физических свойств пластовых флюидов

СПБГУАП группа 4736

Наиболее достоверными считаются прямые определения ОФП на керне изучаемого пласта-коллектора, в лабораторных условиях при стационарной или нестационарной фильтрации, в условиях моделирующих пластовые. Базовым является метод стационарной фильтрации, на который разработан отраслевой стандарт: ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод

определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»

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.

22

СПБГУАП группа 4736

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.

Вэкспериментах 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.

Вкачестве 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-каверно- зных 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

где К – проницаемость, мкм2; m - пористость, доли единицы; Lm1n – 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.

23

СПБГУАП группа 4736

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 Vлин – линейная скорость, м/сут;

Q – суммарный расход закачиваемых жидкостей, см3/с; F – площадь поперечного сечения образца, см2;

m – пористость, доли единицы;

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

SНО – 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:

24

СПБГУАП группа 4736

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.

VПОР – объем пор образца, см3;

VТР – 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

SНi SНi 1 VНЗ VНВ VТР fНi 100

где SН1, SН1-1 – нефтенасыщенность 1-того и 1-1 режимов фильтрации, %; VНЗ – объем нефти, закаченной в образец, см3;

VНВ – объем нефти, вышедшей из образца, приведенный к условиям эксперимента, см3; fН1

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

26

СПБГУАП группа 4736

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 дифференциального 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

27

СПБГУАП группа 4736

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 жидкостенасыщения 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