Моделирование внедрения нефти в газовую шапку на керне сложнопостроенных месторождений

UDK: 622.276.1./4.001.57
DOI: 10.24887/0028-2448-2022-7-90-96
Ключевые слова: лабораторное моделирование, реликтовая начальная нефтенасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, газовая шапка, гамма-излучение, критическая нефтенасыщенность, гидродинамическая модель, капиллярно-защемленная нефть, методика измерени
Авт.: Н.А. Черемисин (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), к.т.н., Р.С. Шульга (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.А. Загоровский (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.С. Комисаренко (ООО «Тюменский нефтяной научный центр»), А.М. Кузнецов (РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина), д.т.н., С.В. Осипов (ПАО «НК «Роснефть»), к.ф.-м.н.

Лабораторное моделирование и изучение процесса внедрения нефти в газовую шапку с последующим вытеснением водой или газом актуально для большинства нефтегазовых и газонефтяных месторождений, в том числе и для месторождений ПАО «НК «Роснефть», содержащих почти 10 % текущих запасов нефти. Одним из возможных способов повышения эффективности разработки и снижения технологических и экономических рисков является опережающая (либо одновременная) разработка газовой шапки и нефтяной оторочки. Однако, по мнению многих ученых, снижение давления в газовой шапке вследствие отбора газа вызывает внедрение нефти в газонасыщенные интервалы и, как результат, необратимые потери этой нефти, а также снижение общей нефтеотдачи. Такой подход к разработке нефтяных объектов, контактирующих с газовой шапкой, сформировался вследствие отсутствия целенаправленного лабораторного изучения процесса формирования остаточной нефтенасыщенности в газовой шапке после внедрения в нее нефти. Остаточная нефтенасыщенность в газовой шапке принималась на основании результатов традиционных экспериментов по вытеснению нефти водой (или газом) для предельно нефтенасыщенных образцов керна. В Тюменском нефтяном научном центре разработана и аттестована методика измерения остаточной нефтенасыщенности в газонасыщенном коллекторе после внедрения в него нефти с последующим вытеснением ее водой или газом. Технология физического моделирования и определения величины остаточной нефтенасыщенности в газовых шапках базируется на многолетнем опыте проведения фильтрационных экспериментов с применением специализированного стенда, отличительной особенностью которого является использованием двух источников гамма-излучения от радиоактивного изотопа 241Am. Серия тестовых экспериментов на образцах керна слабо консолидированного коллектора покурской свиты, проведенных на стенде, подтвердила, что остаточная нефтенасыщенность после внедрения нефти в газовую шапку существенно ниже, чем для аналогичных по свойствам предельно нефтенасыщенных образцов керна. В статье рассмотрены особенности технологии физического моделирования остаточной нефтенасыщенности в газовой шапке после внедрения в нее нефти. Приведены результаты эксперимента на образцах керна пласта БТ одного из месторождений ПАО «НК «Роснефть» в Восточной Сибири.

Список литературы

1. Медведев Н.Я., Юрьев А.Н., Батурин Ю.Е. Методы и результаты проектирования и разработки нефтегазовых залежей месторождений Сургутского района с обширными подгазовыми зонами // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы, пути решения. Материалы совещания г. Альметьевск, сентябрь 1995 г. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

2. Мартынцев О.Ф. О нефтеотдаче при вторжении нефтяной оторочки в газонасыщенную часть пласта // Нефтяная и газовая промышленность. – 1973. – № 3. – С. 23–24.

3. Residual Hydrocarbon Saturation in the Transition Zone and the Gas Cap / N.A. Cheremisin, R.S. Shulga, A.A. Zagorovskiy [et al.] // SPE-206585-MS. - 2021. - https://doi.org/10.2118/206585-MS

4. Физические основы повышения эффективности разработки гранулярных коллекторов // Н.А. Черемисин, В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин, Н.Я. Медведев // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С. 38–42.

5. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. – М.: Недра, 1979. – 333 с.

6. Дворак С.В., Сонич В.П., Николаева Е.В. Закономерности изменения нефтенасыщенности в газовых шапках Западной Сибири. В сб. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. – Тюмень, 1988.

7. Михайлов Н.Н., Ермилов О.М., Сечина Л.С. Физико-химические особенности адсорбционно-связанной нефти в образцах керна газоконденсатных месторождений // ДАН. – 2016. – Т. 466. – № 3. – С. 319–323.

8. Совершенствование полномасштабной гидродинамической модели пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения / Н.А. Черемисин, И.А. Рзаев, Е.В. Боровков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 10. – С. 49–53.

9. Anderson W.G. Wettability Literature Survey part 5: The Effects of Wettability on Relative Permeability // J Pet Technol. - 1987. - V. 39(11). - P. 1453–1468. - https://doi.org/10.2118/16323-PA

10. Effect of Time and Temperature on Crude Oil Aging to do a Right Surfactant Flooding with a New Approach / M.A. Heidari, A. Habibi, S. Ayatollahi [et al.] // SPE-24801-MS. - 2014. - https://doi.org/10.4043/24801-MS

11. Jia D., Buckley J.S., Morrow N.R. Control of Core Wettability With Crude Oil // SPE-21041-MS. - 1991. - https://doi.org/10.2118/21041-MS

12. Zhou Xi., Morrow N.R., Shouxiang Ma Interrelationship of Wettability, Initial Water Saturation, Aging Time, and Oil Recovery by Spontaneous Imbibition and Waterflooding // SPE-62507-PA. - 2000. - https://doi.org/10.2118/62507-PA

13. Wang F. Effect of wettability alteration on water-oil relative permeability, dispersion and flowable saturation in porous media // SPE-15019-PA. - 1986. – https://doi.org/10.2118/15019-PA

14. Jerauld G.R. General Three-Phase Relative Permeability Model for Prudhoe Bay // SPE-36178-PA. - 1997. – https://doi.org/10.2118/36178-PA

15. Jerauld G.R., Rathmell J.J. Wettability and Relative Permeability of Prudhoe Bay: A Case Study in Mixed-Wet Reservoirs // SPE-28576-PA. – 1997. – https://doi.org/10.2118/28576-PA

16. DiCarlo D.A., Sahni A., Blunt M.J. Three-phase relative permeability of water-wet, oil-wet, and mixed-wet sandpacks // SPE-60767-PA. – 2000. - https://doi.org/10.2118/60767-PA

17. Hui M.-H., Blunt M.J. Effects of wettability on three-phase flow in porous media // J. Phys. Chem. B. – 2000. – № 104 (16). – Р. 3833–3845.

18. Displacement of Gas from Porous Media by Water / Legatski Max W., L. Donald Katz [et al.] // SPE – 899-MS. - 1964. - https://doi.org/10.2118/899-MS

19. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Смачиваемость нефтегазовых пластовых ситем: Учебное пособие. – М.: РГУ нфти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2019. – 360 с.

20. Михайлов Н.Н., Сечина Л.С., Гурбатова И.П. Показатели смачиваемости в пористой среде и зависимость между ними // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2011. – Вып. 1(3). - http://oilgasjournal.ru/vol_3/mikhailov-sechina.html

21. Pore-Scale Modeling of Three-Phase WAG Injection: Prediction of Relative Permeabilities and Trapping for Different Displacement Cycles / V.S. Suicmez, M. Piri, M.J. Blunt // SPE-95594-MS. - 2006. - https://doi.org/10.2118/95594-MS

22. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. – 1997. – № 9. – С. 58–61.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.