетался без оторочки соленого раствора и гидролизовался в условиях пластовой температуры пластовой воды. На результаты этого эксперимента значительно повлияло движение флюида в пласте во время закрытия скважин [86].

Следующие эксперименты проводились в 1969 г. для установления скорости реакции, определения зависимости эффективности метода от количества закачиваемых в пласт объемов, изучения влияния смешения флюида во время закрытия скважины на точность оценки ОНН и др. Эти эксперименты дали обнадеживающие результаты и позволили разра­ ботать технологию метода оценки ОНН с помощью химического инди­ катора в одиночной скважине.

Этот метод состоит из трех основных этапов. На первой фазе экспе­ римента раствор, содержащий первичный индикатор - эфир, нагнетается в пласт. Этот раствор продвигается в пласте за счет нагнетания большого количества минерализованного раствора NaCl или, что предпочтительнее, пластовой воды. Затем скважина закрывается на период в несколько дней. Начинается вторая фаза эксперимента, во время которой часть эфира растворяется в нефти, а часть превращается в результате гид­ ролиза в спирт (вторичный индикатор). Затем на третьей стадии экспе­ римента скважина начинает работать на добычу. Концентрации двух ин­ дикаторов периодически регистрируются на скважине как функции из­ влеченного объема. Хроматографическая задержка индикаторов исполь­ зуется для оценки остаточной нефтенасыщенности.

Количественная интерпретация метода обратной промывки опирается на экспериментальные результаты и математическую модель, описы­ вающую технологический процесс данного метода. Но об этом речь пой­ дет ниже. А сейчас предоставим читателю возможность ознакомиться с методикой эксперимента в одиночной скважине, детально разработанной X. Динсом, С. Мейджером, Дж. Томичем^и требованиями к скважине и индикатору.

Скважина, выбранная для проведения эксперимента, должна удовлет­ ворять следующим требованиям.

1. Скважина должна быть завершена в исследуемом интервале. Иссле­ дуемый пласт должен быть хорошо истощен. Желательно сокращение до­ бычи нефти до 2%.

2. Скважина должна быть очищена от осадков путем применения

чистильного каната или каким-либо другим способом. Насоснокомп­ рессорная труба должна быть освобождена от накипи.

3. Рассматриваемый метод дает среднюю по мощности величину остаточной нефтенасыщенности, поэтому нежелательно исследовать мощные зоны как однородный интервал. Как правило, в данном методе толщина исследуемого пласта варьирует от 2,4 до 30,5 м.

4.Выбранная скважина не должна использоваться для заводнения до эксперимента, поскольку большие объемы нагнетаемой воды приводят к вымыванию растворимых фракций и заниженным оценкам остаточной нефтенасыщенности.

5.Качество эксперимента зависит от того, насколько поток раствора с индикатором близок к радиальному (поток должен быть радиальным и обратимым для получения эффективных оценок ОНН). В связи с этим очень важна вертикальная изоляция.

6.На результатах эксперимента сказывается заканчивание скважины. Очень важно свести к минимуму объемы в скважине и в системе труб на поверхности. Желательно устанавливать насосно-компрессорные трубы вблизи кровли исследуемого интервала. На стадиях нагнетания и добычи следует избегать оттоков флюида в межтрубное пространство, кольцевое пространство и т.д. в зависимости от типа добывающего механизма. При­ менение газлифта нежелательно из-за потери эфиров на газ газлифта.

При проведении эксперимента следует обратить внимание на одно очень важное обстоятельство, а именно: растворы этила, взаимодействуя

сэластичными материалами, вызывают их набухание. Поэтому, прежде чем приступить к выполнению эксперимента, необходимо проверить прокладки, изоляцию, предварительно пропитав их 1%-ным раствором

эфира.

7.Для фазы нагнетания желательно использовать пластовую воду, что позволит избежать дополнительных массообменных процессов между закачиваемым раствором и вмещающими породами, контраста в ми­ нерализации между нагнетаемой жидкостью и пластовой водой. При различиях в минерализации пластовой и нагнетаемой воды неизбежно появляется зона смешения, что в свою очередь приводит к изменению коэффициента равновесного распределения К\ и ошибкам интерпретации.

Как уже отмечалось выше, технология метода обратной промывки содержит три стадии. Рассмотрим подробно каждую из них.

На первой стадии происходит закачивание в пласт индикатора в виде оторочки. Схема установки для нагнетания представлена на рис. 56. Из резервуара (/) извлекается с помощью центробежного насоса (2) раствор,

который, проходя через фильтры (5), смешивается в миксере (7) с хими­ ческим индикатором, находящимся в емкости (5) и извлекаемом с помощью насоса (6). Ход насоса (6) устанавливается так, чтобы можно

было получить желаемую концентрацию индикатора. Концентрация ин­ дикатора определяется с помощью хроматографа (9). Затем раствор индикатора с помощью насоса ( //) подается в скважину. Если для нагне­ тания с заданной скоростью (зависящей от расчетного значения раствора) требуется избыточное давление, то расчетная скорость работы насоса должна быть снижена. В этом случае и следует изменить скорость работы

Рис. 56. Схема установки для проведения эксперимента в одиночной скважине Пояснение см. в тексте

насоса (6) для поддержания необходимой расчетной концентрации ин­

дикатора.

Нагнетание продолжается до тех пор, пока не будут закачаны все рас­ четные объемы. Нагнетаемые объемы для большинства экспериментов находятся в диапазоне 20-38 м3 на 1 м мощности исследуемого пласта.

Чувствительность метода зависит от величины (/), называемой профилем нагнетания и опредеяемой как отношение закачиваемого объема раствора индикатора Синд! к общему объему жидкости, закачиваемой в пласт Q, т.е. / = ЙИНД1/С?. Общий объем нагнетаемого флюида является суммой

объема раствора индикатора и объема пластовой воды, применяемого для проталкивания индикатора в пласт. Наибольшая чувствительность дос­ тигается тогда, когда/находится в диапазоне 0,24 < /< 0 ,5 .

После закачивания всех необходимых объемов скважина закрывается, начинается вторая стадия - стадия реакции. Времени, в течение которого скважина закрыта, должно быть достаточно для гидролиза. Из резуль­ татов зарубежных экспериментов [55] следует, что наибольшая чувст­ вительность метода достигается тогда, когда время продолжительности гидролиза /гидр определяется равенством:

где /ЗАк - время закачивания флюидов; УЗАк> Удов - скорости нагнетания и добычи, соответственно.

Гидролиз 10% поступившего в пласт эфира является нижнм пределом, а 80% принимается за верхний предел. Доля эфира, вступившего в реак­

цию, определяется соотношением

л = 1 _/«ОБЩ« 1

где К - константа скорости гидролиза; г0 б щ - общее время эксперимента.

Общее время эксперимента зависит от величины нагнетаемого объема, скоростей закачки и добычи и может быть вычислено по формуле

*Общ = G• [з / УЗАК +4 / УДОБ].

Согласно условию гидролиза 0,1 < Т| < 0,8. Это соотношение накла­ дывает определенные ограничения на константу скорости гидролиза К,

которая зависит от вида эфира и от пластовых условий (в первую очередь от температуры), т.е. костанта К должна удовлетворять следующему не­

равенству

О Д Л о б щ < К < 3,2//о б щ *

Таким образом, мы приходим к проблеме выбора индикатора. Применяемые в методе обратной промывки индикаторы должны удов­

летворять следующим требованиям: индикатор должен вступать в реак­ цию с пластовой водой при пластовой температуре с достаточной ско­ ростью и образовывать стабильный продукт; должен иметь коэффициент равновесного распределения К х = 2- 10, причем коэффициент распре­ деления первичного индикатора К\ должен отличаться от коэффициента распределения продукта (вторичного индикатора) К2; желательно иметь значения К2, близкие к нулю; индикатор должен обладать малой адсорб­

ционной способностью.

Поскольку константа скорости реакции зависит от температуры, выбор индикатора также определяется пластовыми условиями. При низких тем­ пературах (< 49*С) предпочтительнее применять форматы, имеющие вы­ сокую реактивность, при температуре выше 49°С применяются ацетаты.

В данном методе наиболее широко используются этилацетат (вторич­ ный индикатор - этанол) и пропилформат (вторичный индикатор - пропанол). На рис. 57 представлена зависимость коэффициента равно­ весного распределения К\ от температуры пласта для этилацетата и про-

пилформата при различных значениях минерализации пластовой воды. Найденная довольно грубая функциональная зависимость вида

* КЕТАС) = 2,4 + [1,0 + C/24000]((T°F - 60)/100)

^i(PRFR) = 7 + С/33000,

где С - минерализация пластовой воды (в ppm), позволяет оценить Кх с

точностью 20-30%. Приведем значения коэффициентов равновесного распределения для наиболее часто применяемых индикаторов:

Рис. 59. Экспериментальные профили концентрации первичного (/) и вторичного (2) индикаторов, полученные при отборе закачанных объемов

Здесь QU Q2 - извлеченные объемы, соответствующие максиму­ му концентрации первичного и вторичного индикаторов, соответст­ венно; К\ - коэффициент равновесного распределения первичного ин­ дикатора. Параметр р называется коэффициентом задержки индика­ тора.

Значения извлеченных объемов Qj и Q2 можно получить непос­ редственно из эксперимента путем численного интегрирования выражения

где С\ - концентрация первичного (вторичного) индикатора как функция извлеченного объема.

Высокая дисперсия, скорость смещения флюида, необратимость потока существенно искажают характер распределения концентраций, влияют на точность оценки остаточной нефтенасыщенности. В случае сильного смещения флюида в значения Q должны быть введены соответствующие поправки. Кроме того, ошибки в определении коэффициента равновесного распределения, недоучет пластовых условий, могут также служить источником погрешности в оценке Кон-

Формула (30) получена в предположении полной обратимости потока, отсутствия реакции во время нагнетания, отсутствия дисперсии. Если в реальных условиях ни одно из этих условий не выполняется, то эта формула может быть использована для грубой предварительной оценки

^он-