RU2817122C1 - Method for determining filtration properties of cavernous-fractured reservoirs - Google Patents
Method for determining filtration properties of cavernous-fractured reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2817122C1 RU2817122C1 RU2023108307A RU2023108307A RU2817122C1 RU 2817122 C1 RU2817122 C1 RU 2817122C1 RU 2023108307 A RU2023108307 A RU 2023108307A RU 2023108307 A RU2023108307 A RU 2023108307A RU 2817122 C1 RU2817122 C1 RU 2817122C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- column
- water
- gas
- samples
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000001914 filtration Methods 0.000 title claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 33
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000003325 tomography Methods 0.000 claims abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 14
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M sodium iodide Chemical compound [Na+].[I-] FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- UWLHSHAHTBJTBA-UHFFFAOYSA-N 1-iodooctane Chemical compound CCCCCCCCI UWLHSHAHTBJTBA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 241000586568 Diaspidiotus perniciosus Species 0.000 description 1
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 1
- 208000013201 Stress fracture Diseases 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000010291 electrical method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 235000009518 sodium iodide Nutrition 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтехимической промышленности и может быть использовано в промысловых и научно-исследовательских лабораториях для разработки технологий увеличения нефтеотдачи пластов и при подсчете извлекаемых запасов нефти, оперативном контроле над разработкой месторождений углеводородов.The invention relates to the field of petrochemical industry and can be used in field and research laboratories for the development of technologies for increasing oil recovery and in calculating recoverable oil reserves, operational control over the development of hydrocarbon fields.
Кавернозно-трещиноватые коллектора характеризуются существенной неоднородностью распределения микротрещиноватости и кавернозности, что не позволяет получить достоверные данные традиционными способами из-за наличия масштабного эффекта. Частичным решением этой проблемы являются потоковые исследования на образцах полноразмерного керна, однако массовый отбор керна в вертикальных и наклонно-направленных скважинах позволяет проводить исследования на моделях пласта ориентированных перпендикулярно напластованию или под некоторым углом, использование образцов увеличенного диаметра или стандартных образцов, изготовленных параллельно напластованию, частично снимает эту проблему (Рассохин С.Г. Анизотропия фильтрационных свойств горных пород и ее влияние на относительные фазовые проницаемости. Геология нефть и газ, №3 2003 г.; Гурбатова И.П. Масштабные и анизотропные эффекты при экспериментальном изучении физических свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов. Автореферат, Москва 2011 г.).Cavernous-fractured reservoirs are characterized by significant heterogeneity in the distribution of microfractures and cavernousness, which does not allow obtaining reliable data using traditional methods due to the presence of a scale effect. A partial solution to this problem is flow studies on full-size core samples, however, mass sampling of cores in vertical and directional wells makes it possible to conduct studies on reservoir models oriented perpendicular to the bedding or at a certain angle, the use of samples of increased diameter or standard samples made parallel to the bedding, partially eliminates this problem (Rassokhin S.G. Anisotropy of filtration properties of rocks and its influence on relative phase permeabilities. Geology oil and gas, No. 3 2003; Gurbatova I.P. Scale and anisotropic effects in the experimental study of the physical properties of complex carbonate reservoirs Abstract, Moscow 2011).
Модели пласта, составленные из единичных или составных образцов керна в текстурно-неоднородных коллекторах (например, в кавернозно-трещиноватых) не позволяют обеспечить достоверную оценку влияния структуры порового пространства на петрофизические и фильтрационные параметры, и в связи с этим в лабораторной практике используют кубические образцы, которые позволяют повысить достоверность оценки влияния направления фильтрации для текстурно-неоднородных систем (Li, С; Wang, S.; You, Q.; Yu, С. A New Measurement of Anisotropic Relative Permeability and Its Application in Numerical Simulation. Energies 2021, 14, 4731).Reservoir models made up of single or composite core samples in texturally heterogeneous reservoirs (for example, in cavernous-fractured reservoirs) do not provide a reliable assessment of the influence of the pore space structure on petrophysical and filtration parameters, and therefore, cubic samples are used in laboratory practice, which make it possible to increase the reliability of assessing the influence of filtration direction for texturally inhomogeneous systems (Li, C; Wang, S.; You, Q.; Yu, C. A New Measurement of Anisotropic Relative Permeability and Its Application in Numerical Simulation. Energies 2021, 14 , 4731).
Однако указанные решения не позволяют получить обобщенную модель пласта для отдельного участка полноразмерного керна с характерной для него функцией относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в зависимости от направления фильтрации.However, these solutions do not allow us to obtain a generalized reservoir model for a separate section of a full-size core with its characteristic function of relative phase permeabilities (RPP) depending on the direction of filtration.
Кроме проблем, связанных с высокой неоднородностью коллекторов кавернозно-трещиноватого типа, как на микро, так и на макроуровне и с получением представительной выборки образцов для оценки его фильтрационных свойств, существуют ограничения по использованию методов измерения насыщенности образцов в потоковых экспериментах, а именно: методы, основанные на измерении УЭС; методы матбаланса; методы, основанные на поглощении гамма и рентгеновского излучения. Каждый из методов имеет свои ограничения, которые должны быть учтены при разработке технологии проведения потоковых экспериментов на образцах керна кавернозно-трещиноватых коллекторов.In addition to the problems associated with the high heterogeneity of cavernous-fractured type reservoirs, both at the micro and macro levels and with obtaining a representative sample of samples to assess its filtration properties, there are restrictions on the use of methods for measuring the saturation of samples in flow experiments, namely: methods based on resistivity measurements; matbalance methods; methods based on the absorption of gamma and x-ray radiation. Each of the methods has its own limitations, which must be taken into account when developing technology for conducting flow experiments on core samples of cavernous-fractured reservoirs.
Известен способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (ОСТ 39-195-86). Способ включает подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям, экстракцию и высушивание образца, создание остаточной водонасыщенности в образце горной породы, создание рабочего давления и температуры, соответствующих пластовым, прокачку нефти через исследуемый образец, прокачку модели пластовой воды с постоянным расходом и вытеснение нефти. Расчет коэффициента вытеснения нефти проводится с использованием значений начальной и конечной нефтенасыщенности образца горной породы.There is a known method for determining the coefficient of oil displacement by water in laboratory conditions (OST 39-195-86). The method includes preparing the working fluid and sample for testing, extracting and drying the sample, creating residual water saturation in the rock sample, creating operating pressure and temperature corresponding to the formation pressure, pumping oil through the test sample, pumping a model of formation water at a constant flow rate and displacing oil. The calculation of the oil displacement coefficient is carried out using the values of the initial and final oil saturation of the rock sample.
Данный способ не позволяет определить остаточную нефтенасыщенность для кавернозно-трещиноватых образцов горных пород в лабораторном эксперименте, как функцию фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и особенностей строения коллектора при использовании как стандартных, так и полноразмерных образцов керна. Кавернозно-трещиноватые коллектора характеризуются тем, что средние значения пористости и проницаемости того или иного объема породы может быть реализовано множеством способов: это может быть равномерное распределение трещин и каверн в объеме; неравномерное распределение областей занятых трещинами и кавернами и т.п. При таких условиях нет однозначной связи остаточной нефтенасыщенности с ФЕС коллектора, следовательно, такая связь отсутствует и для Квыт.This method does not allow determining the residual oil saturation for cavernous-fractured rock samples in a laboratory experiment, as a function of filtration-capacitance properties (PP) and reservoir structural features when using both standard and full-size core samples. Cavernous-fractured reservoirs are characterized by the fact that the average values of porosity and permeability of a given volume of rock can be realized in many ways: this can be a uniform distribution of cracks and caverns in the volume; uneven distribution of areas occupied by cracks and cavities, etc. Under such conditions, there is no unambiguous connection between residual oil saturation and reservoir reservoir properties; therefore, such a connection is absent for Kvyt.
Известен способ определения ОФП и нефтенасыщенности керна, включающий в себя: подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям; экстракцию и высушивание образца, создание рабочего давления и температуры, соответствующие пластовым; прокачку моделей пластовой воды и нефти/газа с постоянным суммарным расходом (при изменяющемся соотношении нефти/газа и воды в потоке); измерение электрического сопротивления образцов керна (ОСТ 39-235-89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»). Определение нефтенасыщенности проводят при фильтрации минерализованной воды и нефти в различных соотношениях в условиях максимально приближенных к пластовым, с использованием пластовых и модельных жидкостей.There is a known method for determining the RPP and oil saturation of a core, which includes: preparing the working fluid and sample for testing; extraction and drying of the sample, creation of operating pressure and temperature corresponding to reservoir temperatures; pumping models of formation water and oil/gas with a constant total flow rate (with a changing ratio of oil/gas and water in the flow); measurement of electrical resistance of core samples (OST 39-235-89 “Method for determining phase permeabilities in laboratory conditions with joint stationary filtration”). Determination of oil saturation is carried out by filtering mineralized water and oil in various ratios under conditions as close as possible to reservoir conditions, using reservoir and model fluids.
Данный способ не позволяет определить остаточную нефтенасыщенность для кавернозно-трещиноватых образцов горных пород, рассчитать коэффициент извлечения нефти и ОФП. Кроме тех соображений, что изложены выше, опыт использования электрических методов измерения насыщенности показал, что невозможно корректно, методом измерения электрического сопротивления, оценить водонасыщенность для глинистых, слоистых, с текстурной и объемной неоднородностью образцов керна.This method does not allow determining the residual oil saturation for cavernous-fractured rock samples or calculating the oil recovery factor and RPP. In addition to the considerations outlined above, the experience of using electrical methods for measuring saturation has shown that it is impossible to correctly estimate water saturation for clayey, layered core samples with textural and volumetric heterogeneity using the method of measuring electrical resistance.
Известен способ определения водо- и нефтенасыщенности с помощью полихроматической рентгеновской системы с контролем насыщенности пород коллектора жидкостями по поглощению рентгеновского излучения (Кузнецов A.M. Научно-методические основы и исследования влияния свойств пород-коллекторов на эффективность извлечения углеводородов из недр. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 1998). Данные об интенсивности рентгеновского излучения собирают при синхронном движении рентгеновской трубки, коллиматора и детектора вдоль горизонтальной оси исследуемого образца от входного сечения к выходному. Водонасыщенность образца породы рассчитывают на основе закона Ламберта, используя линейность полулогарифмической зависимости поглощения рентгеновского излучения, измеренного при 100%-ной насыщенности образца меченой жидкостью и 100%-ной насыщенности не меченой жидкостью по математической формуле, для чего измеряют текущую интенсивность рентгеновского излучения, прошедшего через сухой образец; интенсивность рентгеновского излучения при 100%-ной насыщенности меченой жидкостью. При этом меченой может быть как водная фаза (в качестве метки используют иодид натрия), так и нефтяная (метка-раствор йодооктана). На таком же принципе работает система контроля насыщенности пород коллектора жидкостями по поглощению гамма излучения.There is a known method for determining water and oil saturation using a polychromatic x-ray system with monitoring the saturation of reservoir rocks with liquids by absorption of x-ray radiation (Kuznetsov A.M. Scientific and methodological foundations and studies of the influence of the properties of reservoir rocks on the efficiency of extracting hydrocarbons from the subsoil. Abstract of the dissertation for the degree of doctor Technical Sciences. M., 1998). Data on the intensity of X-ray radiation are collected during synchronous movement of the X-ray tube, collimator and detector along the horizontal axis of the sample under study from the entrance section to the exit section. The water saturation of a rock sample is calculated based on Lambert's law, using the linearity of the semi-logarithmic dependence of X-ray absorption measured at 100% saturation of the sample with a labeled liquid and 100% saturation with an unlabeled liquid according to a mathematical formula, for which the current intensity of X-ray radiation transmitted through dry sample; X-ray intensity at 100% saturation with the labeled liquid. In this case, the labeled phase can be either the aqueous phase (sodium iodide is used as a label) or the oil phase (the label is a solution of iodooctane). The system for monitoring the saturation of reservoir rocks with liquids based on the absorption of gamma radiation operates on the same principle.
Данный способ контроля насыщенности также напрямую не позволяет определить остаточную нефтенасыщенность для кавернозно-трещиноватых образцов горных пород, рассчитать коэффициент извлечения нефти и ОФП.This saturation control method also does not directly allow determining the residual oil saturation for cavernous-fractured rock samples or calculating the oil recovery factor and RPP.
Основной целью заявляемого технического решения является создание технологии оценки фильтрационных свойств кавернозно-трещиноватых коллекторов, с учетом влияния масштабного эффекта (т.е. влияние размера образцов на измеряемые величины) на результаты потоковых экспериментов.The main goal of the proposed technical solution is to create a technology for assessing the filtration properties of cavernous-fractured reservoirs, taking into account the influence of the scale effect (i.e., the influence of sample size on the measured values) on the results of flow experiments.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка информативного способа определения коэффициента вытеснения нефти/газа и ОФП в режиме стационарной фильтрации в кавернозно-трещиноватых образцах горных пород в условиях приближенных к пластовым.The problem to be solved by the proposed technical solution is the development of an informative method for determining the oil/gas displacement coefficient and RPP in stationary filtration mode in cavernous-fractured rock samples under conditions close to formation ones.
При решении поставленной задачи достигается технический результат, который заключается в увеличении достоверности и воспроизводимости определения коэффициента вытеснения нефти/газа и ОФП для кавернозно-трещиноватых полноразмерных образцов керна и минимизация масштабного эффекта.When solving the problem, a technical result is achieved, which consists in increasing the reliability and reproducibility of determining the oil/gas displacement coefficient and RPP for cavernous-fractured full-size core samples and minimizing the scale effect.
Указанный технический результат достигается тем, что дополнительно к измерениям используется процедура создания гидродинамической модели полноразмерного керна (для симулятора Eclipse или аналогичных коммерческих симуляторов) по результатам томографии полноразмерных образцов керна и изучения их ФЕС, с использованием данных ФЕС и ОФП полученных на стандартных или кубических образцах. Эта процедура заключается в следующем. По объемному распределению плотности в полноразмерной колонке образцов рассчитывают распределение пористости и других параметров в ее объеме, создают гидродинамическую модель и рассчитывают ОФП для заданной части этой колонки и в зависимости от выделенных направлений.This technical result is achieved by the fact that, in addition to measurements, a procedure is used to create a hydrodynamic model of a full-size core (for the Eclipse simulator or similar commercial simulators) based on the results of tomography of full-size core samples and studying their physical properties, using physical properties and physical properties data obtained on standard or cubic samples. This procedure is as follows. Based on the volumetric density distribution in a full-size column of samples, the distribution of porosity and other parameters in its volume is calculated, a hydrodynamic model is created, and the RPT is calculated for a given part of this column and depending on the selected directions.
Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурами.The proposed technical solution is illustrated by figures.
На фиг. 1 показан график распределения по глубине от кровли изучаемого интервала пласта средней по сечению колонки плотности породы по результатам томографии полноразмерного образца керна.In fig. Figure 1 shows a graph of the depth distribution from the top of the studied interval of the formation of the average rock density over the cross-section of the column according to the results of tomography of a full-size core sample.
На фиг. 2 представлен график изменения средней по сечению трещиновато-кавернозной в интервале глубин 0-100 мм от кровли изучаемого интервала пласта (рассчитанной по результатам томографии колонки полноразмерного керна кавернозно-трещиноватого коллектора).In fig. Figure 2 shows a graph of changes in the cross-sectional average of the fractured-vuggy reservoir in the depth range of 0-100 mm from the top of the studied formation interval (calculated from the results of tomography of a full-size core column of a cavernous-fractured reservoir).
На фиг. 3 приведены графики ОФП по нефти перпендикулярно напластованию измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна.In fig. Figure 3 shows graphs of the RPP for oil perpendicular to the bedding measured for cubic samples and calculated for a full-size core column.
На фиг. 4 показаны графики ОФП по воде перпендикулярно напластованию измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна.In fig. Figure 4 shows graphs of the RPT for water perpendicular to the bedding measured for cubic samples and calculated for a full-size core column.
На фиг. 5 - графики ОФП по нефти параллельно напластованию измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна.In fig. 5 - RRP graphs for oil parallel to the bedding measured for cubic samples and calculated for a full-size core column.
На фиг. 6 - графики ОФП по воде параллельно напластованию измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна.In fig. 6 - graphs of the RPP for water parallel to the bedding measured for cubic samples and calculated for a full-size core column.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
Проводят томографию колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта, по результатам которой рассчитывают объемное распределение плотности в колонке и выделяют характерные по плотности зоны коллектора.Tomography of a column of full-size core samples of the studied formation interval is carried out, based on the results of which the volumetric density distribution in the column is calculated and characteristic reservoir zones are identified.
Ориентированные по отношению к исходной колонке образцы цилиндрических или кубических размеров вырезают из характерных по плотности зон коллектора и измеряют их ФЕС, коэффициент вытеснения и ОФП (по двум или трем выделенным направлениям).Samples of cylindrical or cubic sizes oriented with respect to the original column are cut out from reservoir zones characteristic of density and their reservoir properties, displacement coefficient and relative permeability are measured (in two or three selected directions).
Измерения для разных направлений проводят на одном и том же кубическом образце керна (при использовании цилиндрических образцов для этого используют образцы-дублеры). Образцы должны быть изготовлены в соответствии с ГОСТ 26450.0. Размеры образцов определяют конструкцией рентгенопрозрачного кернодержателя. Для всех образцов исследуемой коллекции, после стандартной процедуры пробоподготовки, определяют абсолютную проницаемость по выбранным направлениям и пористость. Далее, для проведения измерений, помещают единичный стандартный или кубический образец в манжету кернодержателя фильтрационной установки с рентгеновским/гамма контролем. Устанавливают температуру кернодержателя, подводящих линий, поршневых емкостей с моделями нефти и воды в соответствии с геолого-физическими условиями исследуемого пласта/месторождения. Для восстановления смачиваемости выдерживают образец в течение 360-480 часов или более при температуре и давлении испытания, равным пластовым. Далее прокачивают через образец модель пластовой воды в количестве не менее 5 поровых объемов (для измерения остаточной нефтенасыщенности и расчета коэффициента вытеснения) либо фильтруют поток нефти совместно с водой при различных соотношениях воды и нефти в потоке для определения ОФП. При измерении коэффициента вытеснения нефти водой (Квыт) и ОФП объемную скорость течения флюидов поддерживают постоянной. На каждом этапе проводят сканирование образца рентгеновским/гамма излучением. Далее, если не используют образцы дублеры, образцы повторно экстрагируют, и процедуру создания насыщенностей и измерений повторяют для другого направления. После завершения измерений ОФП и Квыт, их значения систематизируют в соответствии с особенностями выделенных характерных зон (плотность, пористость).Measurements for different directions are carried out on the same cubic core sample (when using cylindrical samples, duplicate samples are used for this purpose). Samples must be made in accordance with GOST 26450.0. The dimensions of the samples are determined by the design of the radiolucent core holder. For all samples of the collection under study, after a standard sample preparation procedure, the absolute permeability in selected directions and porosity are determined. Next, to carry out measurements, place a single standard or cubic sample into the cuff of the core holder of a filtration unit with X-ray/gamma control. Set the temperature of the core holder, supply lines, piston tanks with oil and water models in accordance with the geological and physical conditions of the studied formation/field. To restore wettability, the sample is kept for 360-480 hours or more at a test temperature and pressure equal to the formation pressure. Next, a model of formation water is pumped through the sample in an amount of at least 5 pore volumes (to measure the residual oil saturation and calculate the displacement coefficient) or the oil flow is filtered together with water at different ratios of water and oil in the flow to determine the relative permeability. When measuring the coefficient of displacement of oil by water (Kvt) and RPP, the volumetric flow rate of fluids is maintained constant. At each stage, the sample is scanned with X-ray/gamma radiation. Next, if duplicate samples are not used, the samples are re-extracted, and the procedure for creating saturations and measurements is repeated for the other direction. After completion of measurements of RPP and KV, their values are systematized in accordance with the characteristics of the identified characteristic zones (density, porosity).
По объемному распределению плотности в объеме колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта рассчитывают распределение пористости и других параметров в объеме этой колонки. По этим данным создают гидродинамическую модель колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта для того или иного симулятора. Для этого объем исследуемой колонки разбивают на ячейки. В каждой ячейке в соответствии с ее пористостью и плотностью породы задают остаточную водонасыщенность, проницаемость, Квыт и ОФП по заданному направлению. Далее на созданной гидродинамической модели имитируют процесс вытеснения нефти (газа) водой или совместной фильтрации углеводородных флюидов и воды при их разных соотношениях в потоке (имитация проведения измерения ОФП) и заданном режиме фильтрации.Based on the volumetric density distribution in the volume of a column of full-size core samples of the studied formation interval, the distribution of porosity and other parameters in the volume of this column is calculated. Based on these data, a hydrodynamic model of a column of full-size core samples of the studied reservoir interval is created for one or another simulator. To do this, the volume of the column under study is divided into cells. In each cell, in accordance with its porosity and density of the rock, residual water saturation, permeability, KV and RPP are set in a given direction. Next, using the created hydrodynamic model, the process of displacement of oil (gas) by water or joint filtration of hydrocarbon fluids and water is simulated at their different ratios in the flow (simulation of RPP measurements) and a given filtration mode.
По результатам расчета на каждом режиме по соотношению фаз фиксируют перепад давления на торцах модели (или ее части), насыщенность модели колонки (или ее части) флюидами, расходы и вязкости фильтрующихся флюидов.Based on the calculation results in each mode, the pressure drop at the ends of the model (or its part), the saturation of the column model (or its part) with fluids, the flow rates and viscosities of the filtered fluids are recorded according to the phase relationship.
Фазовую проницаемость по заданному направлению по воде и нефти (газу) рассчитывают из выражения:Phase permeability in a given direction for water and oil (gas) is calculated from the expression:
где Khydi - фазовая проницаемость для нефти (или газу) при i-м соотношении, мкм2; Kвi -фазовая проницаемость для воды при i-м соотношении, мкм2; Qhydi - расход нефти (или газа) в условиях измерений при i-м соотношении, см3/с; Qвi - расход воды в условиях измерений при i-м соотношении, см3/с; μhyd - вязкость нефти (или газа) в пластовых условиях, мПа⋅с; μв - вязкость воды в пластовых условиях, мПа⋅с; ΔPi - перепад давления для модели колонки в заданном направлении при i-м соотношении, 105 Па; F - площадь поперечного сечения для модели колонки в заданном направлении, см2; L - длина ребра для модели колонки в заданном направлении, см.where K hydi is the phase permeability for oil (or gas) at the i-th ratio, µm 2 ; Kbi - phase permeability for water at the i-th ratio, µm 2 ; Q hydi - oil (or gas) consumption under measurement conditions at the i-th ratio, cm 3 /s; Q вi - water consumption under measurement conditions at the i-th ratio, cm 3 /s; μ hyd - viscosity of oil (or gas) in reservoir conditions, mPa⋅s; μ in - viscosity of water in reservoir conditions, mPa⋅s; ΔP i - pressure drop for the column model in a given direction at the i-th ratio, 10 5 Pa; F is the cross-sectional area for the column model in a given direction, cm 2 ; L is the length of the rib for the column model in a given direction, cm.
Коэффициенты относительной фазовой проницаемости для нефти и воды при различных соотношениях флюидов рассчитывают по формулам:Relative phase permeability coefficients for oil and water at various fluid ratios are calculated using the formulas:
где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти (или газа) при i-том соотношении; - коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды при i'-том соотношении; K - абсолютная проницаемость модели по выделенному направлению, мкм2.Where - coefficient of relative phase permeability for oil (or gas) at the i-th ratio; - coefficient of relative phase permeability for water at the i'-th ratio; K is the absolute permeability of the model in the selected direction, µm 2 .
Коэффициент вытеснения нефти (или газа) рассчитывается по формуле:The oil (or gas) displacement coefficient is calculated using the formula:
Квыт=(Sнн-Soн)/Sнн (5)Kvyt=(Snn-Son)/Snn (5)
где Sнн, Soн начальная и остаточная насыщенность модели (или ее части) нефтью или газом, соответственно.where Sнн, Son are the initial and residual saturation of the model (or part of it) with oil or gas, respectively.
Новым в предлагаемом способе является использование гидродинамической модели заданного интервала пласта, созданной по результатам томографии колонки полноразмерных образцов керна изучаемого интервала пласта и результатов измерения ФЕС, Квыт и ОФП образцов керна, вырезанных из характерных по плотности зон этой колонки. Гидродинамическая модель позволяет рассчитать ОФП в объеме полноразмерного образца керна (или целой колонки) в зависимости от ориентации относительно выделенных направлений (например, вдоль напластования или поперек напластования).What is new in the proposed method is the use of a hydrodynamic model of a given reservoir interval, created based on the results of tomography of a column of full-size core samples of the studied reservoir interval and the results of measuring the reservoir properties, KV and RPP of core samples cut from the characteristic density zones of this column. The hydrodynamic model makes it possible to calculate the RPP in the volume of a full-size core sample (or an entire column) depending on the orientation relative to the selected directions (for example, along the bedding or across the bedding).
Существенной новизной является возможность расчета ОФП и остаточной нефтенасыщенности для всей колонки полноразмерного керна, относящейся к определенной фациальной обстановке осадконакопления на основе томографии этой колонки и измерения ОФП для ограниченного количества образцов объемом 21-27 см3.A significant novelty is the ability to calculate the RPP and residual oil saturation for the entire full-size core column, related to a certain facies depositional environment based on tomography of this column and RPP measurements for a limited number of samples with a volume of 21-27 cm 3 .
Расчет ОФП и остаточной нефтенасыщенности может быть осуществлен для любого масштаба больше исходных образцов, на которых измерены ОФП и остаточная нефтенасыщенность с учетом анизотропии свойств изучаемого объекта. Предлагаемый способ применим в лабораторных экспериментах по определению коэффициента вытеснения нефти/газа и относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в режиме стационарной фильтрации насыщающих образцы горных пород флюидов в условиях приближенных к пластовым.Calculation of the RPP and residual oil saturation can be carried out for any scale larger than the original samples on which the RPP and residual oil saturation were measured, taking into account the anisotropy of the properties of the object being studied. The proposed method is applicable in laboratory experiments to determine the oil/gas displacement coefficient and relative phase permeabilities (RPP) in the mode of stationary filtration of fluids saturating rock samples under conditions close to reservoir conditions.
Пример конкретной реализации способа для ОФП в системе нефть-водаAn example of a specific implementation of a method for RPT in an oil-water system
Пример расчета ОФП колонки полноразмерного керна кавернозно-трещиноватых отложений длиной 100 мм по данным ее томографии и измерения ОФП на кубических образцах объемом 27 см3 по двум направлениям (перпендикулярно и параллельно исходному напластованию отложений). Результаты томографии колонки полноразмерного керна показали, что колонка однородна по сечению (параллельно напластованию), но неоднородна вдоль направления поперек напластования, фиг. 1. На фиг. 1 показано распределение по глубине от кровли изучаемого интервала пласта средней по сечению колонки плотности породы по результатам томографии колонки полноразмерного керна.An example of calculating the RPT of a full-size core column of cavernous-fractured deposits 100 mm long according to its tomography and RPT measurements on cubic samples with a volume of 27 cm 3 in two directions (perpendicular and parallel to the original bedding of sediments). The results of tomography of a full-size core column showed that the column is uniform in cross-section (parallel to the bedding), but heterogeneous along the direction across the bedding, Fig. 1. In FIG. Figure 1 shows the depth distribution from the top of the studied interval of the formation of the average rock density over the cross-section of the column according to the results of tomography of a full-size core column.
По объемному распределению плотности в полноразмерном образце рассчитано распределение пористости в его объеме. На фиг. 2 представлено изменение средней по сечению трещиновато-кавернозной пористости в интервале глубин 0-100 мм от кровли изучаемого интервала пласта (рассчитанной по результатам томографии колонки полноразмерного керна кавернозно-трещиноватого коллектора).Based on the volumetric density distribution in a full-size sample, the porosity distribution in its volume was calculated. In fig. Figure 2 shows the change in the cross-sectional average of the fractured-cavernous porosity in the depth range of 0-100 mm from the top of the studied formation interval (calculated from the results of tomography of a full-size core column of a cavernous-fractured reservoir).
Соответственно, исходя из распределения плотности в объеме этого полноразмерного образца выделено две характерные зоны и изготовлено два кубических образца керна размерами 40*40*40 мм, пористость первого 2.9%, пористость второго - 5.4%. Для обоих образцов проведено измерение ОФП по двум направлениям по технологии описанной ранее, при этом вязкость воды составляла 1.67 мПа⋅с, вязкость нефти - 4.01 мПа⋅с.Accordingly, based on the density distribution in the volume of this full-size sample, two characteristic zones were identified and two cubic core samples with dimensions of 40*40*40 mm were made, the porosity of the first was 2.9%, the porosity of the second was 5.4%. For both samples, RPP was measured in two directions using the technology described earlier, while the water viscosity was 1.67 mPa⋅s, the oil viscosity was 4.01 mPa⋅s.
Результаты определения ОФП для этих образцов керна приведены в таблицах 1-4, где: Qн, Qв - расход нефти и воды на данном этапе испытания, соответственно, мл/мин; dP - перепад давления на образце при заданном направлении фильтрации, атм.The results of determining the RPP for these core samples are given in tables 1-4, where: Qн, Qв - oil and water consumption at this stage of testing, respectively, ml/min; dP is the pressure drop across the sample at a given filtration direction, atm.
Поскольку свойства колонки не существенно изменялись по ее сечению, то для расчета ОФП использовалась модель размерностью 1*1*10. Созданная для этой колонки полноразмерного керна гидродинамическая модель (для симулятора Eclipse 100) содержит 10 ячеек по направлению поперек напластования размером 100*100*10 мм, свойства ячеек приведены в таблице 5.Since the properties of the column did not change significantly over its cross section, a model with dimensions 1*1*10 was used to calculate the RPP. The hydrodynamic model created for this full-size core column (for the Eclipse 100 simulator) contains 10 cells in the direction across the bedding with dimensions of 100*100*10 mm, the properties of the cells are given in Table 5.
При моделировании ОФП поперек напластования поток задавался на грани (расположенной в плоскости XY) первой ячейки перпендикулярной оси Z, соответственно, для направления вдоль напластования на грани (расположенной в плоскости YZ) первой ячейки перпендикулярной оси X. Результаты расчетов ОФП по результатам моделирования на гидродинамической модели для колонки полноразмерного керна по двум направлениям приведены в табл. 6 (перпендикулярно напластованию) и табл.7 (параллельно напластованию), где: Qн, Qв - расход нефти и воды на данном этапе расчета, соответственно, мл/мин; dP/dL - градиент давления при заданном направлении фильтрации, атм/м. Абсолютная проницаемость модели в первом случае составила 37 мД, во втором случае - 140.1 мД.When modeling the RPT across the bedding, the flow was set on the face (located in the XY plane) of the first cell perpendicular to the Z axis, respectively, for the direction along the bedding on the face (located in the YZ plane) of the first cell perpendicular to the X axis. Results of RPT calculations based on the results of modeling on a hydrodynamic model for a full-size core column in two directions are given in table. 6 (perpendicular to the bedding) and Table 7 (parallel to the bedding), where: Qн, Qв - oil and water consumption at this stage of calculation, respectively, ml/min; dP/dL - pressure gradient at a given filtration direction, atm/m. The absolute permeability of the model in the first case was 37 mD, in the second case - 140.1 mD.
На фиг. 3-6 для сравнения показаны ОФП по нефти и воде измеренных на кубических образцах и рассчитанных для колонки полноразмерного керна изучаемого интервала пласта. На фиг. 3 показаны ОФП по нефти измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна в направлении перпендикулярно исходному напластованию. На фиг. 4 показаны ОФП по воде измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна в направлении перпендикулярно исходному напластованию. На фиг. 5 показаны ОФП по нефти измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна в направлении параллельно исходному напластованию. На фиг. 6 показаны ОФП по воде измеренных для кубических образцов и рассчитанную для колонки полноразмерного керна в направлении параллельно исходному напластованию.In fig. For comparison, 3-6 show the RPP for oil and water measured on cubic samples and calculated for a full-size core column of the studied formation interval. In fig. Figure 3 shows the RPP for oil measured for cubic samples and calculated for a full-size core column in the direction perpendicular to the original bedding. In fig. Figure 4 shows the RPP for water measured for cubic samples and calculated for a full-size core column in the direction perpendicular to the original bedding. In fig. Figure 5 shows the RPP for oil measured for cubic samples and calculated for a full-size core column in a direction parallel to the original bedding. In fig. Figure 6 shows the RPP for water measured for cubic samples and calculated for a full-size core column in a direction parallel to the original bedding.
Все ОФП приведены относительно абсолютной проницаемости образцов керна или колонки полноразмерного керна с учетом анизотропии этой проницаемости по направлениям.All RPPs are given relative to the absolute permeability of core samples or a full-size core column, taking into account the anisotropy of this permeability in directions.
Предлагаемый способ применим в лабораторных экспериментах по определению коэффициента вытеснения нефти/газа и относительных фазовых проницаемостей в режиме стационарной фильтрации насыщающих образцы горных пород флюидов в условиях приближенных к пластовым. Для контроля и измерения насыщенности в процессе эксперимента используется метод, основанный на поглощении гамма-квантов, энергия которых зависит от используемого источника (рентгеновские трубки с напряжением питания 8-150 кВ, радиоактивные изотопы).The proposed method is applicable in laboratory experiments to determine the oil/gas displacement coefficient and relative phase permeabilities in the mode of stationary filtration of fluids saturating rock samples under conditions close to reservoir conditions. To control and measure saturation during the experiment, a method is used based on the absorption of gamma quanta, the energy of which depends on the source used (X-ray tubes with a supply voltage of 8-150 kV, radioactive isotopes).
Рассчитанные на основе измерений значения коэффициента вытеснения нефти/газа водой (Квыт) и ОФП могут быть использованы для проектирования и контроля разработки нефтяных залежей месторождений углеводородов.The values of the coefficient of oil/gas displacement by water (Kwt) and RPP calculated on the basis of measurements can be used to design and control the development of oil deposits of hydrocarbon fields.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2817122C1 true RU2817122C1 (en) | 2024-04-10 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5086643A (en) * | 1990-09-18 | 1992-02-11 | Mobil Oil Corporation | System and method for determining multi-phase relative permeability of a subterranean reservoir |
| RU2445604C1 (en) * | 2010-12-10 | 2012-03-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Method for accurate determination of displacement factor and relative permeability |
| RU2753964C1 (en) * | 2020-11-16 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Method for determining oil displacement coefficient |
| RU2777702C1 (en) * | 2021-11-26 | 2022-08-08 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for determining the oil displacement coefficient at the pore scale based on 4d microtomography and a device for its implementation |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5086643A (en) * | 1990-09-18 | 1992-02-11 | Mobil Oil Corporation | System and method for determining multi-phase relative permeability of a subterranean reservoir |
| RU2445604C1 (en) * | 2010-12-10 | 2012-03-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Method for accurate determination of displacement factor and relative permeability |
| RU2753964C1 (en) * | 2020-11-16 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Method for determining oil displacement coefficient |
| RU2777702C1 (en) * | 2021-11-26 | 2022-08-08 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Method for determining the oil displacement coefficient at the pore scale based on 4d microtomography and a device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Sigmund et al. | An improved unsteady-state procedure for determining the relative-permeability characteristics of heterogeneous porous media (includes associated papers 8028 and 8777) | |
| Honarpour et al. | Relative-permeability measurements: An overview | |
| Ghanizadeh et al. | A comparison of shale permeability coefficients derived using multiple non-steady-state measurement techniques: Examples from the Duvernay Formation, Alberta (Canada) | |
| Goggin et al. | A theoretical and experimental analysis of minipermeameter response including gas slippage and high velocity flow effects | |
| US5086643A (en) | System and method for determining multi-phase relative permeability of a subterranean reservoir | |
| Walls | Tight gas sands-permeability, pore structure, and clay | |
| US10907472B2 (en) | Method and system for enhancing hydrocarbon operations | |
| Hosseini et al. | The effect of heterogeneity on NMR derived capillary pressure curves, case study of Dariyan tight carbonate reservoir in the central Persian Gulf | |
| Lien et al. | A nuclear imaging technique for studying multiphase flow in a porous medium at oil reservoir conditions | |
| RU2817122C1 (en) | Method for determining filtration properties of cavernous-fractured reservoirs | |
| RU2748021C1 (en) | Method for creating residual water saturation on a weakly cemented core for conducting flow studies | |
| Al Sayari | The influence of wettability and carbon dioxide injection on hydrocarbon recovery | |
| RU2777702C1 (en) | Method for determining the oil displacement coefficient at the pore scale based on 4d microtomography and a device for its implementation | |
| Lombard et al. | Measurement of capillary pressure curves at reservoir conditions | |
| Ohen et al. | A systems response model for simultaneous determination of capillary pressure and relative permeability characteristics of coalbed methane | |
| Hussain | Testing predictive value of image-based predictions for two-phase drainage relative permeability | |
| Araujo et al. | Rock-Fluid Characterization for CCS/CCUS: A Workflow to Improve Data Quality and Timeframe | |
| Nourani et al. | Analytical Models for Predicting the Formation Resistivity Factor and Resistivity Index at Overburden Conditions | |
| Shi et al. | Evaluation of Relative Permeability From Resistivity Data for Fractal Porous Media | |
| RU2784104C1 (en) | Method for sampling and reconstructing the structure of the sludge to determine the reservoir properties and modeling the filtration and petrophysical characteristics of rocks - the "pseudocore" technology | |
| RU2808505C1 (en) | Method for preparing model of formation water | |
| Allen et al. | Theoretical and experimental studies of rate-dependent two-phase immiscible flow | |
| RU2778354C1 (en) | Method and system for estimating the hydrocarbon reserves in an inhomogeneous layer | |
| Brautaset | In situ fluid dynamics and CO2 injection in porous rocks | |
| NAZARI et al. | Permeability And Relative Permeability Analysis of Aptian Sandstone Reservoir of Kashkari Oil Field In Northern Afghanistan |