А.В. Сорокин, В.Д. Сорокин (ООО «Омега К»)

Согласно действующему ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях» [1], коэффициент вытеснения нефти водой определяется на основе экспериментальных исследований по такой схеме: образец кернового материала насыщают нефтью и в экспериментальной установке проводят вытеснение из него нефти водой при заданных параметрах этого процесса. Главным недостатком данного регламента являются методические ошибки, закладываемые в создание физической модели нефти для насыщения ею образца керна.

При использовании ОСТа 39-195-86, задачей которого является регламентация работ по определению коэффициента вытеснения нефти водой, получение объективных результатов определения данного коэффициента невозможно по ряду причин. Пунктом 1.5 на стоящего ОСТа для проведения исследований нормируется использовать безводную пластовую нефть или изовискозную модель пластовой нефти, а также допускается использовать рекомбинированные пробы пластовой нефти.

Первая часть этого требования невыполнима из-за того, что пробу пластовой нефти на данном этапе развития науки отобрать никому пока еще не удавалось. Достигнутые возможности методов и пробоотборного оборудования позволяют отобрать только пробу подвижной составляющей пластовой нефти и то с различной степенью достоверности.

Последнее утверждение можно проиллюстрировать информационной схемой составляющих пластовой нефти (рис. 1), более подробно эта проблема освещена в работах [2, 3]. Как следует из предложенной на рис.1 схемы, в настоящее время технические возможности позволяют отобрать пробу только извлеченной подвижной составляющей пластовой нефти. К тому же из выводов работ [4, 5] следует, что значения физико-химических свойств подвижной нефти не стационарны во времени и меняются в процессе разработки залежи.

Использование изовискозной модели пластовой нефти при определении коэффициента вытеснения нефти также не лишено ряда недостатков. Поскольку свойства пластовой нефти неизвестны, то построение изовискозной модели нефти производится в соответствии с физико-химическими свойствами извлеченной подвижной нефти. За основу модели берется образец разгазированной нефти, снижение значения вязкости которого для достижения равенства со значениями вязкости подвижной нефти добиваются путем добавления в него органических растворителей. Вследствие этого в изовискозной физической модели образуется несоответствие соотношений фракций по сравнению с моделью пластовой нефти. В ней практически отсутствуют начальные компоненты нефти (метан-пентаны, диоксид углерода, азот и т.д.), недостаточна доля тяжелых фракций, которые в повышенных количествах содержатся в структурированных слоях пластовой нефти. Доля нефти, находящаяся в этих слоях, зависит как от свойств коллектора, так и от свойств нефти и, по мнению автора работы [6], в определенных случаях может быть весьма существенной. Несмотря на «соответствие» вязкостных характеристик моделей нефти, коэффициент поверхностного натяжения у изовискозной модели пластовой нефти, измеренной капиллярным методом, в полтора-два раза выше, чем у модели подвижной нефти, определенных при одинаковых термобарических условиях. Поэтому у изовискозной модели и модели подвижной нефти относительные фазовые проницаемости, как и коэффициенты вытеснения нефти, так и необходимая энергия для вытеснения этих жидкостей водой, будут отличаться.

Несоответствие реологических свойств используемой в эксперименте изовискозной модели нефти и пластовой нефти приводит к получению и использованию неверных значений относительных фазовых проницаемостей, что негативно отражается на результатах гидродинамического моделирования процесса вытеснения нефти из пласта и в конечном итоге сказывается на оценке предельной нефтеотдачи залежи.

Таким образом, для экспериментального определения коэффициента вытеснения нефти водой наиболее оптимальным остается вариант подбора модели нефти рекомбинированным способом с обязательным условием соответствия параметров рекомбинированной модели нефти параметрам модели пластовой нефти. Для достижения наибольшей степени приближения получение параметров такой физической модели необходимо производить путем комбинации выделенных отдельных фракций подвижной нефти. Предварительно необходимо построить математическую модель состава и свойств пластовой нефти по методикам, научные основы которых приведены в работах [3, 4, 7]. Исходя из предлагаемого разделения пластовой нефти на отдельные составляющие (рис.1), среднее интегральное значение физико-химического свойства пластовой нефти , используемой для насыщения образца керна, должно находиться из выражения:

      (1)

где М = m_из+m_нз+m_с+m_ц (2)

или    (3)

где X_из, X_нз, X_с, X_ц – среднее интегральное значение свойства соответствующей составляющей пластовой нефти (рис. 1);

d_из, d_нз, d_с, d_ц – массовая доля соответствующей составляющей пластовой нефти:

 

где m_i – масса i-той составляющей пластовой нефти, М – масса пластовой нефти.

Подстрочные индексы из, нз, с и ц соответствуют составляющим пластовой нефти: извлекаемой подвижной нефти, неизвлекаемой подвижной нефти, нефти структурированных слоев и нефти, оставшейся в целиках вне зоны охвата (рис. 1).

Формулы (1) и (3) позволяют провести расчет среднего значения физико-химического свойства пластовой нефти при использовании различной исходной информации (относительной или абсолютной).

 

Рис. 1. Составляющие пластовой нефти, имеющие различные средние значения физико-химических свойств 

 

Доля каждой составляющей в математической модели пластовой нефти для ее рекомбинации определяется с учетом значений физико-химических свойств подвижной нефти, минералогического состава керна, егосвойств, начальной нефтенасыщенности коллектора и ряда других факторов.

Для получения физической модели пластовой нефти подвижная составляющая пластовой нефти разделяется на отдельные фракции и в соответствии с результатами математического моделирования из отдельных фракций рекомбинируется физическая модель пластовой нефти, которая впоследствии и используется для насыщения образца керна в экспериментальных исследованиях по определению коэффициента вытеснения нефти водой.

В случае больших нефтенасыщенных толщин пласта, а также при слоистой неоднородности свойств коллектора необходимо определять коэффициент вытеснения нефти для разных интервалов нефтенасыщенных толщин прослоев с построением модели пластовой нефти для каждого интервала.

Для создания физической модели пластовой нефти, которая должна использоваться при экспериментальном определении коэффициента вытеснения, необходимо разработать и внести в ОСТ 39-195-86 две методики:

– методику математического моделирования свойств пластовой нефти;

– методику физического моделировании пластовой нефти с использованием компонентов и фракций, фактически имеющихся в пластовой нефти.

Требования п.3.1.1 настоящего ОСТа о предварительной прокачке нефти, подготов ленной к эксперименту через образец пористой среды, следует признать допустимым в случае, если в результате данного процесса не происходит изменения значений ее свойств и фракционного состава. Согласно выводам работы [6], на поверхности пор, помимо адсорбционного слоя, вблизи этой поверхности образуется еще и структурированный слой нефти, состоящий из молекул нефти с наибольшей молекулярной массой (в основном, смол и асфальтенов).

В зависимости от содержания смол и асфальтенов в образце нефти и свойств поверхности керна, в ряде случаев имеющегося в нефти количества смол и асфальтенов может оказаться недостаточно для формирования структурированного слоя. Предварительная прокачка нефтью образца с пористой средой может привести к изменению соотношения фракций нефти за счет формирования структурированного слоя, состоящего из молекул с большими значениями молекулярных масс.

К тому же наличие в реальном коллекторе структурированных слоев нефти (которые не движутся при приложенном динамическом воздействии) снижает проницаемость коллектора.

С целью моделирования структурированных слоев нефти в образце керна процесс его водонасыщения по п.3.2.6 необходимо производить без использования жидкостей органического происхождения (керосина, масел).

В остальном методика определения коэффициента вытеснения нефти водой остаетсянеизменной.

Таким образом, коэффициент вытеснения нефти водой, определенный с использованием физической модели пластовой нефти, будет приближен к его фактическому значению.

ЛИТЕРАТУРА

1. ОСТ 153-39.2-048-2003. Стандарт отрасли. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. Объем исследований и формы представления результатов.-М. -2003.

2. Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Информационная структура пластовой нефти//РОГТЕХ,2007. — Вып.8.-С.12-20.