Физическое моделирование режимов газового воздействия на нефтегазоконденсатных месторождениях Восточной Сибири

UDK: 622.276.42
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-6-92-97
Ключевые слова: нефтегазоконденсатное месторождение, нефтяной газ, модель пласта slim tube, смешивающее вытеснение, минимальная степень обогащения нефтяного газа для достижения смешиваемости, коэффициент вытеснения нефти, модели пластовой нефти и нефтяного газа
Авторы: И.В. Сабанчин, Р.В. Титов (ООО «Иркутская нефтяная компания», г. Иркутск), А.М. Петраков, Ю.А. Егоров, И.А. Лебедев, Т.Л. Ненартович, В.А. Старковский (АО «ВНИИнефть», г. Москва)

Проведены лабораторные исследования по оценке оптимального состава газа закачки для достижения его смешиваемости с нефтью (ММЕ) применительно к условиям одного из нефтегазоконденсатных месторождений Восточной Сибири. Нефть данного месторождения легкая, маловязкая, малосернистая, малосмолистая. Месторождение находится на первой стадии разработки.

Исследования выполнены путем физического моделирования вытеснения нефти газами четырех различных составов. Использована модель пласта slim-tube, насыщенная рекомбинированной нефтью. Для вытеснения применены модели нефтяных газов, полученных смешиванием индивидуальных компонентов углеводородного газа и жирной пропан-бутановой фракции. Модели газов закачки различались по сумме компонентов С3+ на 10 %.

В связи с изменением объемного коэффициента нефти при растворении в ней закачиваемого газа оценка коэффициента вытеснения стандартным объемным методом оказалась некорректной. Поэтому разработана методика определения коэффициента вытеснения нефти по массе, не зависящего от объемного коэффициента нефти. Результаты экспериментов показали, что различие в оценке коэффициента вытеснения по массе и по объему может достигать 0,03.

Выявлены различные режимы вытеснения нефти газами, изменяющиеся по мере увеличения содержания «жирных» компонентов от частично смешивающегося к смешивающемуся вытеснению. Начиная с газа состава 2 получен эффект от реализации многоконтактного процесса, сформировался «многоконтактный» флюид, представляющий собой углеводородную продукцию измененного состава, которая заметно отличается по цвету от исходной нефти. Дальнейшее увеличение содержания в закачиваемом газе «жирных» компонентов до 30 % (состав 4) не дало заметного прироста коэффициента вытеснения.

Состав газа с содержанием 20,5 % С3+ (состав 3) является оптимальным для достижения его смешиваемости с нефтью рассматриваемого месторождения Восточной Сибири (ММЕ). Увеличение содержания «жирных» компонентов до 30 % привело к тому, что весь закачиваемый газ расходовался на обогащение нефти и не прорывался через модель пористой среды. Исследования проведены с точностью до 1-2 %, на современном оборудовании, по специально разработанным и протестированным методикам. Результаты могут использоваться для адаптации математической модели.

Список литературы

1. Особенности геологического строения Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения / И.В. Сабанчин, А.Н. Афраков, А.Н. Лапердин [и др.] // Горные ведомости. – 2015. – № 4. – С. 48–54.

2. Особенности разработки Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения / И.В. Сабанчин, А.Н. Афраков, С.Ф. Мулявин, М.В. Кравцова // Горные ведомости. – 2015. – № 9. – С. 78–84.

3. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1976. – 335 с.

4. Методические особенности проведения экспериментальных исследований по вытеснению нефти газовым и водогазовым воздействием / А.М. Петраков, Ю.А. Егоров, Т.Л. Ненартович [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 2. – С. 60–63.

5. Степанова Г.С. Методическое руководство по применению газовых и водогазовых методов воздействия на нефтяные пласты. – М.: Миннефтепром, 1990. – 243 с. 



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) или читать материал, находящийся в открытом доступе, могут только авторизованные посетители сайта.