В статье обсуждаются некоторые методические аспекты проведения фильтрационных лабораторных экспериментов, которые являются базой для выполнения гидродинамических расчетов и прогнозирования добычи нефти. Отсутствие общепринятых стандартов измерения коэффициента вытеснения нефти водой и относительной проницаемости может приводить к искажению данных, полученных в разных лабораториях. Гидродинамические расчеты (в том числе те, которые проходят экспертизу в центральной комиссии по разработке) могут базироваться на экспериментальных данных, имеющих одно название, но полученных разными способами. Обсуждается концевой эффект и различные косвенные способы измерения текущей водонасыщенности в ходе фильтрационного эксперимента - измерение электрического сопротивления и рентгеновское сканирование. Даны некоторые рекомендации по минимизации влияния концевого эффекта на результаты измерений. Использование косвенных методов контроля насыщенности может приводить к искажению коэффициента вытеснения нефти и кривых фазовой проницаемости. Для этого случая дана важная рекомендация о необходимости прямого измерения насыщенности керна после фильтрационного эксперимента с помощью классических аппаратов Дина-Старка. В статье также обсуждаются особенности работы с глинистыми горными породами. Показано, что после насыщения образцов керна пластовой водой перед фильтрационным экспериментом может потребоваться их длительная выдержка в насыщающей жидкости. В статье приведены результаты измерения проницаемости образца керна в течение двух недель, показывающие изменчивость фильтрационных свойств породы в этот период.
Список литературы
1. Назарова Л.Н., Шеляго Е.В., Язынина И.В. Обоснование коэффициента вытеснения нефти водой по экспериментальным данным // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 2. – С. 58–61. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-2-58-61
2. Laboratory Determination of Relative Permeability / J.G. Richardson, J.K. Kerver, J.A. Hafford, J.S. Osoba // Journal of Petroleum Technology. – 1952. - No. 4 (08). – P. 187–196. - http://doi.org/10.2118/952187-G
3. Eftekhari A., Farajzadeh R. Effect of Foam on Liquid Phase Mobility in Porous Media // Sci Rep 7. – 2017. – 43870. https://doi.org/10.1038/srep43870
4. Физическое моделирование процессов интенсификации добычи из низкопроницаемых карбонатных коллекторов / М.В. Чертенков, А.А. Алероев,
И.Б. Иванишин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015.– № 10. – С. 90–92.
5. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. – М.: ВНИИГНИ, 1978. – С. 58–72.
6. Янин А.Н., Биккулов М.М. 20 лет спустя: анализ тенденций изменения коэффициента вытеснения нефти водой по низкопроницаемым пластам Приобского месторождения (с 1993–1997 по 2013–2016 гг.) // Нефтепромысловое дело. – 2023.– № 3 (651). – С. 17–24. - https://doi.org/10.33285/0207-2351-2023-3(651)-17-24
7. Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Покровский В.В. Методика экспрессного определения фазовых проницаемостей при установившемся совместном течении нефти и воды // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 11. – С. 36–39.
8. Определение остаточной водонасыщенности пород-коллекторов методом рентгеновской томографии / И.В. Язынина, Е.В. Шеляго, А.А. Абросимов
[и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 3. – С. 38–42. - https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-3-38-42
9. Hysteresis of relative permeabilities in water-gas stimulation of oil reservoirs / V.I. Kokorev [et al.] // SPE-171224-MS. – 2014. - http://doi.org/10.2118/171224-MS
10. Экспериментальное исследование гистерезиса фазовых проницаемостей при водогазовом воздействии в условиях Восточно-Перевального месторождения / В.Б. Карпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 100–103.
11. Смирнов А.В., Бажуков С.П. Экспериментальное изучение влияния состава нагнетаемой воды на проницаемость продуктивных коллекторов //
74-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ – 2020»: Сборник тезисов. – М.: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2020. – С. 336–337.
