|
УДК 622.553.982.004.15 |
|
|
|
Л.И. Шитиков |
К ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ
(К обсуждению статьи Ф.И. Котяхова «О применении жидкого пропана для вытеснения нефти из залежей», Геология нефти и газа, 1962, № 2.)
Процессы «смешивающегося» вытеснения нефти в СССР вступили в опытно-промышленную стадию. Осуществляется закачка сжиженного газа на Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения и планируется в текущем году начать опытное нагнетание газа высокого давления в XIII пласт нижнего мела на месторождении Озек-Суат [1].
В США промысловые эксперименты по вытеснению нефти газом высокого давления в условиях их взаимной смешиваемости проводятся на протяжении ряда лет, однако сведения по определению величины коэффициента вытеснения в естественных пластовых условиях в литературе отсутствуют.
На месторождении Зилигсон [4] при нагнетании в пласт обогащенного газа коэффициент вытеснения определялся по кернам, отобранным из специально пробуренной оценочной скважины, но соображения, принимаемые во внимание при выборе места заложения таких скважин, и методика определения коэффициента вытеснения не приводятся. Отсутствуют также данные по определению размеров и физико-химического, состояния переходной зоны или оторочки в пластовых условиях.
В этой связи вопросы определения в промысловых условиях нефтеотдачи пласта и величины оторочки при нагнетании сжиженного углеводородного газа, поставленные Ф.И. Котяховым [2], весьма своевременны и важны. Постановка этих вопросов имеет столь же важное значение и для вытеснения нефти газом высокого давления в условиях смешиваемости взаимодействующих агентов.
Механизм образования переходной зоны и смешивающейся фазы при вытеснении нефти пропановой оторочкой и газом высокого давления различен, однако методы определения размеров переходной зоны- оторочки и оценки эффективности этих процессов в промысловых условиях аналогичны.
В процессе опытного нагнетания газа высокого давления на месторождении Озек- Суат должны быть выяснены следующие основные вопросы:
1. величина коэффициента вытеснения нефти из коллектора, присущая данному процессу;
2. размеры переходной зоны;
3. состав и свойства переходной зоны.
Изучение физических основ процесса смешивающегося вытеснения на естественном пласте, поскольку оно связано с исследованиями переходной зоны, зависит от данных, получаемых из скважин в период прохождения переходной зоны через их забой.
Наличие депрессий давления вокруг эксплуатационных скважин приводит к искажению конфигурации переходной зоны и препятствует определению ее действительного состава. Поэтому для решения задач, стоящих перед опытным процессом, на месторождении Озек-Суат запроектировано пробурить специальную оценочно-исследовательскую скважину.
Специальная оценочная скважина должна располагаться на кратчайших линиях тока между нагнетательной и эксплуатационной скважинами. Основным фактором при выборе места заложения оценочной скважины является расстояние от забоя нагнетательной скважины до подвижной границы раздела газ - нефть в момент возникновения на ней смешивающейся фазы. Это расстояние определяет площадь пласта, не охваченную процессом смешивающегося вытеснения, и является минимально допустимым удалением специальной скважины от нагнетательной. Кроме того, место заложения специальной скважины регламентируется расположением нагнетательных и эксплуатационных скважин на опытном участке, шириной переходной зоны, изменением проницаемости и неоднородности нефтеносного коллектора и рядом других факторов.
Изучение состава, свойств и размеров переходной зоны (оторочки) в промысловых условиях основывается исключительно на отборе и анализе глубинных проб флюида, проходящего через забой исследуемой скважины. Отсюда особое значение приобретает качество отбираемых глубинных проб.
Однако различие скоростей фильтрации в пласте и приствольном участке пласта, а также существование гравитационного и диффузионного эффектов препятствуют и в специальной скважине получить качественные пробы.
В соответствии с этим предлагается в специальной оценочной скважине: а) вскрыть продуктивный пласт на нефильтрующсмся растворе или с применением местной промывки; б) оборудовать скважину специальным забойным клапаном, который открывает доступ пластовым флюидам в скважину только в момент отбора проб. Сочетание этих мероприятий с остановкой бурения в верхнем интервале пласта (пласт должен вскрываться всего лишь на 1-2 м) обеспечивает сохранение прямолинейности линий тока и первоначальной конфигурации переходной зоны (или оторочки) в области забоя скважины.
Соответствие отбираемых проб пластовой жидкости обеспечивается устранением застойного столба жидкости в призабойной зоне специальной скважины, вследствие чего отпадёт необходимость предварительной откачки «постороннего» продукта, приводящей к искажению формы переходной зоны.
Таким образом, действительные размеры и состав переходной зоны и оторочки пропана в промысловых условиях могут быть определены отбором проб из специальной скважины, вскрывшей пласт частично и оборудованной забойным клапаном. Разумеется, что эксплуатировать эту скважину нельзя.
Эффективность процессов смешивающегося вытеснения нефти (газом высокого давления и пропановой оторочкой) определяется в основном величиной коэффициента вытеснения. Отсюда методы определения последнего приобретают исключительно важное значение.
Эффективность процессов вытеснения нефти, основанных на определении остаточной нефтенасыщенности коллектора в зоне, пройденной вытесняющим агентом, оценивается по следующим способам.
1. Определение водонасыщенности пласта (после его заводнения) при помощи электрометрических измерений БКЗ.
2. Определение продуктивности пласта после прохождения фронта вытеснения испытателем пласта или вводом скважины в пробную эксплуатацию для вызова притока.
3. Определение остаточной нефтенасыщенности по керну, отбираемому при соблюдении соответствующих условий.
Применение геофизических измерений для определения остаточной нефтенасыщенности при наличии углеводородного вытесняющего агента вообще лишено перспектив, поскольку газ и нефть обладают практически одинаковой диэлектрической проницаемостью. Отсюда остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти газом высокого давления, определенная методом БКЗ, будет значительно завышена по сравнению с действительной.
При опробовании пласта на приток как испытателем, так и вводом скважины в пробную эксплуатацию нельзя создать перепады давления, соизмеримые с капиллярными давлениями, даже в непосредственной близости от забоя скважины. А, если учитывать то, что методы смешивающегося вытеснения нефти (при помощи пропановой оторочки или газа высокого давления) направлены на увеличение нефтеотдачи именно за счет извлечения капиллярно удержанной нефти, которая при обычных процессах остается неизвлекаемой, то судить о полноте вытеснения и эффективности этих процессов на основании данных опробования скважин не представляется возможным.
Этот вывод подтверждается и фазовой проницаемостью коллектора. Так, после прохождения через забой оценочной скважины переходной зоны коллектор будет занят газом почти на 100 %, в то время как проницаемость для жидкости уже равна нулю при содержании газа в коллекторе, равном 80%. Следовательно, при вводе скважины в пробную эксплуатацию, будут получены отрицательные результаты, когда в порах коллектора еще содержится до 20% нефти. В этом случае скважина будет фонтанировать чистым газом, может быть несколько обогащенным промежуточными компонентами С2-С6, за счет обратного испарения остаточной нефти, количество которой и приуроченность к конкретным разностям песчаника нельзя будет установить.
Таким образом, отсутствует даже принципиальная возможность оценки эффективности процессов смешивающегося вытеснения нефти как геофизическими методами, так и различными способами испытания пласта на продуктивность.
Единственным методом оценки эффективности процессов смешивающегося вытеснения нефти на данном этапе остается отбор и анализ кернов. Однако, учитывая несовершенство современной техники отбора кернов, этот метод требует исключительного внимания как при отборе, так и при анализе кернов.
Ввиду несовершенства специальной исследовательской скважины по степени вскрытия пласта ее можно использовать не только для исследования параметров переходной зоны, но и в качестве оценочной для определения полноты вытеснения. Это обстоятельство весьма удобно и экономически выгодно, так как исключает необходимость бурить еще одну (оценочную) скважину специально для отбора керна.
Таким образом, для изучения переходной зоны и оценки эффективности процесса опытного нагнетания газа высокого давления на XIII пласте месторождения Озек-Суат потребуется пробурить всего лишь одну скважину (не считая нагнетательных и эксплуатационных), по которой можно определить и эффективность процесса, и параметры переходной зоны.
Для оценки эффективности, т.е. коэффициента вытеснения, целесообразно использовать метод сравнительной оценки керновых данных. Этот метод заключается в следующем.
1. Вскрывают пласт на нефильтрующемся глинистом растворе (на известковой основе) или применяют местную промывку забоя [3].
2. Отбирают керн в верхнем интервале пласта (1-2 м) до подхода к забою скважины газо-нефтяного контакта. По этому керну определяют обычными лабораторными методами экстракции и отгонки предельную остаточную нефтенасыщенность коллектора, обусловленную вытесняющим действием воды, отфильтровывающейся из глинистого раствора. Параллельно отбирают керн при бурении эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Совокупность кернов, отобранных из верхнего интервала продуктивного пласта при бурении оценочно-исследовательской скважины, а также эксплуатационных и нагнетательных, дает эталонный материал, используемый впоследствии для сравнения.
3. После прохождения переходной зоны и окончания работ, связанных с исследованием ее параметров, добуривают оставшийся невскрытым интервал пласта со сплошным отбором керна. При отборе керна соблюдают все требования, изложенные в пункте 1. По керну определяют предельную остаточную нефтенасыщенность, обусловленную теперь уже смешивающимся вытеснением, т. е. действием переходной зоны или пропановой оторочки. Величину, полученной остаточной нефтенасыщенности, сравнивают с эталонными данными.
Эффективность процесса можно оценить благодаря тому, что вытесняющая способность газа в условиях его смешиваемости с нефтью больше, чем воды, отфильтровывающейся из глинистого раствора.
Контрольный, т. е. эталонный керн необходимо отобрать для определения вытесняющей способности фильтрата глинистого раствора и учета потерь нефти вследствие вытеснения ее газом при снижении давления в процессе подъема керна на поверхность. Без этого предварительного мероприятия не может быть достаточной уверенности в достоверности керновых данных, поскольку при больших давлениях глинистого столба и очень быстром подъеме на поверхность возможны случаи почти полной потери керном нефти.
При отборе кернов с соблюдением указанных условий возможны два случая:
1. керн, отобранный после прохождения переходной зоны, не содержит остаточной нефти;
2. керн содержит остаточную нефть, но в меньшем количестве, чем предельная остаточная нефтенасыщенность эталонного керна.
В первом случае мы получаем подтверждение экспериментальных и теоретических выводов о 100%-ном вытеснении нефти, присущем процессам смешивающегося вытеснения нефти.
Во втором случае керновые данные также вполне достоверны, но свидетельствуют, по-видимому, о меньшей проницаемости того интервала, из которого отобран керн.
Вообще керновые данные будут достоверны при величине остаточной нефтенасыщенности от нуля до предельной остаточной нефтенасыщенности эталонного керна.
Получение остаточной нефтенасыщенности больше предельной насыщенности эталонного керна вообще невозможно при одинаковой проницаемости кернов и сохранении одинаковых условий отбора.
При резко выраженной неоднородности пласта не исключена возможность отбора керна из линз с такой низкой проницаемостью, при которой нефть не может быть вытеснена ни действием воды, отфильтровывающейся из глинистого раствора, ни газом высокого давления. Наличие таких линз и участков, как правило, исключается из величины общей нефтеотдачи коллектора введением специального коэффициента неоднородности [1].
Таким образом, метод сравнительной оценки керновых данных позволяет определить эффективность процессов смешивающегося вытеснения нефти без наличия данных об абсолютной нефтенасыщенности коллектора до начала процесса.
При большой первоначальной водонасыщенности пласта (по-видимому, выше 40%) определение даже предельной остаточной нефтенасыщенности по эталонному керну, вероятно, будет невозможным, так как трудно создать достаточно малый перепад давления при существующих средствах отбора керна, обеспечивающий сохранение жидкости в крупных порах. Следовательно, связанная капиллярными силами вода будет частично вытеснена, а нефть, находящаяся обычно в более крупных порах, будет вытеснена почти без остатка.
В настоящее время, в связи с необходимостью оценки ряда новых способов воздействия на нефтяную залежь, как никогда требуется совершенствование техники отбора керна и вскрытия продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение в керне истинного содержания пластовых флюидов. Необходимо разработать комплекс мероприятий специально для вскрытия пласта, где большое внимание должно уделяться:
1. методу вскрытия продуктивных горизонтов и отбору кернов с местной промывкой забоя;
2. извлечению керна с сохранением пластовых условий.
Первое направлено на сохранение в керне истинного содержания пластовых флюидов при его выбуривании, второе - на сохранение этих флюидов при подъеме керна на поверхность.
Успешное разрешение указанных задач будет в большой степени содействовать безошибочной оценке эффективности процессов смешивающегося вытеснения нефти в промысловых условиях, без которой невозможна рекомендация этих процессов к расширенному промышленному внедрению.
ЛИТЕРАТУРА
1. Проняков И.Т., Шитиков Л.И. Опытное нагнетание газа высокого давления на промысле. Сб. «Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений». Гостоптехиздат, 1953.
2. Котяхов Ф.И. О применении жидкого пропана для вытеснения нефти из залежей. Геология нефти и газа, 1962, № 2.
3. Минин А.А., Чефранов К.А. Вскрытие продуктивных горизонтов с местной промывкой забоя. Гостоптехиздат, 1961.
4. Crinsteat W.С., Barfield Е.С. Late developments in the Seeligson Zone 20 В-07 enriched - gas - drive project. J. Petvol. Technology, № 3, 1962.
ГрозНИИ