RU2379502C1 - Oil flushing process from collector research method - Google Patents
Oil flushing process from collector research method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2379502C1 RU2379502C1 RU2008141418/03A RU2008141418A RU2379502C1 RU 2379502 C1 RU2379502 C1 RU 2379502C1 RU 2008141418/03 A RU2008141418/03 A RU 2008141418/03A RU 2008141418 A RU2008141418 A RU 2008141418A RU 2379502 C1 RU2379502 C1 RU 2379502C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- reservoir
- permeability
- model
- displacement
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам исследования коллекторских свойств продуктивных пластов, и может быть использовано для оценки эффективности теплового воздействия на пласт.The invention relates to the field of oil field development, and in particular to methods for studying the reservoir properties of productive formations, and can be used to evaluate the effectiveness of thermal effects on the formation.
Известен способ определения коэффициента вытеснения нефти, при котором в модели пласта в качестве пористой среды используются керны, полученные при разбуривании конкретного объекта разработки (OCT. 39-070-78. Нефть, метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях).A known method for determining the coefficient of oil displacement, in which the model of the reservoir as a porous medium uses cores obtained by drilling a specific development object (OCT. 39-070-78. Oil, a method for determining the coefficient of oil displacement by water in laboratory conditions).
Недостатком этого способа является невозможность получения представительного кернового материала в слабоцементированном коллекторе из-за разрушения породы при бурении. Из залежи в лучшем случае отбирается керн, который характеризуется относительно низкой проницаемостью. С использованием такого керна нельзя получить данные, необходимые для оценки эффективности теплоносителя.The disadvantage of this method is the impossibility of obtaining representative core material in a weakly cemented reservoir due to the destruction of the rock during drilling. At best, a core is selected from the reservoir, which is characterized by relatively low permeability. Using such a core, it is impossible to obtain the data necessary to assess the efficiency of the coolant.
Закачиваемый в пласт теплоноситель с наибольшей эффективностью вытесняет нефть из зон с высокой и средней проницаемостью. Зоны с самой низкой проницаемостью прогреваются до существенно меньших температур, поэтому эффективность вытеснения нефти из них самая низкая.The coolant pumped into the reservoir with the greatest efficiency displaces oil from zones with high and medium permeability. The zones with the lowest permeability warm up to significantly lower temperatures, therefore, the efficiency of oil displacement from them is the lowest.
Более близким к изобретению является способ исследования процесса нефтевытеснения из слабосцементированного коллектора, включающий определение коэффициента вытеснения, при котором формируют искусственную пористую среду из размолотой породы отобранного керна таким образом, чтобы ее проницаемость была равна средней проницаемости объекта разработки (Willman B.T. Volleroy V.V., Runberg G.W., Cornelins A.J., Powers I.W. Laboratory studies of oil recovery by steam injection /Journal of Petroleum Technology, 1955, №3, p.35-42).Closer to the invention is a method for studying the process of oil displacement from a weakly cemented reservoir, including determining the displacement coefficient, in which an artificial porous medium is formed from the ground rock of the selected core so that its permeability is equal to the average permeability of the development object (Willman BT Volleroy VV, Runberg GW, Cornelins AJ, Powers IW Laboratory studies of oil recovery by steam injection / Journal of Petroleum Technology, 1955, No. 3, p. 35-42).
Недостатком этого способа является низкая достоверность результатов исследования, поскольку при случайном отборе образцов породы для подготовки пористой среды на поверхность выносятся наиболее плотные образцы, обладающие отличными от средневзвешанных коллекторскими свойствами. Ориентация свойств модели на средние коллекторские свойства продуктивного пласта повышает ошибку моделирования пластовых условий, поскольку в реальном пласте в зонах с различной проницаемостью механизм вытеснения нефти различен, а свойства коллектора, от которых зависит коэффициент вытеснения, значительно отличаются. Кроме того, этот способ не учитывает влияние разгазирования нефти на изменение коэффициента вытеснения нефти в случае высоких давлений насыщения нефти газом.The disadvantage of this method is the low reliability of the results of the study, since in case of random sampling of rocks for the preparation of a porous medium, the most dense samples are brought to the surface that have different reservoir properties from the weighted average. Orientation of the model properties to the average reservoir properties of the reservoir increases the modeling error of reservoir conditions, since the oil displacement mechanism is different in a real reservoir in zones with different permeabilities, and the reservoir properties, on which the displacement coefficient depends, are significantly different. In addition, this method does not take into account the effect of oil degassing on the change in the oil displacement coefficient in the case of high gas saturation pressures.
Задачей настоящего изобретения является разработка способа исследования процесса нефтевытеснения из коллектора, обеспечивающего повышение достоверности определения коэффициента вытеснения нефти в слабоцементированных коллекторах, в том числе при наличии высокого давления насыщения нефти газом, с одновременной возможностью оценки рационального теплового воздействия на пласт на начальном этапе разработки за счет имитации процесса вытеснения нефти из слабоцементированного коллектора в широком диапазоне проницаемостей и режимов вытеснения теплоносителями.The objective of the present invention is to develop a method for studying the process of oil displacement from the reservoir, which increases the reliability of determining the coefficient of oil displacement in weakly cemented reservoirs, including when there is a high pressure of oil saturation with gas, while at the same time evaluating the rational thermal effect on the formation at the initial stage of development by simulating the process of oil displacement from a weakly cemented reservoir in a wide range of permeabilities and modes in ousting with coolants.
Поставленная задача решается способом исследования процесса нефтевытеснения из коллектора, в котором, согласно изобретению, по результатам предварительного геофизического и гидродинамического анализа продуктивного разреза и насыщающей пласт нефти исследуемого коллектора определяют интервалы изменения значений проницаемости и давления насыщения нефти газом, указанные интервалы разбивают на максимальное, минимальное и, по меньшей мере, одно промежуточное значения по проницаемости и давлению насыщения нефти газом, формируют модели пористой среды, насыщенные модельной нефтью, с вышеуказанными значениями проницаемости и давления насыщения, после чего через каждую модель осуществляют прокачку теплоносителя с одновременной регистрацией динамики вытеснения нефти из моделей и динамики градиента давления, по которым находят коэффициенты вытеснения для нефти и фазовые проницаемости для нефти и теплоносителя, сопоставляют полученные значения и по результатам сопоставления выбирают теплоноситель и режим вытеснения нефти для разработки исследуемого коллектора.The problem is solved by the method of studying the process of oil displacement from the reservoir, in which, according to the invention, according to the results of preliminary geophysical and hydrodynamic analysis of the productive section and the reservoir oil saturating the reservoir under study, the intervals of changes in the values of permeability and pressure of oil saturation with gas are determined, these intervals are divided into maximum, minimum and at least one intermediate value for permeability and pressure of saturation of oil with gas, form the model a porous medium saturated with model oil with the above values of permeability and saturation pressure, after which, through each model, the coolant is pumped with simultaneous registration of the dynamics of oil displacement from the models and the dynamics of the pressure gradient, which are used to find the displacement coefficients for oil and phase permeabilities for oil and coolant , the obtained values are compared and, based on the results of the comparison, the coolant and oil displacement mode are selected for the development of the studied reservoir.
Поставленная задача решается также тем, чтоThe problem is also solved by the fact that
- при формировании модели пористой среды с минимальной проницаемостью и максимальным давлением насыщения производят насыщение ее нефтью с давлением насыщения растворенным в ней газом, близким к давлению насыщения в реальном коллекторе;- when forming a model of a porous medium with minimum permeability and maximum saturation pressure, it is saturated with oil with a saturation pressure of the gas dissolved in it, close to the saturation pressure in a real reservoir;
- при исследовании модели с минимальной и промежуточными значениями проницаемости производят вытеснение нефти водой при последовательном увеличении температуры от начальной пластовой температуры до температуры кипения воды при начальном пластовом давлении;- when researching a model with minimum and intermediate values of permeability, oil is displaced by water with a gradual increase in temperature from the initial reservoir temperature to the boiling point of water at the initial reservoir pressure;
- при исследовании модели пласта с максимальной проницаемостью производят вытеснение нефти водяным паром или горячей водой.- when studying the reservoir model with maximum permeability, oil is displaced by water vapor or hot water.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
По результатам предварительного геофизического и гидродинамического анализа продуктивного разреза и насыщающей пласт нефти исследуемого коллектора определяют интервалы изменения значений проницаемости и давления насыщения нефти газом. Указанные интервалы разбивают на максимальное, минимальное и, по меньшей, мере одно промежуточное значения по проницаемости и давлению насыщения нефти газом. Формируют модели пористой среды, насыщенные модельной нефтью, с вышеуказанными значениями проницаемости и давления насыщения. Затем через каждую модель осуществляют прокачку теплоносителя с одновременной регистрацией динамики вытеснения нефти из моделей и динамики градиента давления. По этим данным находят коэффициенты вытеснения и фазовые проницаемости соответственно для нефти и теплоносителя. Далее сопоставляют полученные значения и по результатам сопоставления выбирают теплоноситель и режим вытеснения нефти для разработки исследуемого коллектора. Способ осуществляют следующим образом. Исходя из имеющихся данных о наличии зон с различной проницаемостью в продуктивном пласте формируют модели различных зон пласта. При создании таких моделей используют различные материалы (размолотая порода продуктивного пласта, пески различного фракционного состава, маршаллит, глины, проппанты и т.д.), позволяющие воспроизвести свойства различных зон (проницаемость, пористость, удельная поверхность и т.д.) продуктивного пласта. Методики определения коэффициентов вытеснения и фазовых проницаемостей дифференцируют по зонам. В модели пласта, имеющей наибольшую проницаемость, воспроизводят механизм вытеснения нефти теплоносителем, имеющим наибольшее теплосодержание (водяным паром, если осуществляют закачку водяного пара или водой, имеющей самую высокую температуру, если осуществляют закачку горячей воды). В моделях пласта, имеющих среднюю и относительно низкую проницаемость, воспроизводят механизм вытеснения нефти водой при различных температурах.Based on the results of preliminary geophysical and hydrodynamic analysis of the productive section and the oil reservoir saturating the reservoir under study, the intervals of change in the values of permeability and pressure of oil saturation with gas are determined. These intervals are divided into maximum, minimum and at least one intermediate value for permeability and pressure of saturation of oil with gas. Models of a porous medium saturated with model oil are formed with the above values of permeability and saturation pressure. Then, through each model, the coolant is pumped with simultaneous registration of the dynamics of oil displacement from the models and the dynamics of the pressure gradient. From these data, the displacement coefficients and phase permeabilities are found for oil and coolant, respectively. Next, the obtained values are compared and, based on the results of the comparison, the coolant and the oil displacement mode are selected for the development of the studied reservoir. The method is as follows. Based on the available data on the presence of zones with different permeabilities in the reservoir, models of different zones of the formation are formed. When creating such models, various materials are used (crushed rock of the reservoir, sands of various fractional composition, marshallite, clay, proppants, etc.), which allow reproducing the properties of different zones (permeability, porosity, specific surface area, etc.) of the reservoir . The methods for determining the displacement coefficients and phase permeabilities are differentiated by zones. In the reservoir model with the highest permeability, the mechanism of oil displacement by the heat carrier with the highest heat content (water vapor, if water vapor is injected, or water having the highest temperature, if hot water is injected) is reproduced. In reservoir models having medium and relatively low permeability, the mechanism of oil displacement by water at various temperatures is reproduced.
Высокая эффективность вытеснения нефти водяным паром обусловлена в первую очередь процессом испарения легких фракций нефти, а затем их конденсацией. Чтобы не завысить эффективность вытеснения нефти водяным паром, сначала закачивают в модель пласта воду с начальной пластовой температурой, затем горячую воду с температурой не более чем на 20 градусов ниже температуры кипения воды при пластовом давлении, а на завершающем этапе опыта в модель закачивают водяной пар с температурой, равной температуре кипения воды при данном пластовом давлении. На всех трех этапах проведения экспериментов (при нагнетании "холодной" воды, горячей воды и водяного пара) закачку соответствующего вытесняющего агента проводят до тех пор, пока из модели не перестанет вытесняться нефть. Такая последовательность реализации эксперимента позволяет определить коэффициенты вытеснения и фазовые проницаемости для воды, горячей воды и водяного пара. Это необходимо делать для получения достоверных данных, используемых при компьютерном моделировании, поскольку из зон с самой высокой проницаемостью нефть сначала вытесняется водой, имеющей начальную пластовую температуру, затем теплой и горячей водой, а на последнем этапе водяным паром, температура которого зависит от пластового давления.The high efficiency of oil displacement by water vapor is due primarily to the process of evaporation of light oil fractions, and then their condensation. In order not to overestimate the efficiency of oil displacement by water vapor, first water is injected into the reservoir model with the initial reservoir temperature, then hot water with a temperature of no more than 20 degrees below the boiling point of water at reservoir pressure, and at the final stage of the experiment, water vapor is injected into the model with temperature equal to the boiling point of water at a given reservoir pressure. At all three stages of the experiments (when “cold” water, hot water and water vapor are injected), the corresponding displacing agent is pumped until oil is no longer displaced from the model. Such a sequence of the experiment allows us to determine the displacement coefficients and phase permeabilities for water, hot water and water vapor. This is necessary to obtain reliable data used in computer modeling, since oil is first displaced from zones with the highest permeability by water having an initial reservoir temperature, then warm and hot water, and at the last stage by water vapor, the temperature of which depends on the reservoir pressure.
На многих залежах высоковязких нефтей количество растворенного газа в нефти невелико, а давления насыщения нефти газом крайне низки. При малых глубинах залегания и низких текущих значениях пластового давления к моменту нагнетания теплоносителя влияние разгазирования нефти незначительно.In many deposits of highly viscous oils, the amount of dissolved gas in oil is small, and the pressure of saturation of oil with gas is extremely low. At shallow depths and low current values of reservoir pressure at the time of injection of the coolant, the effect of oil degassing is negligible.
В настоящее время в разработку вводятся залежи высоковязких нефтей, расположенные на значительных глубинах (более 1000 м) с пластовыми давлениями, которым соответствует температура водяного пара 300-380°С.At present, deposits of high-viscosity oils located at significant depths (more than 1000 m) with reservoir pressures corresponding to a temperature of water vapor of 300-380 ° С are being introduced into development.
Значительные запасы высоковязких нефтей сосредоточены в залежах с обширной «газовой шапкой», в которых давления насыщения пластовой нефти газом незначительно отличаются от пластовых давлений.Significant reserves of high-viscous oils are concentrated in deposits with an extensive “gas cap”, in which the saturation pressures of formation oil with gas are not significantly different from reservoir pressures.
Известен подход, при котором для снижения температуры закачиваемого водяного пара залежь высоковязкой нефти предварительно дренируется на режиме истощения. В результате снижения пластового давления в залежи сухой насыщенный водяной пар будет иметь существенно более низкую температуру. Как следствие, при снижении температуры закачиваемого в залежь водяного пара значительно уменьшаются теплопотери в стволе нагнетательной скважины и непосредственно в залежи. В залежах с обширными газовыми шапками реализация такого подхода возможна только теоретически, практически закачивать теплоноситель в пласт придется при высоких пластовых давлениях с высокими температурами водяного пара.There is an approach in which, to reduce the temperature of the injected water vapor, a highly viscous oil reservoir is pre-drained in the depletion mode. As a result of a decrease in reservoir pressure in the reservoir, dry saturated water vapor will have a significantly lower temperature. As a result, when the temperature of the water vapor injected into the reservoir decreases, the heat loss in the injection wellbore and directly in the reservoir decreases significantly. In deposits with extensive gas caps, the implementation of this approach is possible only theoretically; in practice, it will be necessary to pump the coolant into the reservoir at high reservoir pressures with high temperatures of water vapor.
При закачке водяного пара с температурой 200°С и более в залежи нефти с незначительной разницей между пластовым давлением и давлением насыщения пластовой нефти газом происходит рост давления насыщения пластовой нефти газом до величины пластового давления, в результате чего пластовая нефть начинает разгазироваться. Такой механизм фазового поведения пластовой нефти в результате повышения ее температуры под действием теплоносителя может существенным образом изменить значения коэффициентов вытеснения нефти водяным паром и горячей водой. Следовательно, в способе моделирования процесса вытеснения высоковязкой нефти водяным паром и горячей водой модельная нефть должна иметь давление насыщения растворенным в ней газом, близкое к реальным промысловым. С этой целью модель нефти должна быть насыщена газом: углеводородным (метаном, пропаном, бутаном и др.) или инертным (азот, диоксид углерода и др.) в целях повышения безопасности проведения лабораторных экспериментов.When water vapor with a temperature of 200 ° C or more is injected into an oil reservoir with a slight difference between the reservoir pressure and the saturated oil pressure of the formation gas, the saturated gas pressure of the formation oil increases to the formation pressure, as a result of which the formation oil begins to degrade. Such a mechanism of the phase behavior of reservoir oil as a result of an increase in its temperature under the influence of a coolant can significantly change the values of the coefficients of oil displacement by water vapor and hot water. Therefore, in a method for simulating the process of displacing high-viscosity oil with water vapor and hot water, model oil should have a saturation pressure of the gas dissolved in it, close to the actual production one. For this purpose, the oil model should be saturated with gas: hydrocarbon (methane, propane, butane, etc.) or inert (nitrogen, carbon dioxide, etc.) in order to increase the safety of laboratory experiments.
Примеры конкретной реализации способаExamples of specific implementation of the method
Пример 1.Example 1
На залежи высоковязкой нефти коллектор представлен слабоцементированным песчаником. Из нескольких скважин отобраны образцы нефтенасыщенных пород. Исследования проницаемости кернов свидетельствуют о том, что этот показатель колеблется от 0 до 0,65 мкм2. Наиболее перспективной технологией разработки для этой залежи является закачка водяного пара, поскольку этот объект разработки характеризуется невысокой средней глубиной залегания (350 м), большой средней эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта (14 м), высокой вязкостью нефти (600 мПа·с), средней пористостью (28%) и средней нефтенасыщенностью (71%).On the reservoir of high-viscosity oil, the reservoir is represented by weakly cemented sandstone. Samples of oil-saturated rocks were taken from several wells. Studies of core permeability indicate that this indicator ranges from 0 to 0.65 μm 2 . The most promising development technology for this reservoir is water vapor injection, since this development object is characterized by a low average depth (350 m), a large average effective oil-saturated layer thickness (14 m), high oil viscosity (600 mPa · s), and average porosity ( 28%) and average oil saturation (71%).
Из результатов гидродинамических исследований скважин следует, что средняя проницаемость пласта колеблется от 3,8 до 17 мкм2. В этой связи для определения коэффициента вытеснения нефти паром готовят пористую среду с проницаемостью около 10 мкм2. Для этой цели используют шлам, полученный при разбуривании продуктивного пласта. Этот шлам разделяют на фракции. Для подготовки высокопроницаемой модели пласта, предназначенной для определения коэффициента вытеснения нефти водяным паром, используют только самую крупную фракцию просеянного песка, имеющую проницаемость 9,7 мкм2 и пористость 33%. Трубную модель пласта набивают этой фракцией песка и устанавливают вертикально для получения данных о результатах гравитационно-стабилизированного режима вытеснения. Прокачку флюидов через модель осуществляют сверху вниз. Сначала модель пористой среды вакуумируют, затем в нее нагнетают воду, по составу аналогичную пластовой воде данного месторождения. Затем при температуре, равной начальную пластовой, в трубную модель пласта закачивают модель пластовой нефти, представляющей собой смесь (из нефти и керосина) вязкостью 600 мПа·с. Модель пластовой нефти прокачивают через трубную модель нефтяного пласта до прекращения вытеснения из нее воды. Таким образом осуществляют имитацию начальной нефтенасыщенности пористой среды.From the results of hydrodynamic studies of wells, it follows that the average permeability of the formation varies from 3.8 to 17 μm 2 . In this regard, to determine the coefficient of oil displacement by steam, a porous medium with a permeability of about 10 μm 2 is prepared. For this purpose, use the slurry obtained by drilling a reservoir. This slurry is divided into fractions. To prepare a highly permeable model of the reservoir, designed to determine the coefficient of oil displacement by water vapor, only the largest fraction of sifted sand is used, having a permeability of 9.7 μm 2 and a porosity of 33%. The pipe model of the formation is stuffed with this fraction of sand and installed vertically to obtain data on the results of the gravitationally stable displacement mode. Pumping fluids through the model is carried out from top to bottom. First, a model of the porous medium is evacuated, then water is injected into it, similar in composition to the produced water of this field. Then, at a temperature equal to the initial reservoir temperature, a reservoir oil model is pumped into the pipe model of the reservoir, which is a mixture (of oil and kerosene) with a viscosity of 600 MPa · s. A reservoir oil model is pumped through a pipe model of an oil reservoir until water is no longer displaced from it. In this way, an initial oil saturation of the porous medium is simulated.
На первом этапе имитации процесса вытеснения в трубную модель нефтенасыщенного пласта с высоковязкой нефтью закачивают воду при температуре, равной начальной пластовой. Закачку осуществляют до прекращения выхода из трубной модели пласта нефти. По ходу эксперимента фиксируют динамику вытеснения нефти из модели нефтенасыщенного пласта и динамику градиента давления в модели пласта для последующего вычисления фазовых проницаемостей. Исходя из остаточной нефтенасыщенности к концу первого этапа эксперимента определяют коэффициент вытеснения нефти водой при начальной пластовой температуре.At the first stage of the simulation of the displacement process, water is pumped into the oil saturated reservoir with high viscosity oil at a temperature equal to the initial reservoir. The injection is carried out until the cessation of the exit from the pipe model of the oil reservoir. During the experiment, the dynamics of oil displacement from the oil-saturated reservoir model and the dynamics of the pressure gradient in the reservoir model for the subsequent calculation of phase permeabilities are recorded. Based on the residual oil saturation by the end of the first stage of the experiment, the coefficient of oil displacement by water at the initial reservoir temperature is determined.
Второй этап. Пластовое давление в залежи высоковязкой нефти 3,5 МПа. Температура кипения воды при таком давлении равна 243°С. Исходя из этих параметров, на втором этапе нефть из трубной модели вытесняют при температуре 230°С. Процесс вытеснения нефти из модели пласта продолжают до прекращения выхода нефти из трубной модели пласта. По ходу эксперимента фиксируют динамику вытеснения нефти из модели нефтенасыщенного пласта и динамику градиента давления в модели пласта для последующего вычисления фазовых проницаемостей. Исходя из остаточной нефтенасыщенности, к концу второго этапа эксперимента определяют коэффициент вытеснения нефти горячей водой.Second phase. The reservoir pressure in the reservoir of high viscosity oil is 3.5 MPa. The boiling point of water at this pressure is 243 ° C. Based on these parameters, at the second stage, oil is displaced from the pipe model at a temperature of 230 ° C. The process of oil displacement from the reservoir model is continued until the termination of the oil exit from the reservoir model of the reservoir. During the experiment, the dynamics of oil displacement from the oil-saturated reservoir model and the dynamics of the pressure gradient in the reservoir model for the subsequent calculation of phase permeabilities are recorded. Based on the residual oil saturation, by the end of the second stage of the experiment, the coefficient of oil displacement by hot water is determined.
На третьем этапе в прогретую до температуры 230°С модель пласта закачивают насыщенный водяной пар с температурой 243°С. Процесс закачки водяного пара продолжают до прекращения выхода нефти из трубной модели пласта. По ходу эксперимента на третьем этапе также фиксируют динамику вытеснения нефти из модели нефтенасыщенного пласта и динамику градиента давления в модели пласта для последующего вычисления фазовых проницаемостей. Исходя из остаточной нефтенасыщенности, к концу третьего этапа эксперимента определяют коэффициент вытеснения нефти водяным паром.At the third stage, saturated water vapor with a temperature of 243 ° C is pumped into the reservoir model heated to a temperature of 230 ° C. The process of injecting water vapor continues until the cessation of oil exit from the pipe model of the reservoir. During the experiment, at the third stage, the dynamics of oil displacement from the oil-saturated reservoir model and the pressure gradient dynamics in the reservoir model for subsequent calculation of phase permeabilities are also recorded. Based on the residual oil saturation, by the end of the third stage of the experiment, the coefficient of oil displacement by water vapor is determined.
В следующей серии экспериментов для создания модели пласта используют смесь крупнозернистого песка с песком, имеющим зерна среднего размера. После набивки модели пласта средняя проницаемость составляет 4 мкм2. На этой модели проводят также эксперименты в три этапа. На первом этапе в модель закачивают воду при пластовой температуре. На втором этапе - горячую воду и на третьем этапе - водяной пар. По результатам экспериментов определяют функции фазовых проницаемостей и коэффициенты вытеснения на каждом этапе.In the next series of experiments, a mixture of coarse sand with sand having medium-sized grains is used to create a reservoir model. After stuffing the reservoir model, the average permeability is 4 μm 2 . On this model, experiments are also carried out in three stages. At the first stage, water is injected into the model at reservoir temperature. In the second stage - hot water and in the third stage - water vapor. According to the results of the experiments, the functions of the phase permeabilities and the displacement coefficients at each stage are determined.
В последней серии экспериментов формируют модель низкой проницаемости с использованием крупнозернистого и мелкозернистого песка. Проницаемость третьей модели составляет 0,5 мкм2. Эта проницаемость соответствует нижнему пределу, при котором в пласте может реально фильтроваться высоковязкая нефть при температурах, существенно меньших температуры водяного пара, и при начальном пластовом давлении в залежи. В этой связи в третьей модели пласта реализуют только два первых этапа экспериментов, в которых использовали в качестве вытесняющего агента холодную и горячую воду. Проводить эксперименты по вытеснению нефти водяным паром не было необходимости, поскольку в реальных промысловых условиях невозможно закачать маловязкий пар в зоны с самой низкой проницаемостью, поскольку весь пар будет уходить в промытые высокопроницаемые зоны.In the last series of experiments, a low permeability model is formed using coarse and fine sand. The permeability of the third model is 0.5 μm 2 . This permeability corresponds to the lower limit at which highly viscous oil can actually be filtered in the reservoir at temperatures substantially lower than the temperature of water vapor and at the initial reservoir pressure in the reservoir. In this regard, in the third reservoir model, only the first two stages of experiments are implemented, in which cold and hot water were used as the displacing agent. It was not necessary to carry out experiments on oil displacement by water vapor, since in real production conditions it is impossible to pump low-viscosity steam into zones with the lowest permeability, since all the steam will go into washed high-permeability zones.
По результатам всех серий экспериментов и с учетом геологического строения продуктивных пластов выбирают водяной пар в качестве вытесняющего агента, который обеспечивает самую высокую нефтеотдачу при умеренных расходах теплоносителя.According to the results of all series of experiments and taking into account the geological structure of the productive formations, water vapor is chosen as the displacing agent, which provides the highest oil recovery at moderate flow rates.
Пример 2.Example 2
На залежи высоковязкой нефти имеется обширная газовая шапка. Залежь на глубине 900 м. Начальное пластовое давление 9 МПа. Давление насыщения пластовой нефти газом в области газонефтяного контакта (ГНК) составляет 9 МПа, а в области водонефтяного контакта (ВНК) 8 МПа. Коэффициент динамической вязкости пластовой нефти в области ГНК 200 мПа·с, в области ВНК его значение возрастает до 450 мПа·с. Газовый фактор пластовой нефти в области ГНК достигает 30 м3/м3. Газовый фактор пластовой нефти в области ВНК уменьшается до 25 м3/м3.The high-viscosity oil deposits have an extensive gas cap. The deposit is at a depth of 900 m. The initial reservoir pressure is 9 MPa. The saturation pressure of formation oil with gas in the gas-oil contact (GOC) is 9 MPa, and in the oil-water contact (GOC) is 8 MPa. The coefficient of dynamic viscosity of reservoir oil in the GOC region is 200 MPa · s, in the oil field region, its value increases to 450 MPa · s. The gas factor of reservoir oil in the GOC region reaches 30 m 3 / m 3 . The gas factor of reservoir oil in the field of oil and gas is reduced to 25 m 3 / m 3 .
Если в пласт закачивать водяной пар, то температура его в пласте составит 308°С, а на забое нагнетательной скважины температура водяного пара превысит 330°С. Если пластовую нефть нагреть до такой температуры, то коэффициент растворимости газа в нефти существенно снизится и остаточная газонасыщенность пластовой нефти составит примерно 10 м3/м3. Остальной газ выделится из нефти в свободную газовую фазу. Таким образом, вытеснение нефти теплоносителем сопровождается разгазированием нефти и, как следствие, изменением нефтенасыщенности и газонасыщенности. За счет этого эффекта коэффициент вытеснения нефти заметно возрастает, поскольку фазовая проницаемость для нефти, содержащей мелкодисперсные пузырки газа, при увеличении газонасыщенности до 30% об. не снижается. Именно наличие такого механизма воздействия теплоносителя на пластовую нефть предопределяет необходимость проведения экспериментов по определению коэффициентов вытеснения нефти и использования для воспроизведения таких условий в качестве модели пластовой нефти нефть с растворенным в ней газом.If water vapor is injected into the formation, then its temperature in the formation will be 308 ° С, and at the bottom of the injection well, the temperature of water vapor will exceed 330 ° С. If the reservoir oil is heated to this temperature, the solubility coefficient of the gas in oil will decrease significantly and the residual gas saturation of the reservoir oil will be approximately 10 m 3 / m 3 . The remaining gas will be released from the oil into the free gas phase. Thus, the displacement of oil by the coolant is accompanied by the degassing of oil and, as a consequence, a change in oil saturation and gas saturation. Due to this effect, the oil displacement coefficient increases markedly, since the phase permeability for oil containing fine gas bubbles with an increase in gas saturation up to 30% vol. not reduced. It is the presence of such a mechanism of the influence of the coolant on reservoir oil that determines the need for experiments to determine the oil displacement coefficients and to use oil with gas dissolved in it as a model of reservoir oil.
При отборе керна из данной залежи с использованием стандартной технологии из пласта выносят образцы только плотных пород, проницаемость которых в пластовых условиях практически равна нулю. Использование специальных технологий, позволяющих сохранять практически несцементированный керн, дает возможность получить на поверхности образцы, проницаемость которых достигает 0,6 мкм2. Однако при адаптации гидродинамических компьютерных моделей по результатам исследований и испытания скважин, а также пробной эксплуатации скважин получены удовлетворительные минимальные отклонения расчетных показателей от фактических только после увеличения проницаемости пласта до 35 мкм2. Чтобы воспроизвести структуру такого коллектора, был использован проппант с проницаемостью 25 мкм2, который засыпали в трубную модель пласта. Модель сначала вакуумировали, затем насыщали водой, затем воду вытесняли из модели пласта нефтью, которая содержала в себе растворенный газ, аналогичный по растворимости нефтяному газу при давлении насыщения 8,75 МПа. Закачку в модель нефти осуществляли до прекращения выхода из модели воды. Таким образом в модели пласта имитировались начальные пластовые условия.When core sampling from a given deposit using standard technology, only dense rocks are taken out of the formation, the permeability of which in reservoir conditions is practically zero. The use of special technologies that allow maintaining practically non-cemented core makes it possible to obtain samples on the surface whose permeability reaches 0.6 μm 2 . However, when adapting hydrodynamic computer models based on the results of research and testing of wells, as well as trial operation of wells, satisfactory minimum deviations of the calculated parameters from the actual ones were obtained only after increasing the permeability of the formation to 35 μm 2 . To reproduce the structure of such a reservoir, a proppant with a permeability of 25 μm 2 was used , which was poured into the pipe model of the formation. The model was first evacuated, then saturated with water, then the water was displaced from the reservoir model with oil, which contained dissolved gas, similar in solubility to oil gas at a saturation pressure of 8.75 MPa. Oil was pumped into the model until the water ceased to exit the model. Thus, in the reservoir model, the initial reservoir conditions were simulated.
На первом этапе проведения экспериментов определяют коэффициент вытеснения нефти водой при начальной пластовой температуре. Для этого в модель пласта закачивают воду до прекращения выхода из модели нефти. По динамике снижения нефтенасыщенности и изменения перепадов давления определяют коэффициент вытеснения и рассчитывают кривые относительных фазовых проницаемостей.At the first stage of the experiments, the coefficient of oil displacement by water at the initial reservoir temperature is determined. To do this, water is pumped into the reservoir model until the termination of the exit of the oil model. The dynamics of reducing oil saturation and changes in pressure drops determine the displacement coefficient and calculate the curves of relative phase permeabilities.
Поскольку температура водяного пара при пластовом давлении составляет 310°С, на втором этапе эксперимента в модель при постепенном повышении температуры до 300°С закачивают воду. После нагрева модели до 300°С и прекращения выхода из нее нефти определяют коэффициент вытеснения. Затем оценивают относительные фазовые проницаемости, которые будут приближенными вследствие реализации в модели трехфазной фильтрации.Since the temperature of water vapor at reservoir pressure is 310 ° C, at the second stage of the experiment, water is pumped into the model with a gradual increase in temperature to 300 ° C. After heating the model to 300 ° C and stopping the exit of oil from it, the displacement coefficient is determined. Then, the relative phase permeabilities are estimated, which will be approximate due to the implementation of three-phase filtration in the model.
На третьем этапе в модель закачивают водяной пар с температурой 310°С до прекращения выхода из модели нефти. По результатам третьего этапа определяют коэффициент вытеснения нефти водяным паром и оценивают относительные фазовые проницаемости.At the third stage, water vapor with a temperature of 310 ° С is pumped into the model until the oil ceases to exit the model. According to the results of the third stage, the coefficient of oil displacement by water vapor is determined and the relative phase permeabilities are estimated.
Вторую модель пласта создают с использованием смеси проппанта и просеянного песка. Проницаемость второй модели пласта составляет 5 мкм2, т.е. практически равна средней проницаемости коллектора (4,85 мкм2) по результатам адаптации. Исследования с использованием второй модели пласта проводили также в три этапа. На первом этапе насыщенную газом нефть вытесняли водой при начальной пластовой температуре, затем горячей водой, а на третьем, последнем этапе - водяным паром. Третью модель пласта готовили с использованием смеси песков различного состава. В третьей модели воспроизводили зоны с относительно низкой проницаемостью (0,5A second reservoir model is created using a mixture of proppant and sieved sand. The permeability of the second formation model is 5 μm 2 , i.e. almost equal to the average permeability of the reservoir (4.85 μm 2 ) according to the results of adaptation. Studies using the second reservoir model were also carried out in three stages. At the first stage, gas-saturated oil was displaced by water at the initial reservoir temperature, then hot water, and at the third, last stage, by water vapor. A third reservoir model was prepared using a mixture of sands of various compositions. In the third model, zones with relatively low permeability (0.5
мкм2). Эксперименты на третьей модели проводили только в два этапа. На первом этапе нефть вытесняли водой при пластовой температуре, а на втором этапе - горячей водой. По результатам всех экспериментов определяли коэффициенты вытеснения нефти по зонам с различной проницаемостью и приближенно оценивали фазовые проницаемости для всех трех фаз. Причем в связи со сложностью обработки результатов экспериментов для оценки фазовых относительных проницаемостей процессы вытеснения нефти из модели пласта воспроизводили с использованием компьютерного моделирования этого процесса и по результатам адаптации компьютерных моделей оценивали фазовые проницаемости для нефти, воды и газа.μm 2 ). The experiments on the third model were carried out in only two stages. At the first stage, oil was displaced by water at reservoir temperature, and at the second stage, by hot water. According to the results of all experiments, the oil displacement coefficients were determined for zones with different permeabilities and the phase permeabilities for all three phases were approximately estimated. Moreover, due to the complexity of processing the experimental results to estimate the relative phase permeabilities, the processes of oil displacement from the reservoir model were reproduced using computer simulation of this process, and the phase permeabilities for oil, water, and gas were estimated from the adaptation of computer models.
По результатам сопоставления эффективности вытеснения нефти различными агентами был сделан вывод о неперспективности закачки в пласт водяного пара, имеющего на забое паронагнетательной скважины температуру, превышающую 320°С. При давлении насыщения, мало отличающемся от пластового давления, и высокой температуре горячей воды, которая вытесняет нефть до подхода фронта водяного пара, прирост коэффициента вытеснения по сравнению с горячей водой составил всего 7 абсолютных процентов. Такой прирост требует громадных объемов закачки водяного пара вследствие больших теплопотерь в пласте при его высокой расчлененности. Закачка водяного пара позволяет только символически повысить КИН, но способствует более быстрому прогреву продуктивного пласта за счет того, что теплосодержание водяного пара более чем в 2-3 раза выше теплосодержания горячей воды. Однако повышение скорости прогрева связано с более высокими затратами на строительство сложных по конструкции паронагнетательных скважин, с приобретением дорогостоящих парогенераторов, которые должны размещаться на отдельных площадках вдали от кустов скважин в соответствии с требованиями правил безопасности. Для повышения нефтеотдачи в качестве теплоносителя выбирают горячую воду с температурой менее 200°С. Такое ограничение по температуре выбрано потому, что давление на устье нагнетательных скважин при закачке горячей воды может колебаться в зависимости от приемистости от 2 до 5 МПа. При давлении 2 МПа температура кипения воды составляет примерно 210°С. Таким образом, для того чтобы закачиваемая вода не закипала в подогревателях, ее температура не должна превышать 200°С. Конкретное рациональное значение температуры выбирают исходя из результатов технико-экономических расчетов вариантов разработки с различными значениями температуры закачиваемой воды.Based on the results of comparing the effectiveness of oil displacement by various agents, it was concluded that there is no prospect of injecting water vapor into the formation having a temperature in the bottom of a steam injection well exceeding 320 ° C. With a saturation pressure not very different from reservoir pressure and a high temperature of hot water that displaces oil before the approach of the water vapor front, the increase in the displacement coefficient compared to hot water was only 7 absolute percent. Such an increase requires huge volumes of water vapor injection due to large heat losses in the formation with its high dissection. The injection of water vapor allows only a symbolic increase in the oil recovery factor, but it contributes to a more rapid heating of the reservoir due to the fact that the heat content of water vapor is more than 2-3 times higher than the heat content of hot water. However, an increase in the heating rate is associated with higher costs for the construction of steam injection wells of complex design, with the purchase of expensive steam generators that must be located on separate sites far from the well clusters in accordance with the requirements of safety rules. To increase oil recovery, hot water with a temperature of less than 200 ° C is chosen as the heat carrier. This temperature limitation was chosen because the pressure at the mouth of injection wells during hot water injection can vary from 2 to 5 MPa depending on the injection rate. At a pressure of 2 MPa, the boiling point of water is approximately 210 ° C. Thus, so that the injected water does not boil in the heaters, its temperature should not exceed 200 ° C. A specific rational temperature value is selected based on the results of technical and economic calculations of development options with different temperatures of the injected water.
Таким образом, способ согласно изобретению позволяет за счет снижения ошибки моделирования пластовых условий повысить достоверность определения коэффициента вытеснения высоковязкой нефти в слабоцементированных коллекторах, в том числе при наличии высокого давления насыщения нефти газом. Кроме того, способ позволяет оценить рациональное тепловое воздействие на пласт на начальном этапе разработки за счет имитации процесса вытеснения нефти из слабоцементированного коллектора в широком диапазоне проницаемостей и режимов вытеснения теплоносителями.Thus, the method according to the invention allows, by reducing the error in modeling reservoir conditions, to increase the reliability of determining the displacement coefficient of highly viscous oil in weakly cemented reservoirs, including in the presence of high pressure of oil saturation with gas. In addition, the method allows to evaluate the rational thermal effect on the formation at the initial stage of development by simulating the process of oil displacement from a weakly cemented reservoir in a wide range of permeabilities and modes of displacement by coolants.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008141418/03A RU2379502C1 (en) | 2008-10-21 | 2008-10-21 | Oil flushing process from collector research method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008141418/03A RU2379502C1 (en) | 2008-10-21 | 2008-10-21 | Oil flushing process from collector research method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2379502C1 true RU2379502C1 (en) | 2010-01-20 |
Family
ID=42120825
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008141418/03A RU2379502C1 (en) | 2008-10-21 | 2008-10-21 | Oil flushing process from collector research method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2379502C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102305062A (en) * | 2011-07-25 | 2012-01-04 | 中国科学技术大学 | Method for interpreting saturation degree of multiphase liquid |
| WO2014008457A2 (en) * | 2012-07-04 | 2014-01-09 | Genie Ip B.V. | Method and apparatus for producing unconventional oil at shallow depths |
| RU2524719C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Determination of dead and slightly drained oil zones in heterogeneous reservoirs |
| RU2558549C1 (en) * | 2014-03-31 | 2015-08-10 | Алексей Михайлович Зиновьев | Method of research and interpretation of results of well research |
| RU2597395C1 (en) * | 2015-06-29 | 2016-09-10 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Investigation method of hydrocarbon deposits |
-
2008
- 2008-10-21 RU RU2008141418/03A patent/RU2379502C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Willman В.Т. et al, Laboratory Studies of Oil Recovery by Steam Injection, Journal of Petroleum Technolugy, juli 1961, c.681-690. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102305062A (en) * | 2011-07-25 | 2012-01-04 | 中国科学技术大学 | Method for interpreting saturation degree of multiphase liquid |
| CN102305062B (en) * | 2011-07-25 | 2013-10-16 | 中国科学技术大学 | Method for interpreting saturation degree of multiphase liquid |
| WO2014008457A2 (en) * | 2012-07-04 | 2014-01-09 | Genie Ip B.V. | Method and apparatus for producing unconventional oil at shallow depths |
| WO2014008457A3 (en) * | 2012-07-04 | 2014-02-27 | Genie Ip B.V. | Method and apparatus for producing unconventional oil at shallow depths |
| RU2524719C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Determination of dead and slightly drained oil zones in heterogeneous reservoirs |
| RU2558549C1 (en) * | 2014-03-31 | 2015-08-10 | Алексей Михайлович Зиновьев | Method of research and interpretation of results of well research |
| RU2597395C1 (en) * | 2015-06-29 | 2016-09-10 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Investigation method of hydrocarbon deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Wang et al. | A three-dimensional study on methane hydrate decomposition with different methods using five-spot well | |
| Moridis et al. | Gas production from unconfined class 2 hydrate accumulations in the oceanic subsurface | |
| Li et al. | The feasibility of CO2 and N2 injection for the Tahe fracture-cavity carbonate extra-heavy oil reservoir: An experimental study | |
| RU2379502C1 (en) | Oil flushing process from collector research method | |
| Cuthiell et al. | Viscous fingering effects in solvent displacement of heavy oil | |
| Alfi et al. | Three-phase flow simulation in ultra-low permeability organic shale via a multiple permeability approach | |
| Wang et al. | Experimental investigation of the live oil-water relative permeability and displacement efficiency on Kingfisher waxy oil reservoir | |
| Wang et al. | A Two‐Phase Flowback Model for Multiscale Diffusion and Flow in Fractured Shale Gas Reservoirs | |
| Hao et al. | N 2-foam-assisted CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a heterogeneous edge-water reservoir: experiments and pilot tests | |
| Ge et al. | Laboratory comparison of tertiary N2, CH4, and CO2 injection into an inland oil field sample | |
| Moridis et al. | Depressurization-induced gas production from Class 1 and Class 2 hydrate deposits | |
| Thimm | Permeability effects in a vapour extraction (VAPEX) heavy oil recovery process | |
| Okoro et al. | Understanding the behavioral trends of the effect of water salinity and sand size on oil recovery in sandstone reservoirs | |
| Smirnov et al. | Innovative methods of enhanced oil recovery | |
| Shen et al. | Optimization Strategy to Reduce Asphaltene Deposition-Associated Damage During CO 2 Huff-n-Puff Injection in Shale | |
| Wang et al. | Study on the influence of CO2 finger-channeling flooding on oil displacement efficiency and anti-channeling method | |
| Shankar et al. | Evaluation of ATBS Polymers for Mangala Polymer Flood | |
| El-hoshoudy et al. | APPLICATION OF ACRYLAMIDE POLYMER GRAFTED WITH SiO 2 NANOPARTICLES IN ENHANCED OIL RECOVERY-DESIGN PROJECT. | |
| Naser et al. | laboratory investigation of a new Libyan chemical EOR: impact of GWLI on relative permeability, wettability, oil recovery, breakthrough and fractional flow | |
| Li et al. | Study on fluids flow characteristics of water-gas mutual flooding in sandstone underground gas storage with edge water | |
| Bayat et al. | Evaluation of vapour extraction process and its prospect as an enhanced oil recovery method | |
| Elmasry et al. | Road map for application of low salinity waterflooding techniques in Belayim field | |
| Nmegbu et al. | Thermal Recovery of Niger Delta Heavy Crude: A Hot Water Flooding Approach | |
| Phukan et al. | Characterisation of reservoir rock and fluids for CO2 foam enhanced oil recovery application | |
| Xiao et al. | Experimental Study on EOR in Shale Oil Cores during Associated Gasflooding: A Case Study from Yanchang Formation, Ordos Basin |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101022 |