Определения фазовых проницаемостей при совместной стационарной фильтрации

Стандартизуемый метод регламентирует основные параметры эксперимента при определении фазовых проницаемостей при совмест­ной фильтрации нефти и воды на образцах пород-коллекторов порового типа, отобранных из продуктивных пластов при максимально приближенных пластовым, с использованием пластовых или модельных жидкостей. Для пород кавернозно-порового типа и коллекторов с микротрещинами (до 50 мкм) данный метод позволяет проводить качественную оценку фильтрационных характеристик при многофазной фильтрации.

Общие требования

Исследования проводятся на единичных образцах керна или модели составленной из единичных образцов, приготовленных из керна изучаемого пласта и ориентированных параллельно напла­стованию. При малой анизотропии породы допускается использование неориентированного керна. Эксперимент проводится при совмест­ной стационарной фильтрации 2-х фаз (нефти и воды) через модель пласта при создании естественных физико-химических характеристик си­стемы порода – пластовые флюиды; поддержании в процессе экспери­мента значений температуры и давления, соответствующих пласто­вым; при скоростях течения флюидов соответствующих промысловым.

Оборудование

Исследования проводятся на специализированных установках, имеющих следующие основные узлы

1. Система, обеспечивающая подачу жидкостей и газа в образец при пластовом давлении в различных соот­ношениях при постоянном суммарном расходе;

2. Кернодержатель, предназначенный для компоновки соста­вного образца в резиновой манжете должен обеспечивать на­дежную стыковку отдельных цилиндрических образцов, поддержание всестороннего давления обжима и ввод жидкостей в образец. при рабочем давлении и температуре, соответствующих пластовым ус­ловиям данного объекта разработки

3. Контейнеры жидкостные из коррозионностойких сплавов, предназначенные для рабочих жидкостей и газов, оборудованные ве­нтилями и разделительными поршнями, рассчитанные на рабочее да­вление и температуру.

4. Специальный контейнер для сбора вытесненных из соста­вного образца жидкостей.

Для сбора выходящих из образца жидкостей и газа мо­жет применяться бюретка высокого давления, обеспечивающая непре­рывное визуальное измерение объема жидкости с точностью не менее 0,1 см³ при давлении и температуре испытания.

5. Воздушный термостат, обеспечивающий поддержание необ­ходимой температуры с точностью 1,0 °С. В термостате размещаются кернодержатель, контейнеры с рабочими жидкостями и бюретки высо­кого давления

Допускается применение жидкостных термостатов или системы электрообогрева.

Подготовка жидкостей (нефти, воды) к испытанию.

В экспериментах по определению ОФП желательно использовать пробы безводной пласто­вой нефти и пластовую воду. Но поскольку это не всегда воз­можно, допускается использовать модели нефти, приготовлен­ные разбавлением дегазированной и очищенной нефти раство­рителями (керосин, бензин, петролейный эфир и др.) в коли­честве не более 30 % от объема смеси с целью подбора зна­чения вязкости модели нефти, соответствующей пластовым условиям. Также допускается использование рекомбинированных проб нефти, приготовленных из дегазированной нефти путем насыщения ее углеводородными газами.

В качестве модели воды допускается использование раст­вора NaCl в дистиллированной воде, минерализация которого со­ответствует пластовой воде.

. Подготовка образца к испытанию

1. Для определения фазовых проницаемостей применяется составной образец поро­ды, монтируемый из отдельных цилиндрических образцов с ненарушен­ной структурой, диаметром не менее 27 мм и длиной не менее 25 мм.исследовании трещиновато-каверно­зных или трещиновато-порово-кавернозных пород общая длина, диаметр образцов не менее 40 мм.

2 Составной образец компонуeтся таким образом, чтобы по направлению течения флюидов каждый, по­следующий образец имел меньшую проницаемость. Различие проница­емости отдельных образцов, из которых компонуется составной обра­зец, не должен превышать 50% от среднего значения проницаемости. Для обеспечения большей надежности капиллярного контакта, между торцами образцов прокладывается слой филь­тровальной бумаги или засыпается слой измельченной породы толщи­ной до 1 мм.

Применяемый в эксперименте составной образец должен иметь минимальную длину, определяемую по формуле

(3.1)

где К – проницаемость, мкм²;

m - пористость, доли единицы;

L_m1n – длина образца, мм.

.Проэкстрагированные и промытые образцы высушивавются до постоянной массы (с то­чностью 0,001 г) в сушильном шкафу при температуре от +102 °С до +105 °С.. Высушенные образцы хранятся в эксикаторе над прокаленным хлористым кальцием.

3. Водонасыщенность отдельных образцов или составного образца в целом перед проведением испытания создать способами, обеспечивающими соответствие содержания воды в образцах количес­тву остаточной воды в породе в пластовых условиях (капиллярное вытеснение, центрифугирование и др.е) или методом вытеснения с точным фиксированием остаточной водонасыщенности.

4. При компоновке составного образца в резиновой ман­жете, когда содержание воды задается в соответствии с остаточной водонасыщенностью в пластовых условиях, после установки его в кернодержатель донасытить керосином.

5. Повысить температуру в образце и контейнерах с неф­тью до температуры испытания и выдержать при температуре и давле­нии испытания не менее 2 часов.

6. Вытеснить керосин нефтью прокачкой ее через образец в количестве не менее 3 объемов пустот при линейной скорости пе­ремещения жидкостей в образце, не превышающей 5 м/сут.

7. По завершении подготовительных операций образец и контейнеры с рабочими жидкостями выдержать в течение 16-24 ча­сов при температуре и давлении, соответствующих пластовым.

Порядок проведения испытания

1. Эксперимент по определению фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды проводить при рабочем давлении, максимально приближенном к пластовому

2. Суммарную объемную скорость течения нефти, газа и во­ды выбирать, исходя из реальных или ожидаемых скоростей фильт­рации при разработке изучаемого объекта, но не превышающей в пересчете на линейную скорость – 2 м/сут.

3. Линейную скорость при испытании образца вычислять по формуле

, (2)

где V_лин – линейная скорость, м/сут;

Q – суммарный расход закачиваемых жидкостей, см³/с;

F – площадь поперечного сечения образца, см²;

m – пористость, доли единицы;

S_ВО – остаточная водонасыщенность, соответствующая плас­товым условиям, доли единицы;

S_НО – остаточная нефтенасыщенность, соответствующая плас­товым условиям, доли единицы;

4. Каждый режим фильтрации продолжать до достижения ста­ционарного (установившегося) состояния, фиксируемого по стабили­зации показаний давления. расхода, насыщенности. Определить объемы закаченных и вышедших из образца жидкостей.

5. установить новое соотношение нефти, газа и во­ды в потоке и начать фильтрацию на другом режиме.

6. Для ускорения проведения эксперимента при определении фазовых проницаемостей для нефти и воды при их совместной стаци­онарной фильтрации рекомендуется следующий порядок испытания:

-. cоздать остаточную воду вытеснением ее нефтью, ли­бо последовательным вытеснением высоковязким маслом, керосином и нефтью. Если необходимые значения остаточной водонасыщенности методом вытеснения достичь не удается, допускается изменить по­рядок подготовки составного образца и компоновать его отдельными образцами, остаточная водонасыщенность в которых предварительно создана методом капиллярриметрии или центрифугированием. В этом случае необходимо дополнительно определить проницаемость составного образца для воды при 100 %-ной водонасыщенности.

- прокачать через составной образец не менее 3-х объ­емов пор нефти при пластовом давлении и температуре, , замерить проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности.

- после прокачки нефти и воды при заданном соотношении в количестве 2-3 объемов пор образца на повышенной скорости перейти на рабочую скорость и продолжить закачку жидкостей до достижения установившейся стационарной фильтрации.

- количество режимов определять возможностями экспе­риментальных установок, но оно должно быть не менее пяти: 100% нефти в потоке, 25% воды в потоке, 50% воды, 75% воды, 100% во­ды в потоке.

Обработка результатов испытаний

1. Величины фазовых проницаемостей подсчитать по формулам

, (3)

(4)

, (5)

где К_Н1, , К_В1 – фазовые проницаемости для нефти и воды 1-того режима, мкм²;

Q_Н1, Q_В1 – расходы нефти и воды в условиях эксперимента, см³/с;

μ_Н, μ_В – вязкости нефти и воды при условиях эк­сперимента, мПа·с;

∆P₁ – перепад давления на 1-том режиме, 10⁵ Па;

F – площадь поперечного сечения образца на измерительном участке образца, см²;

l – длина участка образца, на котором измеряется перепад давления, см.

2. Значения относительных проницаемостей для нефти и воды подсчитать по формулам

, (6)

(7)

, (8)

где , , – относительные фазовые проницаемости для нефти и воды, %;

К_Н, , К_В – фазовые проницаемости для нефти и воды, мкм²;

К – проницаемость образца для воды при 100% водонасыщенности, мкм².

Фазовые проницаемости относят к величине проницаемости для воды при 100% водонасыщенности, которая является фильтрационной характеристикой породы в условиях равновесия породообразующих ми­нералов с водной фазой.

3. Текущие значения насыщенности образца двумя или тремя фазами при проведении испытания определять с помощью комплекса методов.

4. Водонасыщенность каждого режима испытания определять по замеренным значениям электрического сопротивления и калибро­вочной кривой, а также по балансу закаченных и вышедших жидкос­тей.

V_ПОР – объем пор образца, см³;

V_ТР – объем трубок (мертвый объем), см³;

5. На каждом режиме среднюю нефтенасыщенность рассчитать по уравнению материального баланса закаченного и вышедшего объемов нефти, с учетом "мертвых" объемов подводящих трубок

, (11)

где S_Н1, S_Н1-1 – нефтенасыщенность 1-того и 1-1 режимов фильтрации, %;

V_НЗ – объем нефти, закаченной в образец, см³;

V_НВ – объем нефти, вышедшей из образца, приведенный к условиям эксперимента, см³;

f_Н1 – доля нефти в потоке, доли единицы.

6. Рассчитанные значения фазовых проницаемостей, относите­льных фазовых проницаемостей и соответствующих им насыщенностей поместить в таблице

7. Построить диаграмму относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды в зависимости от нефте- и водонасыщен­ности

Принципиальная схема соединения узлов установки для определения фазовых проницаемостей при фильтрации нефти и воды рекомендуемая стандартом приведена на рис.1.9.

Рис.1.9

П1-П2 – прессы; ПР – пресс ручной; М0-М4 – манометры образцовые; В1-В25 – вентили; ВГ – газовый редуктор; К1-К3 – контейнеры жидкостные; БС – бюретка сборная;

ДМ – дифференциальный манометр; БН, БВ – контейнеры с нефтью и водой;

БМ - масляный бачок; Ф1-Ф2 – фильтры; М – масло; Н – нефть; В – вода; А – азот.

В основном блоке размещены: кернодержатель с электрическим ленточным нагревателем и термопарой регулятора пластовой температуры (кернодержатели больших диаметров располагаются перед основным блоком на подвижном столике), основная гидравли-ческая система, которая выполняет функции подачи пластовых жидкостей и определения их объёмов (основная система включает две подсистемы ОС1 и ОС2), вспомогательная гидравлическая система, которая выполняет функцию создания горного давления и система создания противодавления при фильтрации. Кроме того, в основном блоке размещены измерительные датчики контрольно-измерительной системы, портативный измеритель иммитанса и инфракрасный адаптер COM-порта, распределительные газовые гребёнки системы управления пневматическими клапанами, подключенные к воздушной линии на 4-5 бар, а также электрические ленточные нагревательные элементы и термопара, подключённые к регулятору температуры основного блока.

Далее электрические ленточные нагреватели, термопары и регуляторы температуры кернодержателя и основного блока выделены в систему регулирования температуры. В блоке электроники установлены: электронные блоки датчиков абсолютного и дифферен-циального давления, блоки (драйверы) управления шаговыми двигателями приводов насосов высокого давления, регуляторы температуры, стабилизаторы напряжения, усилитель системы управления пневматическими клапанами и коннекторные блоки, системный блок персонального компьютера и электронный блок для измерения времени распространения акустических волн в твёрдых средах (далее электронный блок ультразвука).В системном блоке персонального компьютера установлены две интерфейсные платы PCI-7334 для программного управления приводами насосов и пневматическими клапанами, а также интерфейсная плата АЦП PCI-6023E, плата расширения PCI-IO9835-2S-1 на два СОМ-порта и плата сбора данных ЛА-н10М6PCI.

Рис.1.9. Принципиальная схема установки УИК-4.

Ж1, Ж2 – рабочие жидкости; М – масло; Н1, Н2, Н3 – насосы; 2 – двухпозиционный клапан; 3 – трехпозиционный клапан; В – вентили высокого давления; ДМ – дифференциальный манометр; М1, М2, М3 – манометры; КД – кернодержатель; МЕ – мерная емкость; РД – регулятор давления; С – сканер для определения водонасыщенности

Коэффициент абсолютной газопроницаемости образцов определялся методом стацио-нарной фильтрации газа через образец горной породы в линейном направлении под действием разности давлений согласно ГОСТ 26450.2-85.

Коэффициент открытой пористости образцов определен методом жидкосте-насыщения и гидростатического взвешивания согласно ГОСТ 26450.1-85.

При определении открытой пористости по результатам взвешивания вычислена объемная плотность пород, кажущаяся минералогическая плотность и объемная плотность насыщенных образцов по ГОСТ 26450.1-85. Объемная плотность пород - это отношение массы абсолютно сухого образца к объему образца (масса единицы объема породы с ненарушенной структурой). Объемная плотность насыщенных моделью пластовой воды образцов вычисляется как отношение массы насыщенного образца к объему образца.

28