Эффективная разработка месторождений нефти с низкопроницаемыми породами-коллекторами является актуальной задачей большинства нефтяных компаний в связи с тем, что на них приходится значительная часть текущих и будущих запасов. Относительная фазовая проницаемость (ОФП) является важнейшим параметром многофазного потока в пористой среде, характеризуя эффективную проницаемость для каждой фазы. При определении ОФП с использованием стандартных методик существует ряд методических рисков, которые могут значительно влиять на результаты экспериментов и их применимость. Задачей исследования являлось лабораторное определение ОФП на образце низкопроницаемой породы ачимовской свиты (проницаемость менее 1·10-3 мкм2) для системы жидкость – газ методом стационарной фильтрации с рентгеновским контролем насыщенности, а также методом нестационарной фильтрации с целью повышения качества проектных решений, использующих этот тип данных. Для аналитического моделирования фазовых проницаемостей был использован ряд корреляционных моделей (Кори, Хонарпур, LET), которые позволяют корректно описать полученные кривые и подобрать коэффициенты аппроксимации применительно к целевому объекту. Гидродинамическая модель на масштабе керна, настроенная на результаты единичных тестов по определению коэффициента вытеснения, была использована для прогнозирования кривых ОФП. Обобщение полученных данных позволило сформировать методические подходы к построению кривых ОФП в низкопроницаемых породах ачимовских отложений, что дает возможность повысить точность определения динамики движения флюидов и оптимизировать сценарии разработки месторождения и оценки рисков.
Список литературы
1. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ – резерв сырьевой базы углеводородов России / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский,
Д. Морариу. - Санкт-Петербург: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. - 322 с.
2. Запасы, ресурсы и перспективы промышленного освоения ачимовского газонефтеносного комплекса севера Западной Сибири / Е.С. Давыдова,
Г.Р. Пятницкая, В.А. Скоробогатов, Д.А. Соин // Вести газовой науки. – 2019. – № 4 (41). – С. 121–133.
3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.
4. The underlying mechanisms that influence the flow of gas-condensates in porous medium: A review / D.B. Dorhjie [et al.] // Gas Sci. Eng. – 2024. – V. 122. – No. 1. – P. 205204. – http://doi.org/10.1016/j.jgsce.2023.205204
5. Honarpour M., Mahmood S.M. Relative-Permeability Measurements: An Overview // Journal of Petroleum Technology. – 1988. – No 40. – Р. 963–966. – https://doi.org/10.2118/18565-PA
6. Stone H.L. Probability Model for Estimating Three-Phase Relative Permeability // Journal of Petroleum Technology. – 1970. – No 22. – Р. 214–218. - http://doi.org/10.2118/2116-PA
7. Lomeland F., Ebeltoft E., Thomas W.H. A new versatile relative permeability correlation // In International symposium of the society of core analysts. – 2005. – V. 112. – SCA2005-32.
8. Курбанов А.К. Методика расчета относительной фазовой проницаемости нефти при фильтрации смеси нефти, газа и воды // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 1 (649). – С. 55–59. – https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-1(649)-55-59
9. Sander R., Pan Z., Connell L.D. Laboratory Measurement of Low Permeability Unconventional Gas Reservoir Rocks: A Review of Experimental Methods // Journal of Natural Gas Science and Engineering. ‒ 2017. ‒ V. 37. ‒ Р. 248–279. - http://doi.org/10.1016/j.jngse.2016.11.041
10. Gupta R., Maloney D.R. Intercept Method – A Novel Technique to Correct Steady-State Relative Permeability Data for Capillary End-Effects // Soc. Pet. Eng. – 30th Abu Dhabi Int. Pet. Exhib. Conf. ADIPEC 2014 Challenges Oppor. Next 30 Years. – 2014. – No 2. – Р. 1267–1294. – http://doi.org/10.2118/171797-MS
11. New model of relative permeability for two-phase flow in mixed-wet nanoporous media of shale / Y. B. Tian, Z. Ju, J. Hu Chen, D Fan // Energy & Fuels. – 2021. –
V. 35. - No. 15. - Р. 12045–12055. – http://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.1c01574
12. LaForce T., Johns R.T. Effect of Initial Gas Saturation on Miscible Gasflood Recovery // J. Pet. Sci. Eng. – 2010. – V. 70. – No. 3. – Р. 198–203. – http://doi.org/10.1016/j.petrol.2009.11.011
