О применении жидкого пропана для вытеснения нефти из залежей
(В порядке обсуждения.)
Ф.И. КОТЯХОВ
Проводящиеся в Советском Союзе лабораторные и промысловые исследования [1] по вытеснению нефти из залежей жидким пропаном имеют большое значение.
Применение жидкого пропана для увеличения нефтеотдачи пород нефтяных залежей, по-видимому, наиболее перспективно из всех известных методов. Использование пропана в качестве вытесняющего агента может оказаться успешным не только при эксплуатации низкопроницаемых и обводненных пластов, но и при разработке водоплавающих залежей, что очень важно. Как известно, отбор нефти из последних, ввиду почти неограниченного притока подошвенной воды, сопряжен с большими трудностями. В связи с этим методика упомянутых исследований должна обеспечить получение данных, необходимых для однозначного ответа на ряд важных вопросов. К числу таких вопросов, как нам представляется, прежде всего, относятся следующие.
1. Как в промышленных условиях определять нефтеотдачу пласта после прохождения через него жидкого пропана?
2. Каким должен быть процесс вытеснения нефти пропаном, чтобы нефтеотдача пласта была максимальной, а приток воды из него минимальным?
3. Каковы должны быть конечные размеры пропановой оторочки, чтобы обеспечить максимальное и экономически выгодное вытеснение нефти из пласта?
Перечисленные вопросы, разумеется, не исчерпывают всей сложности проблемы вытеснения нефти из залежей пропаном. Мы их выделяем, потому что они являются главными в данной проблеме. Основная цель применения жидкого пропана - увеличение нефтеотдачи, поэтому, естественно, надо уметь определять ее и знать, при каких условиях она получается максимальной.
Для определения нефтеотдачи пласта при вытеснении нефти пропаном, как и при применении других агентов, прежде всего, необходимо знать начальную водонефтенасыщенность пласта. Если пропан закачивается в пласт, содержащий неподвижную погребенную воду, то его начальная водонефтенасыщенность может быть определена при анализе кернов, отобранных на безводном битумном растворе [2]. Чтобы верхние воды не попадали в отбираемый керн, перед вскрытием пласта скважина должна обсаживаться колонной и цементироваться. По пористости отобранного керна и количеству содержащейся в нем воды можно установить начальную нефтенасыщенность пласта.
При закачке пропана в обводненный или частично обводненный пласт истинное содержание воды и нефти в пласте уже нельзя установить по кернам, независимо от условий их отбора.
Исследования кернов девонских отложений Туймазинского и Ромашкинского месторождений [3] показали, что при промывке скважин водой или химически обработанным глинистым раствором вода и подвижная часть нефти, содержащиеся в керне, в процессе его отбора вымываются промывочной водой и фильтратом глинистого раствора. Причем в извлеченном керне остается минимальное количество нефти, характеризующее предельную нефтеотдачу пласта при вытеснении нефти водой. Следовательно, если содержание нефти в пласте выше этого предела, то установить действительную нефтенасыщенность пласта по кернам невозможно. Иначе говоря, при исследовании керна в этом случае будет получена заниженная нефтенасыщенность пласта.
Изложенное положение в данном случае не облегчается и применением битумного раствора.
Исследования битумного раствора керна [2] показали, что под давлением 10-30 aтм и даже меньше содержащееся в растворе соляровое масло легко проникает в пласт и керн. Причем часть воды из керна вытесняется, и нефтенасыщенность его за счет солярового масла получается завышенной. Степень занижения нефтенасыщенности в первом случае и завышения во втором, естественно, зависит от проницаемости коллектора. При очень низкой проницаемости коллектора фильтрат вообще может не проникать в керн, но в таком случае и сам коллектор едва ли интересен как объект для пропановой репрессии.
В рассматриваемом случае даже извлечение керна на поверхность с сохранением в нем давления, если бы представилась такая возможность, также не даст положительных результатов, так как керн в скважине промывается в процессе его выбуривания, а не при подъеме на поверхность. Промышленный опыт [3] и теоретические исследования показывают, что промывочная жидкость или ее фильтрат попадают в пласт раньше внедрения долота в породу. Это опережение значительно облегчается тем, что в процессе отбора керна режущая часть долота непрерывно обнажает забой скважины.
Таким образом, определять истинную водонефтенасыщенность обводненного пласта по керновому материалу при современных методах бурения скважин пока невозможно. Это относится и к девственным пластам, содержащим такое количество погребенной воды, при котором она становится подвижной.
В связи с изложенным интересно выяснить возможность использования для этих целей геофизических данных. По-видимому, в этом случае для определения пористости наиболее перспективны радиометрические измерения ГГК, а для определения водонефтенасыщенности пласта электрометрические измерения БКЗ. Однако пока доказана лишь принципиальная возможность применения ГГК [4, 5], техническая же сторона этого вопроса до настоящего времени не разработана. Поэтому сейчас трудно судить о практической пригодности ГГК для определения пористости нефтяных коллекторов. Несколько лучше обстоит дело с возможностью использования БКЗ для определения водонасыщенности нефтяного пласта, если известна его пористость. Но и этот вопрос еще изучается. Можно лишь считать доказанным в лабораторных условиях [6, 7], что для зернистых пород (песчаников) между коэффициентом относительного электрического сопротивления и водонасыщенностью существует единая зависимость с относительной погрешностью ± 4-5%. Эта зависимость и вообще возможность использования БКЗ для определения водонасыщенности нефтяных пластов проверялись на практике по существу лишь при бурении газовой скважины на битумном растворе в Ставропольском крае на Пелагиадинской площади [5]. В настоящее время аналогичные работы проводятся на Туймазинском месторождении. По указанной газовой скважине было установлено, что относительная погрешность определения погребенной воды в тонкопереслаивающихся породах хадумских отложений по данным БКЗ составляет ±10-12%.
Нужно отметить, что существующие палетки для определения водонефтенасыщенности пласта по отношению истинного удельного электрического сопротивления нефтяного пласта к истинному удельному электрическому сопротивлению водонасыщенного пласта применяются без достаточных оснований и без промышленной проверки, так как при их составлении исходили из равенства минерализации погребенной, подошвенной и законтурных вод, чего в действительности не наблюдается. Минерализация погребенной воды в нефтяном или газовом пласте, как неоднократно уже отмечалось [5, 6, 7], непостоянна по мощности и по простиранию пласта и не равна минерализации примыкающих к ней вод. Следовательно, возможности использования геофизических измерений для определения водонефтенасыщенности пластов пока недостаточно изучены. Таким образом, в настоящее время нет достоверного метода определения водонефтенасыщенности обводненных пластов и пластов, содержащих такое количество погребенной воды, при котором она подвижна. Поэтому необходимо всемерно ускорить промышленную проверку возможности использования БКЗ для указанных целей.
Нефтеотдача пласта при вытеснении нефти водой определяется ив выражения:
где a - коэффициент текущей (или конечной) и aн - коэффициент начальной (погребенной) водонасыщенности пласта.
Если известна начальная нефтенасыщенность пласта, то, определив b можно найти остаточную нефтенасыщенность.
Из изложенного выше следует, что aн можно определить, если при применении битумного раствора в пласте содержится неподвижная вода. Вопрос относительно а, как уже отмечалось, окончательно не решен. Следовательно, не решен еще вопрос об определении действительной, а не предельной нефтеотдачи. Поэтому очень важно выяснить пути определения нефтеотдачи при закачке жидкого пропана в пласт. При этом важно выяснить, определять ли ее на участке, занятом пропаном, или на участке, из которого пропановая оторочка уже вытеснена. Дело в том, что пропановая оторочка может вытесняться сухим газом с водой или просто водой. На обводненном участке пласта будет содержаться много воды, остаточное количество сухого газа или жидкого пропана и некоторое количество нефти. В районе пропановой оторочки наибольший объем пор, очевидно, займет пропан, наименьший - вода и остаточная нефть.
Таким образом, на любом из указанных участков применение геофизических измерений для определения водонефтенасыщенности и нефтеотдачи пласта вообще лишено перспектив, так как из-за присутствия в пласте пропана и сухого газа (в случае вытеснения последним пропана) остаточная нефтенасыщенность получится завышенной, особенно в районе оторочки.
Использовать для этой цели керн, отобранный при промывке скважин битумным раствором, тоже нельзя, так как в результате проникновения солярки в керн нефтенасыщенность его будет еще более завышенная, чем при геофизических измерениях. При применении воды или обычного глинистого раствора керн, извлеченный на поверхность из проницаемого коллектора, будет до предела насыщен промывочной водой или фильтратом глинистого раствора и остаточной нефтью; пропан по мере подъема керна испарится. По разности весов керна до и после отгона из него воды и экстракции можно выявить предельную остаточную нефтенасыщенность его, а, следовательно, и предельную нефтеотдачу, если известна первоначальная водонефтенасыщенность пласта. Данные, полученные по керну, могут характеризовать состояние пласта и его нефтеотдачу. Для большей достоверности керн целесообразнее отбирать из обводненной части пласта, т. е. после прохождения пропановой оторочки.
Итак, определение нефтеотдачи пласта при пропановой репрессии затруднено из-за отсутствия проверенного метода определения водонасыщенности пласта, содержащего подвижную воду. С этим недостатком, как уже отмечалось, сталкиваются и тогда, когда вода вытесняет нефть. Но в первом случае он приобретает особое значение, так как требуется оценить экономические преимущества применения пропана вместо воды.
Из изложенного видно, что методика определения нефтеотдачи при вытеснении нефти пропаном несколько иная, чем при вытеснении водой, а именно если при вытеснении водой имеется в перспективе принципиальная возможность использовать БКЗ и определять предельную нефтеотдачу пласта по кернам, отобранным на глинистом растворе или воде, то при замене воды пропаном определять предельную нефтеотдачу можно будет лишь по кернам.
Процесс вытеснения нефти из пласта пропаном, по-видимому, должен влиять как на полноту извлечения нефти из пласта, так и на приток воды. Дело в том, что при взаимном вытеснении из пористой среды двух несмешивающихся жидкостей степень извлечения вытесняемой из них жидкости зависит от параметра автомодельности, представляющего собой отношение перепада давления к капиллярному давлению. Как известно [7], в случае вытеснения нефти водой с увеличением параметра автомодельности Ка до 3 конечная нефтеотдача возрастает. При дальнейшем увеличении Ка она приобретает практически постоянное значение и составляет в среднем около 73%. До значения Ка = 3 перепад давления соизмерим с величиной капиллярного давления и не во всех порах его преодолевает. Поэтому содержащаяся в таких порах нефть удерживается капиллярными силами, и нефтеотдача получается заниженной. При Ка > 3 перепад давления становится преобладающим, и нефтеотдача приобретает постоянное значение. При вытеснении нефти пропаном капиллярное давление возникает только на границе пропана с водой, содержащейся в пласте, а на границе с нефтью оно равно нулю. Поэтому нефть из пористой среды должна вытесняться пропаном при любых перепадах давления и конечная нефтеотдача проточных пор должна быть практически полной.
Вода же вытесняется только тогда, когда перепад давления превышает величину капиллярных сил на границе пропан - вода. Следовательно, при вытеснении нефти пропаном из водонасыщенного пласта должна существовать такая граница автомодельности, ниже которой вытесненное количество воды окажется минимальным, выше ее - максимальным. Не исключено, что эта граница, как и при вытеснении нефти водой, будет равна трем. Для проверки этого необходимы соответствующие экспериментальные исследования. Установление такой границы имеет практическое значение для эксплуатации сильно обводненных и водоплавающих залежей. Эксплуатация подобных залежей ниже этой границы, возможно, приведет не только к уменьшению отбора воды, но и окажется экономически выгодной. Причем не исключено, что от темпа отбора жидкости из пласта в данных условиях будет соответственно меняться и нефтеотдача, хотя явных причин для этого пока нет. Получить однозначный ответ на поставленные вопросы можно лишь после проведения соответствующих лабораторных исследований.
Вопрос о величине пропановой оторочки также нельзя считать решенным ни с физической, ни с макрогидродинамической стороны. Важно не только то, чтобы пропановая оторочка в процессе вытеснения нефти из пласта не разорвалась, но и то, чтобы при сохранности ее отмывка нефти была максимальной.
Движение смешивающихся жидкостей, в том числе пропана и нефти, в капиллярных системах близко к струйно-параболическому распределению скоростей. Поэтому нефтеотдача в беспропановый период в зависимости от соотношения вязкостей нефти и пропана и степени микронеоднородности пористой среды может составлять от нескольких до 40-50% . Остальное количество нефти вытеснится из пористой среды в смеси с пропаном, причем полнота ее извлечения будет определяться размерами пропановой оторочки. Для установления оптимальной величины оторочки необходимо, прежде всего, изучить нефтеотдачу в беспропановый и пропановый периоды в автомодельной и неавтомодельной областях процесса в зависимости от микронеоднородности пористой среды и соотношения вязкостей нефти и пропана.
Установление величины пропановой оторочки значительно усложняется тем, что в действительности приходится встречаться не только с микронеоднородной, но и с макронеоднородной пористой средой. Следовательно, успешность решения проблемы вытеснения нефти из залежей пропаном, а также объективная оценка эффективности этого метода зависят, прежде всего, от того, насколько обстоятельно будут изучены: методика определения нефтеотдачи пластов при вытеснении нефти пропаном; нефтеотдача пористой среды при вытеснении нефти пропаном в автомодельной и неавтомодельной областях; нефтеотдача в пропановый и беспропановый периоды в зависимости от микронеоднородности пористой среды и соотношения вязкостей нефти и пропана; нефтеотдача пористой среды в зависимости от количества закачанного в нее пропана.
В заключение отметим, что выше были затронуты лишь ближайшие пути более полного освещения рассматриваемой проблемы, что, конечно, не исключает целесообразности разработки новых методов решения вопросов, стоящих в этой области перед нефтедобывающей промышленностью. Напротив, очень важно разработать, наконец, рецептуру приготовления нефильтрующихся растворов, метод отбора керна при давлении на забое скважины, равном давлению в пласте с автоматическим контролем за выполнением этого условия, и т. д.
Решение перечисленных и аналогичных задач ускорило бы освещение не только проблемы применения пропана, но и многих других вопросов разработки нефтяных залежей. Однако, учитывая что промышленные эксперименты с пропаном уже начаты и имеются недостаточно ясные вопросы, мы ограничились здесь лишь разбором неотложных мероприятий.
ЛИТЕРАТУРА
1. Великовский А.С., Терзи В. П. Нефт. хоз., № 2, 1956; № 12, 1957 и Газ. пром., № 7, 1959.
2. Котяхов Ф. И. и др. Труды ВНИИ. Вып. XV, Гостоптехиздат, 1958.
3. Котяхов Ф. И. и др. Нефт. хоз., № 6, 1956.
4. Полак А. С, Рапопорт М. Б. Прикладная геофизика. Вып. 15, Гостоптехиздат, 1946.
5. Котяхов Ф. И. Геология нефти, 1958, № 10.
6. Котяхов Ф. И. Об определении некоторых физических параметров пород по данным удельного электрического сопротивления. Труды Академии нефтяной промышленности, вып. III, Гостоптехиздат, 1956.
7. Котяхов Ф. И. Основы физики нефтяного пласта. Гостоптехиздат, 1956.
8. Котяхов Ф. И. Теоретический анализ нефтеотдачи идеального грунта. Физика и термодинамика пласта. Труды ВНИИ, вып. XV, Гостоптехиздат, 1958.
ВНИИ