Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов"
и""
На правах рукописи
Рассохин Сергей Геннадьевич
ФИЗИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПЛАСТОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Москва, 2009
003482223
Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
Официальные оппоненты -
доктор технических наук, профессор Васильев Юрий Николаевич
доктор технических наук Шандрыгин Александр Николаевич
доктор технических наук Кузнецов Александр Михайлович
Ведущая организация
Ухтинский государственный технический университет
Защита состоится <s^S ъ^аХ^АЛ- 2009 г. в 13 час. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «Газпром ВНИИГАЗ», по адресу: п. Развилка, Ленинский район, Московская область, 142717.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».
Автореферат разослан -лсЖтЛ^рА. 2009 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор геолого-минералогических наук
Н.Н. Соловьев
Общая характеристика работы
Актуальность темы
Современное состояние развития мировой газовой промышленности характеризуется неуклонным возрастанием роли месторождений природных углеводородов, рентабельная добыча сырья из которых еще недавно считалась неперспективной. Стратегическое значение приобретают объекты, характеризующиеся сложными термобарическими и гидродинамическими условиями продуктивных коллекторов. К их числу относятся как глубокозалегающие месторождения с высоким величинами пластовых температур и давлений, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, с химически агрессивным составом углеводородной системы, так и залежи с низким пластовым давлением. Наступающий период добычи газа из таких залежей объективно требует применения новых технологий и дополнительных инвестиций.
Указанные тенденции объясняются в первую очередь увеличивающейся степенью выработанности природных ресурсов из основных разрабатываемых месторождений природного газа, что, очевидно, создаст напряженность в обеспечении планируемых уровней добычи газа по главным газодобывающим районам Российской Федерации уже в ближайшие годы.
Значительная часть запасов углеводородного сырья приурочена к залежам газоконденсатного типа. Подавляющее большинство газоконденсатных месторождений России разрабатывается на режиме истощения естественной пластовой энергии. Этот режим реализуется при наименьших материальных затратах, однако его существенным недостатком является низкие величины конденсатоотдачи пласта, не превышающие в большинстве случаев 30 - 40 % начальных запасов. Остаточные запасы ретроградного конденсата, выпадающего в результате снижения пластового давления, в ряде случаев достигают сотен миллионов тонн. Огромные пластовые потери конденсата побуждают специалистов газовой отрасли уделять серьезное внимание решению проблемы повышения углеводородоотдачи и особенно конденсатоотдачи газоконденсатных месторождений, что и определяет актуальность темы диссертации.
Цель работы заключается в создании научно-методических основ физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи при
разработке газовых и газоконденсатных месторождений на базе компьютеризированного экспериментального оборудования.
Основные задачи исследований
1. Исследование условий применения компьютеризированных экспериментальных установок (систем) для физического моделирования пластовых процессов и получения высокоточной информации о важнейших фильтрационных характеристиках продуктивных коллекторов.
2. Исследование методических приемов повышения точности моделирования процессов многофазной фильтрации в пористой среде.
3. Анализ возможности применения компьютерной томографии для анализа свойств пористых сред и исследования пластовых процессов.
4. Оценка влияния флюидонасыщенности пласта на фильтрационные процессы при нагнетании газовых и жидких агентов.
5. Создание методики высокоточного определения фазовых насыщенностей пористых сред при экспериментальных исследованиях процессов фильтрации.
6. Исследования относительных фазовых проницаемостей (ОФП) пористых сред при многофазной фильтрации.
Научная новизна
В диссертационной работе впервые получены следующие новые результаты: Обоснована возможность применения компьютеризированных экспериментальных систем для физического моделирования пластовых процессов и исследования важнейших характеристик продуктивных коллекторов с воспроизведением пластовых термобарических условий. Созданы методические основы использования средств компьютерной томографии для исследования пластовых процессов и анализа свойств пористых сред продуктивных толщ. Экспериментально обоснована новая методика определения насыщенностей пористых сред флюидами при исследованиях процессов фильтрации, основанная на применении средств компьютерной томографии. Исследован механизм существенного влияния водонасыщенности пористой среды на фильтрационные процессы при нагнетании в пласт газовых и жидких агентов для повышения углеводородоотдачи. Проведены исследования и впервые получены воспроизводимые с высокой точностью результаты определения относительных
4
фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации применительно к условиям конкретных залежей. На базе обобщения результатов выполненных аналитических, методических и экспериментальных исследований созданы научно-методические основы физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи пластов при разработке месторождений природных газов.
Защищаемые положения
1. Научно-методическое обоснование способов физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи месторождений природных газов.
2. Экспериментальные методики исследований процессов многофазной многокомпонентной фильтрации флюидов в пористой среде, моделирующей природные условия.
3. Экспериментальное обоснование технологий воздействия на пластовую флюидальную систему с целью увеличения углеводородоотдачи при разработке месторождений.
4. Методы определения относительных фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации, адаптированные к применению на современном исследовательском оборудовании с моделированием и воспроизведением условий реальных залежей.
5. Метод экспериментальной оценки влияния величины водонасыщенности продуктивного коллектора на полноту вытеснения выпавшего конденсата растворителями различных типов и характер процесса нагнетания сухого газа.
Практическая ценность
Разработан ряд экспериментальных методик, использование которых на современном исследовательском оборудовании нефтегазового профиля позволяет получать новые данные о многофазной многокомпонентной фильтрации в пористой среде в широком диапазоне изменения температур, давлений, скоростей фильтрации и при различной смачиваемости пористой среды. Методики позволяют максимально приблизить условия проведения экспериментов к термобарическим и гидродинамическим параметрам реальной залежи с целью получения наиболее достоверных результатов.
В результате проведения экспериментальных исследований автором обоснованы различные технологии воздействия на пластовую флюидальную
5
систему с целью увеличения углеводородоотдачи. Определены функции относительных фазовых проницаемостей применительно к пластовым условиям ряда газоконденсатных месторождений.
Экспериментально исследовано и проанализировано влияние величины водонасыщенности продуктивного коллектора на полноту вытеснения выпавшего конденсата растворителями различных типов, на характер процесса нагнетания сухого газа. Учет этого фактора позволяет выбрать зоны пласта, где воздействие способно быть наиболее эффективным.
Выполненная работа способствует решению актуальной проблемы газовой отрасли - повышению углеводородоотдачи месторождений природных углеводородов.
Предложенные с участием автора технологии повышения углеводородоотдачи внедрены в опытно-промышленном масштабе на Вуктыльском нефтегазоконденсатном месторождении, где, начиная с 1993 г., впервые в отечественной практике осуществлена бескомпрессорная закачка сухого газа в истощенный пласт с целью повышения газоконденсатоотдачи.
Работа автора по исследованию влияния анизотропии пористой среды на процессы фильтрации углеводородов проведена при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (грант № 02-01-00369).
Апробация работы
Основные положения, вошедшие в диссертационную работу, докладывались, получили одобрение и опубликованы в трудах ряда отраслевых конференций, совещаний, семинаров, а также международных конгрессов, среди которых:
19 мировой газовый конгресс, 1994, Милан, Италия;
всероссийская конференция "Проблемы развития газодобывающей и газотранспортной систем отрасли и их роль в энергетике северо-западного региона России", 1995, Ухта, Республика Коми;
20 мировой газовый конгресс, 1997, Копенгаген, Дания;
международная конференция "Новые тенденции в добыче и переработке углеводородов", 1997, Лугачовице, Чехия;
научно-практическая конференция "Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений", 1998, Ухта, Республика Коми; 20 международная конференция "Новые исследования в области бурения, добычи, транспорта и подземного хранения газа", 1999, Подбанске, Словакия;
6
21 мировой газовый конгресс, 2000, Ницца, Франция;
международная конференция по исследованиям в области газовой промышленности, 2001, Амстердам, Нидерланды;
международная научная конференция "ВНИИГАЗ на рубеже веков: наука о газе и газовые технологии", 2003, Москва;
23 мировой газовый конгресс, 2006, Амстердам, Нидерланды; международная конференция "Путь инноваций и новые технологии в газовой промышленности", 2008, Москва.
Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 80 статьях и тезисах докладов, 20 научных отчетах, 2 методических руководствах, в том числе в журналах, входящих в "Перечень..." ВАК Миннауки РФ.
Структура и объём работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и списка литературы. Объём - 313 страниц текста, включает 134 рисунка, 40 таблиц. Список литературы из 191 наименования.
Диссертационная работа выполнена в лаборатории физического моделирования многофазных процессов ООО "Газпром ВНИИГАЗ", всем сотрудникам которой автор выражает глубокую признательность за помощь в проведении исследований. Автор особо признателен докт. техн. наук, профессору Тер-Саркисову P.M., докт. техн. наук Николаеву В.А., докт. геол. - мин. наук Соловьеву H.H. за глубокое и содержательное обсуждение основных положений диссертационной работы.
Содержание работы
Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель работы, определены задачи исследований, научная новизна, практическая ценность, приведены сведения о внедрении результатов и апробации работы.
Большой вклад в развитие отраслевой науки, аналитических и экспериментальных работ в области моделирования термодинамических и гидродинамических процессов при фильтрации многокомпонентных систем в пористой среде внесли М.Т. Абасов, З.С. Алиев, О.Ф. Андреев, К.С. Басниев, С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев, Ш.К. Гиматудинов, А.Т. Горбунов, А.И. Гриценко, А.Н.
Дмитриевский, Н.М. Дмитриев, А.Г. Дурмишьян, И.П. Жабрев, Ю.В. Желтов, Ю.В. Зайцев, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Ю.П. Коротаев, С.А. Кундин, А.К. Курбанов, Б.Б. Лапук, И.А. Леонтьев, В.Н. Мартос, Ю.Ф. Макогон, Е.М. Минский,
A.Х. Мирзаджанзаде, А.Ю. Намиот, В.А. Николаев, В.Н. Николаевский, Т.Д. Островская, В.И. Петренко, Г.В. Рассохин, В.В. Ремизов, М.Д. Розенберг,
B.П. Савченко, В.В. Савченко, Г.С. Степанова, Н.Г. Степанов, И.Н. Стрижов, P.M. Тер-Саркисов, Ф.А. Требин, H.A. Тривус, А.Л. Хейн, О.Ф. Худяков, Г.П. Цыбульский, А.И. Ширковский, П.Т. Шмыгля, В.В. Юшкин и многие другие, а также зарубежные исследователи Г. Ботсет, Р. Виков, Р. Джонсон, Д. Катц, Р. Коллинз, М. Леверетт, В. Льюис, М. Маскет и другие.
В первой главе работы представлены результаты анализа современного состояния физического моделирования пластовых процессов в области разработки месторождений природных углеводородов, позволившие сформулировать основные задачи дальнейших исследований.
Проблема повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов, в том числе газоконденсатных, может быть решена путем разработки и применения новых научно обоснованных технологий воздействия на пласт. Такие технологии должны базироваться на подтвержденных результатами экспериментальных и аналитических исследований процессах массопереноса в пористой среде.
Основной метод разработки отечественных газовых и газоконденсатных месторождений базируется на использовании естественной пластовой энергии (режим истощения). Методу присущ ряд преимуществ, основными из которых являются относительно низкие материальные затраты на обустройство и высокая газоотдача при газовом режиме (до 90 %), но сопутствуют и значительные недостатки.
Серьезные проблемы при этом вызывает явление ретроградной конденсации, которое обусловливает огромные потери жидких углеводородов, выпадающих в пористой среде и составляющие в ряде случаев сотни миллионов тонн. Классическим примером является Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение, конденсатоотдача которого по одной из оценок к концу разработки составит лишь около 33 % начальных запасов, а суммарные потери составят 94 млн. т С5+ и 18 млн. т фракции С2-С4. Кроме того, разработка на режиме истощения газоконденсатного пласта с начальным содержанием в газовой фазе фракции С5+ выше 300 г/м3 приводит на определенном этапе к значительному
8
увеличению фильтрационных сопротивлений в призабойных зонах добывающих скважин. Это требует дополнительных материальных затрат на проведение мероприятий по очистке этих зон и интенсификации работы скважин.
Потери другого рода вызваны внедрением в продуктивную часть газового пласта краевых и подошвенных вод, что приводит к защемлению за фронтом внедряющейся воды значительных объёмов газа, которые могут составить от 30 до 80 % остаточных запасов.
Всё многообразие разработанных к настоящему времени, в том числе и при выполнении данной работы, технологий, целью которых является повышение углеводородоотдачи пласта, можно классифицировать по типу процесса массопереноса, на котором основана технология.
К первой группе относятся технологии, основанные на процессе поддержания пластового давления путем обратной закачки в пласт всего или части добываемого газа для поддержания пластового давления. При этом предотвращаются или существенно уменьшаются потери, вызванные ретроградной конденсацией. В силу ряда причин, в основном экономического характера, в отечественной практике такие технологии распространения не получили.
Вторая группа технологий основана на закачке в продуктивный пласт различных типов углеводородных и неуглеводородных агентов с целью извлечения ранее выпавшего конденсата. При этом часть технологий ориентирована на извлечение ранее выпавшего конденсата при фильтрации в составе жидкой фазы (сюда можно отнести закачку в пласт легких жидких углеводородов и обогащенных ими газов с целью увеличения фазовой насыщенности жидкостью). Другая часть базируется на переводе выпавшего ретроградного конденсата из жидкой фазы в газовую путем прямого испарения в закачиваемый неравновесный газ с последующим извлечением в составе добываемого газа. Пример - закачка сухого газа в пласт Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения в рамках опытно-промышленного эксперимента по повышению коэффициента извлечения ретроградного конденсата.
Для повышения газоотдачи обводненного пласта и извлечения защемленного газа при участии автора предложена технология закачки неуглеводородного агента (азота), дополнительно экспериментально обоснованная в данной работе.
Для решения проблемы повышения углеводородоотдачи пластов путем физического моделирования используют специальное экспериментальное оборудование и аппаратуру. Как правило, первоначально проводят исследования в
лабораторных условиях на моделях пластов и только после дополнительного проведения гидродинамических расчетов они становятся опытно-промышленными. Для этого необходимо комплексное изучение процессов фильтрации углеводородных систем .на экспериментальном оборудовании, позволяющем проводить физическое моделирование процессов вытеснения и массообмена при реальных пластовых условиях. При этом должны быть учтены пластовые температура и давление, горное давление, скорости фильтрации, петрофизические свойства коллекторов и другие физические характеристики. Целью учета такого широкого ряда факторов является максимально возможное повышение достоверности получаемых в результате эксперимента результатов и, соответственно, уменьшение материальных затрат при проведении опытно-промышленных испытаний разрабатываемых технологий повышения углеводородоотдачи.
В диссертации охарактеризованы основные типы и особенности установок фильтрации, применяемых в отечественной и зарубежной исследовательской практике при физическом моделировании многофазных пластовых процессов. Кроме того, рассмотрены существующие методы физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи пласта при многофазной фильтрации углеводородных смесей.
В диссертационной работе описано современное компьютеризированное экспериментальное оборудование, созданное по техническим заданиям, разработанным при непосредственном участии автора, на ряде специализированных зарубежных фирм. Оборудование спроектировано и изготовлено с учетом предварительного анализа особенностей конструкции, преимуществ и недостатков имеющихся прототипов.
При физическом моделировании процессов повышения углеводородоотдачи автор в своих исследованиях применяет систему двухфазной фильтрации, собранную фирмой Темко (США), функциональная схема которой показана на рисунке 1. Установка предназначена для исследований пластовых фильтрационных процессов и дает возможность с высокой точностью определять ОФП образцов натурной пористой среды. Конструкцией обеспечена возможность проведения исследований при давлениях до 69 МПа и температурах до 150 °С. При этом диапазон поддерживаемой с точностью 0,3 % от установленного значения истинной скорости фильтрации может принимать значения от 0,1 до 255 м/сут. Данная установка полностью автоматизирована, управляющий компьютер осуществляет
координацию действий подающих насосов системы, запись на магнитный диск компьютера всех параметров процесса, контроль безопасности по давлению и температуре системы, а также проводит расчет фазовых проницаемостей для газа и жидкости.
Рисунок 1 - Функциональная схема системы двухфазной фильтрации
Кернодержатель позволяет использовать образцы керна длиной до 30 см диаметром 30 мм. Система двухфазной фильтрации используется в комплексе с компьютерным томографом Тотоэсап 60/ТХ, применение которого позволило автору значительно расширить диапазон исследовательских задач в области многофазной фильтрации пластовых флюидов.
Для определения важнейших фильтрационных характеристик продуктивного коллектора и исследования механизмов процессов многофазной фильтрации применяется система трехфазной фильтрации, созданная по техническому заданию ООО "Газпром ВНИИГАЗ" при непосредственном участии автора из компонентов ряда американских и европейских фирм компанией Терра Тек (США). Функциональная схема приведена на рисунке 2, а общий вид - на рисунке 3.
Система оснащена прецизионными насосами фирмы Ошг/х и функционирует в режиме рециркуляции, что позволяет быстро достигать режима стационарной фильтрации, контролируемого цифровыми датчиками перепада давления и показаниями ультразвуковых датчиков трехфазного сепаратора высокого давления.
Основными узлами цепи рециркуляции являются блок насосов, кернодержатель и ультразвуковой сепаратор высокого давления.
В этой системе применяются насосы типа Ои'тх БС-ЮЮ, благодаря высокой точности которых обеспечивается заданная скорость флюидов в пористой среде в диапазоне от 0,04 до 160 метров в сутки.
Рисунок 2 - Функциональная схема системы трехфазной фильтрации
Рисунок 3 - Общий вид системы трехфазной фильтрации
Это гарантирует возможность полного воспроизведения реальных величин скоростей фильтрации, которые имеют место как в самых удаленных от скважин участках пласта, так и в призабойных зонах добывающих и нагнетательных скважин. При этом точность составляет 0,2 % от установленного значения объёмного расхода.
В состав установки входят два термостатируемых композитных кернодержателя высокого давления, рассчитанные на исследования коллекций керна длиной 100 и 300 см диаметром 2,54 см. Корпуса кернодержателей изготовлены из углеродистого материала в смеси с эпоксидной смолой. Это обеспечивает совместимость этих узлов с такими технологиями исследований фильтрации флюидов в пористой среде и характеристик образцов реальных коллекторов, как ядерный магнитный резонанс; сверхвысокочастотное, рентгеновское и гамма - сканирование и реконструкция изображений по данным компьютерной томографии.
Выходящая из кернодержателя смесь поступает в трехфазный ультразвуковой сепаратор высокого давления. Прибор оснащен ультразвуковой системой измерения уровня фаз в двухкамерном сосуде высокого давления (0,1 - 69МПа). Рабочий диапазон температур 15-160 °С. Емкости сепаратора выполнены из сплава Наз1еНоу С-276. Общий объём сепаратора - 328,5 см3. Точность измерения объёма ± 0,02 см3.
Кроме основной цепи, в которой происходит рециркуляция изучаемых флюидов, система оснащена приборами и аппаратурой подготовки флюидов к исследованиям (блок аккумуляторов, гидронасосы, источники питания и ограничители давления). Аккумуляторы представляют собой сосуды высокого давления, в которых происходит накопление каждой фазы в отдельности и последующая их подача к насосам Ои/г/х и сепаратору.
Особое внимание на всех стадиях разработки системы, ее изготовления, монтажа и пуска в эксплуатацию уделялось вопросам обеспечения безопасности. Защита от превышения пластового и обжимного давления организована как на программном, так и на аппаратном уровнях.
Контроль работы системы организован на основе РС - совместимого компьютера. Оператор имеет возможность управления всеми насосами системы в различных режимах работы, переключения гидравлических коммуникаций при помощи дистанционно управляемых сжатым воздухом клапанов. Кроме того, программа предусматривает постоянную, с заданным интервалом запись значений
всех установленных и измеряемых параметров эксперимента в файл хранения данных. При помощи специализированного файлового процессора в системе реализован поток информации в режиме реального времени в постоянно открытый файл табличного процессора. Это позволяет в динамике наблюдать на постоянно обновляющихся графиках такие параметры, как объёмы каждой фазы в потоке по данным ультразвукового сепаратора, скорость звука в каждой фазе, давления и перепады давлений на образце керна, объёмные скорости фаз, абсолютные и относительные фазовые проницаемости и многие другие.
Во второй главе приведены результаты работы автора по развитию основ компьютерной томографии и применения ее в качестве средства исследования фильтрационных процессов и неразрушающего анализа кернового материала. Эти исследования автор проводил совместно с В.А. Николаевым, В.М. Булейко, В.П. Ваньковым и A.B. Мизиным.
Компьютерная томография рентгеновских лучей является технологией получения теневых изображений срезов поперечного сечения объекта, в частности, керна, без его разрушения.
По мере того, как рентгеновские лучи проникают в экспонируемый объект, их интенсивность снижается вследствие явлений ослабления (или аттенюации) и рассеивания. Степень аттенюации зависит от плотности изучаемого объекта, его химического состава и энергии потока рентгеновского излучения. При равных величинах энергии рентгеновского луча более плотный материал будет сильнее ослаблять проходящий поток, чем менее плотный. В практической радиологии для определения интенсивности проходящего луча используется светочувствительный материал, на котором получается изображение объекта. В компьютерной томографии для определения коэффициентов линейной аттенюации используются специальные детекторы.
На практике удобно пользоваться величиной коэффициента аттенюации, приведенного к воде. Такой параметр обозначается как томографическое число (число CT) и может быть записан, как
= где:
ц - измеренный в данной точке коэффициент аттенюации;
Hw- коэффициент аттенюации воды;
к - множитель (обычно к = 1000).
Число СТ изменяется от минус 1000 в воздухе до нуля в воде. Следовательно, каждая единица СТ связана с изменением плотности в 0,1 %. Образцам экстрагированных кернов месторождений углеводородов соответствуют числа СТот 1300 до 1600.
В материалах второй главы описано экспериментальное томографическое оборудование нескольких поколений, отличающееся принципом получения изображения и расположением источника и детекторов рентгеновского излучения. Автор в своих исследованиях использовал томографический сканер третьего поколения Philips Tomoscan 60/ТХ, обновленный и адаптированный к условиям работы в составе установки двухфазной фильтрации, описанной в первой главе диссертации.
Сетевая система передачи данных в рабочую станцию организована на промежуточном компьютере и концентраторе данных. Рабочая станция предназначена для графической обработки данных, полученных при сканировании изучаемого объекта. Станция обладает вычислительной мощностью, достаточной для обработки сложных двумерных и трехмерных изображений. При этом используется программное обеспечение Corescan фирмы Терра-Тек (США), которое дает возможность детального анализа данных сканирования.
В диссертации приведены результаты анализа особенностей визуализации процессов фильтрации в модельных пористых средах и кернах. Показана необходимость и приведены результаты разработанных автором методов повышения качества получаемой томографической информации.
Установлено, что одной из основных методических проблем визуализации процессов многофазной фильтрации флюидов является обеспечение достаточной контрастности томографических изображений изучаемых потоков. В зависимости от типа флюида и вмещающего его керна, контрастность неоднородности распределения флюидов и, в частности, фронта вытеснения одного флюида другим (межфазной границы), варьирует в достаточно широком диапазоне. Когда исследуемые вещества приблизительно одинаково поглощают и рассеивают рентгеновские лучи, контрастность изображений отдельных фаз может быть недостаточна для определения исследуемых параметров. В этих случаях необходимо вводить контрастирующие присадки в те фазы, контрастность изображений которых необходимо усилить.
Интенсивность аттенюации и рассеивания пучка рентгеновских лучей в значительной степени определяется атомным номером вещества. Легкие элементы
и соединения (органические вещества, алюминий, композитные конструкционные материалы для изготовления моделей пласта) поглощают их достаточно слабо, тогда как интенсивность аттенюации рентгеновских лучей тяжелыми элементами заметно выше. В связи с этим, в качестве контрастирующих присадок используются вещества, молекулы которых включают атомы тяжелых элементов (например, йод). Так, если необходимо обеспечить растворение контрастирующей присадки в жидком углеводороде, необходимо использовать, например, иодид додекана, в воде -иодистый натрий.
Чтобы определить степень зависимости интенсивности аттенюации и рассеивания рентгеновских лучей от концентрации контрастирующей присадки в соответствующей фазе, автор провел измерения числа СТ для ряда флюидов. Полученные значения СТ для различных концентраций контрастирующих присадок рекомендуется к использованию при проведении экспериментов по визуализации фильтрационных потоков.
Автором показано, что средства компьютерной томографии, которыми сегодня в состоянии располагать современная лаборатория нефтегазового профиля, могут быть эффективно использованы для исследования внутреннего строения пористых сред. Разработаны методические основы таких исследований. В качестве их апробации, в частности, выполнены исследования морфологии пустотного пространства коллекторов продуктивных отложений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Показано, что разрешающая способность томографа третьего поколения позволяет однозначно распознавать каверны размером более 1 мм и трещины раскрытостью более 10-20 мкм.
Третья глава работы посвящена важной научно-методической проблеме -разработке методики определения фазовых насыщенностей пористых сред при проведении экспериментальных исследований процессов фильтрации.
Задача достоверного определения флюидонасыщенностей пористой среды при исследованиях многофазной многокомпонентной фильтрации актуальна для получения надежных исходных данных гидродинамических расчетов пластовых процессов, в частности - при разработке технологий активного воздействия на пласт. В результате анализа опубликованных материалов, посвященных исследованиям в этом направлении, показано, что существует объективная необходимость в развитии методов определения насыщенности, поскольку универсальной методики к настоящему времени не создано.
На основе накопленного методического опыта автором разработана методика определения флюидонасыщенности пористой среды по данным томографии, которая применяется следующим образом.
В зависимости от исходного состояния керна или модельной пористой среды измерение их флюидонасыщенности осуществляют различными способами:
• керн или модельная пористая среда изначально сухие - исследования проводят на одном уровне энергии;
• керн или модельная пористая среда уже насыщены флюидами -исследования проводят на двух уровнях энергии.
В случае, когда объектом исследования являются природные керны, процедура измерений дополнительно по отношению к модельным пористым средам, включает этап измерения распределения пористости по их объёму.
Метод сканирования насыщенного образца на одном уровне энергии Процесс измерения насыщенности пористой среды углеводородными и неуглеводородными жидкостями включает несколько этапов исследований.
Первый этап - измерение распределения коэффициента аттенюации по объёму сухого керна.
Второй этап - исследуемый керн заполняют флюидом, коэффициент аттенюации которого измерен перед заполнением. Максимальное заполнение керна достигается за счет прокачки флюида через образец при повышенном давлении в количестве около десяти объёмов пор (в зависимости от петрофизических свойств возможны отклонения в большую сторону). После заполнения керна флюидом измеряют избыточное значение коэффициента аттенюации исследуемой системы, как разность между коэффициентом аттенюации керна, заполненного флюидом, и коэффициентом аттенюации сухого керна. На основе полученного распределения этого избыточного значения рассчитывают пористость образца т исходя из следующего соотношения: т = - /д/,
где: ^ - коэффициент аттенюации керна, заполненного флюидом; цэ - коэффициент аттенюации сухого керна; цт - коэффициент аттенюации флюида в свободном объёме. Третий этап - измерение коэффициентов аттенюации отдельных фаз флюида перед заполнением керна.
Четвертый этап - измерение распределения насыщенности отдельных флюидов. Для этого производят измерение распределения избыточного значения
коэффициента аттенюации системы (ц*), как разности между коэффициентом аттенюации керна с фильтрующимся в нем флюидом и коэффициентом аттенюации сухого керна. Полученное распределение является основным для расчета распределения насыщенности флюида по керну.
Коэффициент аттенюации двухфазного потока определяют на основе следующего соотношения:
ц*=ц-цв= т Э цн + т (1 - Б) цс, где: ц - коэффициент аттенюации керна с фильтрующимися в нем флюидами; |л5- коэффициент аттенюации сухого керна; цп - коэффициент аттенюации первого флюида;
- коэффициент аттенюации второго флюида; 8 - насыщенность пористой среды первым флюидом.
В случае, когда первым флюидом является жидкий углеводород или вода, а в качестве второго используется газ, при невысоких давлениях, т.е. когда его це значительно меньше цп первого флюида, вторым слагаемым в последнем соотношении можно пренебречь:
ц = т Б
Измерив значения коэффициентов аттенюации двухфазного потока, коэффициентов аттенюации для исследуемых фаз в объёме и исследовав распределение пористости по керну, из приведенных выше соотношений получаем распределение насыщенности первого флюида по объёму керна:
5=(ц" - т |д( 2) / (т цп - т ц!2) Метод сканирования насыщенного образца на двух уровнях энергии
Как правило, исследуемый керн насыщен углеводородными флюидами и (или) водой до начала исследований. В этом случае определение флюидонасыщенности следует осуществлять посредством двукратного сканирования образца при двух различных значениях энергии.
Коэффициент аттенюации керна, насыщенного двухфазным флюидом, для двух значений энергии определяется следующим образом (верхний индекс / = 1,2 в ц, ц'з, ц' п, м 12 показывает, на каком уровне энергии осуществлялось сканирование): ц1 =ц15(1- т)+т8цп+т (1- Б) ц\ 2, ц2 =ц25(1- т) + т Б ц2,, + т (1- Б) 2, где: ц'5 - коэффициент аттенюации материала скелета керна; ц'и - коэффициент аттенюации первого флюида;
Ни - коэффициент аттенюации второго флюида; й - насыщенность пористой среды первым флюидом.
Как видно из последних соотношений, для определения флюидонасыщенности необходимо знать коэффициенты аттенюации флюида и материала скелета породы. Рассмотренный способ определения флюидонасыщенности применяется обычно только при фильтрации флюидов в модельных пористых средах, для которых точно известен состав материалов, служащих основой для их приготовления, а, следовательно, и коэффициент аттенюации. В таких средах фазовая насыщенность первым флюидом определяется из следующего уравнения:
При исследовании фильтрации флюидов в природных кернах проводится измерение распределения пористости по объёму последних. Измерение пористости проводится при одном и том же значении энергии рентгеновского пучка, но для двух состояний: для сухого керна и для керна, насыщенного нейтральным флюидом с известным значением коэффициента аттенюации рентгеновских лучей или для керна, последовательно насыщенного двумя различными флюидами.
В случае трехфазной фильтрации измеряемые значения коэффициента аттенюации определяют из следующих соотношений:
где: во, Б«, и вд - нефте-, водо- и газонасыщенность;
ц' - коэффициент аттенюации керна, насыщенного двухфазным флюидом, на /м уровне энергии;
(Д - коэффициент аттенюации материала скелета керна, на /-м уровне энергии; ц'0, ц« и ц'д - коэффициенты аттенюации нефти, воды и газа в объёме.
Величины нефте-, водо- и газонасыщенности определяются аналогично случаю фильтрации двухфазного флюида.
Итак, проблема измерения флюидонасыщенности непосредственно решается для двухфазного потока в модельных пористых средах при двух различных
ц' = (1 -т) +т (Бо ц'0 + + Бдц'а), /=1,2
значениях энергии рентгеновского пучка. При исследовании природных кернов процедура исследования дополнительно включает этап исследования распределения пористости по их объёму.
Автором с сотрудниками разработано программное обеспечение, которое позволяет автоматизировать вычисления по разработанной методике. При этом определение флюидонасыщенности средствами компьютерной томографии становится удобным, информативным и надежным средством для применения в экспериментальных исследованиях многофазной фильтрации в пористой среде.
Четвертая глава диссертации представляет результаты исследований влияния водонасыщенности пласта на фильтрационные процессы при нагнетании газовых и жидких агентов. Обоснована необходимость постановки и проведения экспериментальных работ в этом направлении и разработана методика физического моделирования водонасыщенности пласта. Работа по ее созданию проводилась автором совместно с В. А. Николаевым и В. П. Ваньковым.
Актуальность создания такой методики продиктована тем, что одной из серьезных проблем при постановке физического эксперимента являлось отсутствие простого универсального способа насыщения пористой среды водой. Существующие методики, такие как центрифугирование, выпаривание, капиллярная вытяжка, вытеснение высоковязкими смесями и другие применяют в основном к естественным кернам небольшой величины. В то же время необходимо создавать водонасыщенность в моделях пласта длиной от одного метра и более.
При постановке задачи было принято, что методика должна обеспечивать:
• возможность проведения экспериментов в широком диапазоне изменения водонасыщенности - от критического значения до долей процента объёма пор;
• универсальность для применения на естественных и искусственных образцах различных форм и размеров.
• максимальную адаптацию к возможностям стандартного оборудования отраслевых лабораторий.
С учетом перечисленных требований была разработана методика создания заданной водонасыщенности в модели пласта путем выпаривания влаги с одновременным вытеснением газом - носителем водяного пара.
При создании водонасыщенности можно выделить четыре основных этапа: I. Заполнение модели пласта на 100 % объёма пор дегазированной водой.
II. Вытеснение гидродинамически свободной части воды из пор модели пласта сухим газом (метаном).
III. Выпаривание воды из пористой среды с одновременной прокачкой газа для выноса водяного пара до достижения заданной водонасыщенности.
IV. Контроль водонасыщенности.
На первом этапе модель заполняют дегазированной водой при давлении порядка 20 МПа и объёмной скорости приблизительно 10 см3/мин; всего прокачивают около 2,5 объёма пор. Высокое давление необходимо для растворения и последующего выноса защемленного газа. На втором этапе свободную часть воды вытесняют метаном, подаваемым через вентиль точной регулировки. До прорыва газа поддерживают объёмную скорость жидкости порядка 1 см3/мин, после прорыва ее устанавливают на уровне 200 см3/мин. Малая объёмная скорость до прорыва газа необходима для уменьшения явления языкообразования и, следовательно, более полного вытеснения воды.
Второй этап продолжают до полного прекращения выноса жидкости. Модель пласта может быть использована в экспериментах, если достигнуто заданное содержание воды. Как показала практика, при использовании моделей с проницаемостью порядка 10-Ю"15 м2 величина критической водонасыщенности, при снижении которой фаза теряет подвижность, находится в пределах 50 - 60 % объёма пор.
Для дальнейшего снижения водонасыщенности переходят к третьему этапу -выпариванию с одновременной продувкой метаном, выполняющим роль газа-носителя водяного пара. Модель помещают в термостат, сепаратор располагают в водяном холодильнике, где поддерживают температуру 10-14 °С. Затем при помощи расположенных в термостате электронагревателей устанавливают в модели температуру равной 90 °С. После выдержки во времени, необходимой для равномерного прогрева пористой среды, начинают вытеснение водяного пара метаном. Перепад давления, регистрируемый дифференциальным датчиком давления, поддерживают регулировочным вентилем в пределах 0,06 - 0,08 МПа. На выходе модели пласта давление равно атмосферному, на входе - 0,16 - 0,18 МПа, объёмную скорость поддерживают равной 200 см3/мин. Указанные величины, как установлено опытом, являются для данных условий оптимальными, поскольку при меньшем перепаде давления скорость вытеснения уменьшается, а в случае превышения данной объёмной скорости метана может нарушаться температурный режим выпаривания.
Для контроля водонасыщенности автор применяет метод компьютерной томографии, подробное описание которого приведено в третьей главе диссертации.
При многократном повторении выпаривания плотность воды в пористой среде возрастает в результате увеличения ее минерализации. Следовательно, при расчете водонасыщенности пористой среды необходимо вводить соответствующую поправку на постепенно увеличивающееся удельное содержание солей.
Одним из условий получения достоверной информации при исследовании процессов фильтрации флюидов в присутствии воды является равномерное распределение водонасыщенности по длине модели пласта. С целью уменьшения имеющей место неравномерности, при выпаривании с одновременным вытеснением образующихся паров метаном, вход и выход модели пласта регулярно меняют местами. Эту операцию повторяют по мере того, как среднее содержание воды уменьшается на 1% объёма пор или, приблизительно, один раз в час.
Результаты экспериментальной апробации изложенной методики позволили рекомендовать ее к использованию в физических экспериментах по фильтрации углеводородных систем в широком диапазоне изменения величины водонасыщенности пористой среды.
С использованием разработанной методики автором была проведена серия экспериментов по физическому моделированию процессов извлечения жидких углеводородов из частично водонасыщенного пласта.
Изложены методика и результаты экспериментальных исследований влияния водонасыщенности на процессы вытеснения жидкой углеводородной фазы из пористой среды углеводородными растворителями различного типа в широком диапазоне изменения водонасыщенности. Приводятся результаты воздействия на жидкую углеводородную фазу модели истощенного нефтегазоконденсатного месторождения метаном, обогащенным этанпропанбутановой фракцией.
В экспериментах использовалась модель пласта с проницаемостью 8,7-10"15м2, в качестве конденсата применяли смесь, близкую по молекулярной массе природной пластовой жидкой фазе Вуктыльского месторождения при давлении 5 МПа и температуре в пласте 62 °С.
Процесс воздействия осуществляли как изобарическое вытеснение двухфазной углеводородной смеси метаном, обогащенным этанпропанбутановой фракцией в присутствии неподвижной водной фазы. Проводили постоянный контроль всех параметров опыта и хроматографический анализ выходящей продукции. При скоростях фильтрации, обеспечивающих равновесный массообмен
между фазами, в каждом из экспериментов было прокачано около пяти поровых объёмов растворителя.
В результате проведенного комплекса исследований установлено, что в зонах с высокой водонасыщенностью (около 50 % объёма пор), имеющих место в обводненных участках месторождения, применение обогащенного газа позволяет достичь значительной эффективности вытеснения. Отмечается, что в целом водонасыщенность в данных условиях способна положительно влиять на конечную и текущую конденсатоотдачу. Наблюдаются существенные различия между экспериментом, проведенным на "сухом" образце, конечная конденсатоотдача в котором не превысила 5 % начальных запасов и экспериментами с "влажными" пористыми средами, конденсатоотдача в любом из которых превышает эту величину.
Установленные закономерности процесса вытеснения выпавшего конденсата объясняются тем, что в однородном гидрофильном коллекторе вода при первоначальном насыщении породы, как более смачивающая фаза, стремится занять наиболее тонкие части порового пространства, выпадающий конденсат, как менее смачивающая фаза, занимает более крупные поры, то есть часть пористой среды, лучшую по гидродинамическим характеристикам. В результате конденсатоотдача пласта, содержащего воду, может превышать конденсатоотдачу безводного коллектора.
Приведены методика и результаты экспериментов по обоснованию состава наиболее эффективного растворителя для вытеснения конденсата в термобарических условиях истощенного месторождения вуктыльского типа при водонасыщенностях, близких к критическим. Процедура создания начальной конденсатонасыщенности обеспечивала получение величин от 15 до 20 % объёма пор. В качестве пластовой жидкой углеводородной фазы использовали смесь алкановых углеводородов от Сб до Си со средней молекулярной массой 112,5; 123,3; 118,0 г/моль. В опытах 1 и 2 в качестве углеводородного растворителя использовали обогащенный газ, содержащий 35 (опыт I) и 50 % мольн. (опыт 2) компонентов С2-4 (остальное С1), в опыте 3 - фракцию легких углеводородов, представленную смесью пропана и нормального бутана.
Показано, что вытеснение пластовых жидких углеводородов при насыщенности ими пласта 15-20 % объёма пор в принципе осуществимо как газообразными, так и жидкими растворителями.
При повышении содержания промежуточных компонентов в газообразных растворителях темп и полнота вытеснения жидких углеводородов увеличиваются. Наибольших значений они достигают при использовании жидкого углеводородного растворителя, поскольку уже при относительно небольших объёмах закачанного вытесняющего агента (0,4 объёма пор) достигается максимальное содержание С5+ в продукции на выходе модели пласта.
Полученные в результате проведенных экспериментов данные позволяют считать жидкий углеводородный растворитель (применительно к условиям истощенного до 5 МПа месторождения типа Вуюыльского) наиболее эффективным вытесняющим агентом ретроградного конденсата.
Практика показывает, что применение обогащенных газов и фракций легких углеводородов в качестве растворителей для вытеснения выпавшего в пласте конденсата и рассеянных жидких углеводородов не всегда экономически оправдано. Альтернативной технологией во многих случаях может явиться воздействие на жидкие углеводороды газоконденсатного пласта, энергетические возможности которого сильно истощены, сухим газом. Данный метод, как обосновано экспериментальными и аналитическими работами, проведенными при участии автора, а также положительными результатами реализации проекта повышения конденсатоотдачи при закачке сухого газа в пласт Вуктыльского НГКМ, обеспечивает эффективное извлечение выпавшего конденсата путем испарения его в неравновесную газовую фазу.
На завершающей стадии разработки газоконденсатных месторождений часто происходит внедрение законтурных вод в продуктивную часть коллектора. Результатом является повышение водонасыщенности обводнившихся и близких к ним зон порового пространства залежи, в том числе и участков, где начальная водонасыщенность не превышала единиц процентов. Такой процесс, очевидно, влияет на перераспределение установившегося положения фаз в пористой среде, усиливая роль водонасыщенности и ее влияния на относительные фазовые проницаемости коллектора для фильтрующихся флюидов.
С целью оценки влияния водонасыщенности пористой среды на основные показатели процесса извлечения углеводородов при закачке сухого газа автором работы были предприняты следующие экспериментальные исследования.
Эксперименты по закачке сухого газа при различных водонасыщенностях пористой среды проводились в термобарических условиях типичного газоконденсатного пласта на поздней стадии разработки при давлении 3 МПа и
пластовой температуре 62 °С. Моделью пласта служила пористая среда, представленная молотым кварцевым песком в смеси с маршалитом проницаемостью 10-10"15 м2, находящаяся в стальном цилиндрическом корпусе длиной 1 м. Первоначально модель насыщали заданным количеством воды. В качестве модели пластовой воды использовалась слабоминерализованная (0,3 кг/м3) водопроводная вода. В процессе выпаривания минерализация воды увеличивалась и достигала величин до 1 кг/м3. На следующем этапе смесь исходного состава (метан - 79,1; этан - 8,8; пропан - 3,9; нормальный бутан - 1,8; С5+ - 6,4 % мольных) в однофазном газовом состоянии закачивали в модель пласта, оставшаяся часть пор которой была полностью заполнена метаном. По достижении близкого к 100% замещения переходили к процессу истощения "пласта", который проводился от давления начала конденсации 25 МПа до уровня 3 МПа с темпом падения давления, обеспечивающим равновесный межфазный массообмен (0,7 МПа/час). По окончании процесса истощения в модели пласта устанавливалось исходное состояние для процесса изобарической прокачки газа; часть пор была занята водой, другая часть отводилась для равновесной жидкой фазы, а оставшийся поровый объём занимал равновесный газ.
Была выполнена серия из трех экспериментов, отличающихся различными величинами водонасыщенности. В первом из них водонасыщенность составила 15% объёма пор, во втором 35%. Третий эксперимент характеризовался водонасыщенностью, превышающей критическое значение, что обеспечивало гидродинамическую подвижность воды. На основном этапе изобарической прокачки сухого газа на вход модели с постоянным расходом подавалась вода, суммарное количество которой (неподвижная и свободная части) составпяло 55 % объёма пор. Таким образом, в первых двух экспериментах моделировались фрагменты зон пласта с водонасыщенностями, меньшими критической, целью третьего эксперимента было моделирование процесса закачки газа в обводненный участок пласта, когда вода гидродинамически подвижна. В качестве сухого газа применялся чистый метан. Этим обеспечивалась высокая надежность информации, получаемой по данным хроматографического анализа состава продукции модели пласта.
Экспериментами установлено, что текущие и конечные величины коэффициентов извлечения имеют выраженную зависимость от количества и типа (в категориях "гидродинамически подвижная" - "неподвижная") содержащейся в порах воды.
В течение всего процесса закачки газа наиболее эффективно как промежуточные углеводороды, так и стабильный конденсат извлекаются при водонасыщенности 35 % объёма пор. Такое превышение текущих величин коэффициентов извлечения над аналогичными показателями процесса с меньшим содержанием воды (8м/=0,15) объясняется следующим. Согласно изложенной выше гипотезе распределения фаз в пористой среде по смачиваемости, вода в гидрофильном коллекторе стремится к занятию наиболее тонких и тупиковых частей порового пространства. Жидкая углеводородная фаза в этом случае располагается как в виде пленок, находящихся над пленками воды, так и в порах, имеющих более крупные размеры. Тогда увеличение водонасыщенности до величин, не превышающих критических значений, может способствовать более полному извлечению конденсата при активном воздействии на пласт. Иная ситуация складывается в случае, когда величина критической водонасыщенности превышена и в пласте имеется свободная, гидродинамически подвижная вода. При этом в пласте может возникать многофазная фильтрация, при значительных водонасыщенностях существенно снижающая относительные фазовые проницаемости пластовых углеводородных флюидов.
Пятая глава диссертации посвящена разработке научно-методических основ экспериментального исследования относительных фазовых проницаемостей пористых сред при многофазной фильтрации. Автором проанализирован многолетний мировой опыт работы исследователей по определению этих важнейших фильтрационных характеристик.
В качестве исходных данных относительные фазовые проницаемости применяются при расчетах закачки в пористую среду газообразных (азот, "сухой" природный газ, обогащенный легкими жидкими углеводородами газ, СОг и пар) и жидких агентов (оторочки различных растворителей, вода и т.д.). При этом требования к достоверности экспериментальной информации очень высоки, поскольку очень высока и стоимость таких технологий.
Существует два основных класса данных об ОФП: (1) - относящиеся к процессу дренирования и (2) - относящиеся к процессу капиллярной пропитки. Дренирование определяет направление изменения насыщенности пористой среды, при котором насыщенность смачивающей фазы уменьшается. Пропитка определяет направление изменения насыщенности пористой среды, когда происходит ее увеличение для смачивающего флюида. Для получения корректной информации о фазовых проницаемостях реального природного объекта порядок насыщения
пористой среды флюидами при экспериментальном исследовании и в природных условиях обязательно должен быть одинаков.
Данные об относительных проницаемостях, соответствующих дренированию, необходимо использовать в следующих ситуациях:
■ процессы повышения углеводородоотдачи, включающие нагнетание сухого газа, дымовых газов, СОг в гидрофильные водосодержащие пласты;
■ процессы смешивающегося вытеснения, при которых оторочки жидких углеводородов закачиваются в водонасыщенный пласт;
■ разработка пластов, характеризующихся превышением водонасыщенности над ее критической величиной.
Данные об ОФП, соответствующих пропитке, необходимо использовать в следующих ситуациях, когда пласт разрабатывают:
■ на водонапорном режиме;
■ при заводнении, в том числе и при закачке поверхностно-активных веществ, полимеров и других присадок;
■ при использовании воды для закачки оторочек различных агентов химического воздействия и сжиженных природных газов, например, состоящих из фракции промежуточных углеводородов.
Современный уровень экспериментальной техники позволяет проводить такие исследования в значительно более широком масштабе, чем ранее и получать надежные воспроизводимые характеристики фильтрации пластовых флюидов и агентов воздействия с полным воспроизведением реальных термобарических условий. Вместе с тем, необходимо отметить и существенно возросшую стоимость таких исследований.
Стационарные методы определения относительных фазовых проницаемостей имеют широкое распространение и отличаются наибольшей надежностью. При их использовании преобладает капиллярное равновесие, насыщенность, как правило, измеряется прямыми методами и вычислительная процедура базируется на законе Дарси. В вычислительных методиках нестационарных методов присутствует определенное количество допущений. Методические ограничения, связанные с использованием вязких углеводородных жидкостей и высоких скоростей фильтрации, могут снижать роль капиллярных сил настолько, что влияние смачиваемости не всегда проявляется явно.
При реализации стационарных методов две или три фазы закачивают одновременно при постоянных скоростях или перепадах давления в течение
определенного периода времени, пока не достигается стационарный режим фильтрации. Критерием достижения и поддержания этого режима является строгое постоянство расходов флюидов на входе и на выходе модели пласта, а также постоянство перепада давления. Эффективная проницаемость для каждой фильтрующейся фазы известной вязкости определяется по закону Дарси на основе измерения насыщенностей, скоростей фильтрации и градиента давления по длине модели пласта. Обычно зависимости относительных фазовых проницаемостей от насыщенности получают в последовательных режимах, изменяя на каждом этапе отношение фаз в фильтрующемся потоке и повторяя необходимые измерения по мере достижения равновесия. Для исключения влияния гистерезиса на результаты измерений, насыщенность необходимо определять при строго однонаправленном ее изменении - либо при пропитке, либо при дренировании.
Стационарным методам присущи значительные затраты времени, поскольку достижение равновесия, как правило, требует десятков часов или нескольких суток для каждого уровня насыщенности. Основные преимущества методов этой группы -высокая надежность и способность определять относительную проницаемость в широком диапазоне уровней насыщенности.
Нестационарные методы применяются, как правило, для оперативного лабораторного определения ОФП. При их использовании не ставится задача достижения равновесного флюидонасыщения пористой среды, поэтому полный набор ОФП может быть получен по сравнению со стационарными методами за относительно короткое время. Стандартная процедура включает вытеснение флюида, предварительно заполняющего поровое пространство, другой фазой с поддержанием постоянной скорости или постоянного давления. При этом в процессе эксперимента проводятся постоянные измерения объёма продукции на выходе модели пласта. Затем эти данные анализируют и далее определяют зависимости ОФП от насыщенности с использованием математических методов.
Основой всех вычислений является уравнение Баклея-Леверетта для линейного вытеснения несжимаемых несмешивающихся жидкостей. В данном уравнении выражено отношение величин насыщенностей в любой точке к капиллярному давлению, отношеням вязкостей флюидов, скоростям фильтрации и относительным проницаемостям. Наиболее известными являются методы Велджа, Джонсона-Босслера-Науманна и Джонса.
Нестационарным методам свойственны недостатки экспериментально-методического характера. Такие явления, как капиллярные концевые эффекты,
вязкостное языкообразование и образование каналов в неоднородных кернах с трудом поддаются контролю и количественной оценке. Если подвижность (или отношение эффективной проницаемости к вязкости к/т) вытесняющего флюида намного превышает подвижность флюида, насыщающего пористую среду, время между моментом прорыва вытесняющего агента и окончанием вытеснения обычно слишком мало, что, как правило, приводит к погрешностям при вычислениях. Техника расчета включает, кроме того, много неопределенностей, поскольку принимается определенное количество допущений.
Из проведенного в диссертации анализа различных методов определения относительных фазовых проницаемостей следует, что общим недостатком методов, отличающихся от стационарных, является базирование их на различных допущениях. Поэтому результаты, получаемые с помощью таких методов, могут рассматриваться только как приближенные. Исходя из этого, автор для определения относительных фазовых проницаемостей применял стационарные методы.
Далее в пятой главе приведены результаты исследования относительных фазовых проницаемостей для газа и жидкости применительно к пластовым условиям Вуктыльского НГКМ. При постановке данных экспериментальных исследований решалась задача определения ОФП для жидких углеводородов и газовой фазы, совместная фильтрация которых происходит в участках пласта, где насыщенность конденсатом превышают критическую и обе углеводородные фазы также являются подвижными. Такие условия могут возникать в призабойных зонах эксплуатационных скважин, где происходит накопление конденсата. Вместе с тем, диапазон изменения насыщенности пористой среды не ограничивался именно этой областью, напротив, ставилась задача более полного изучения механизма фильтрации в максимально широком диапазоне. При этом ОФП для жидких углеводородов и газовой фазы определяли в присутствии задаваемых количеств неподвижной третьей фазы - воды.
Эксперименты проводились применительно к термобарическим условиям завершающей стадии разработки месторождения (пластовая температура 62 °С, поровое давление 3 МПа, давление обжима кернового материала около 7 МПа).
В качестве пластовой жидкой углеводородной фазы был выбран нормальный гептан, в качестве пластового газа применялся предварительно насыщенный парами гептана метан. Пластовая воду моделировали раствором хлорида натрия (0,3 кг/м3). В процессе выпаривания по методике автора минерализация воды увеличивалась до величин, не превышающих 1 кг/м3. Программа экспериментов
включала многократное проведение стационарной фильтрации с задаваемым различным соотношением фаз в потоке. Суммарный расход флюидов в каждом из проведенных опытов поддерживался по входу в модель пласта на постоянном уровне.
Каждый поддерживаемый режим фильтрации продолжали до достижения стационарного состояния и далее - при его поддержании выдерживали постоянные перепады давления на модели пласта.
В результате проведенных экспериментов установлено, что с увеличением водонасыщенности пористой среды при данных термобарических условиях происходит увеличение ОФП для жидкой углеводородной фазы. Соответственно, аналогичные показатели для метана уменьшаются. По мнению автора, это объясняется порядком распределения фаз в пористой среде в соответствии с ее смачиваемостью. При этом в определенном диапазоне увеличение водонасыщенности до величин, не превышающих критических значений, может способствовать более полному извлечению жидкой углеводородной фазы.
При анализе полученных результатов было установлено, что в условиях экспериментов относительные фазовые проницаемости для газовой фазы имеют заниженные значения по сравнению с результатами, полученными ранее на несцементированном песке и песчаниках. По нашему мнению, это объясняется тем, что ОФП для данного флюида зависят не только от водонасыщенности пористой среды, но и от типа коллектора, геометрии его порового пространства.
Другим направлением исследований, постановка и результаты которых приведены в пятой главе, было исследование относительных фазовых проницаемостей при трехфазной фильтрации в пористой среде.
Именно применение современных технологий повышения углеводородоотдачи природных залежей нефти и газа обусловливает возрастающий в мировой исследовательской практике интерес к данным об относительных фазовых проницаемостях (ОФП) трех фаз. Совместное течение трех фаз в пористой среде (жидкой углеводородной фазы, воды и газа) может иметь место, когда величина водонасыщенности превышает критический уровень и две другие фазы также являются гидродинамически подвижными.
Исследование трехфазной фильтрации является наиболее сложным вопросом подземной гидродинамики, поскольку сопряжено с существенными экспериментальными трудностями. Это подтверждается значительно меньшим количеством опубликованных работ, посвященных трехфазной фильтрации по
сравнению с течением двух фаз. Анализ результатов экспериментальных исследований показывает, что проводимые во всем мире работы весьма слабо согласуются между собой для вывода обобщенной функциональной зависимости между ОФП и насыщенностями. В этих условиях продолжает оставаться актуальным проведение экспериментов по определению ОФП, в том числе трехфазных, в условиях, максимально'приближенных к пластовым конкретного месторождения, являющегося перспективным объектом для применения технологий повышения углеводородоотдачи.
Практически все залежи природных углеводородов являются трехфазными системами, поскольку всегда содержат некоторые количества воды, жидкой и газообразной углеводородных фаз. Фактически, любое протекающее в таких условиях двухфазное или однофазное течение можно рассматривать как частный случай трехфазной фильтрации, когда одна или две фазы неподвижны. Количество месторождений, где реально происходит трехфазная фильтрация, относительно невелико при разработке на начальных стадиях, то есть без воздействия на пласт. Тем не менее, трехфазная фильтрация может иметь место в случае, когда продуцирующий интервал включает часть водонасыщенного пласта.
Для изучения процесса совместного течения в пористой среде трехфазной системы флюидов автором с использованием компьютеризированного экспериментального оборудования были поставлены соответствующие эксперименты. При постановке экспериментов была выбрана составная модель пласта из однородного песчаника общей длиной 1 метр. Средняя проницаемость модели пласта по воде составляла 84-10"15 м2, пористость - около 20 %.
Подготовка образцов керна включала стандартные процедуры, такие как экстрагирование, обработка торцевых поверхностей керна, составление колонки, заключение ее в оболочку из никелевой фольги и помещение в тефлоновый рукав. Для устранения концевых эффектов на стыках отдельных образцов их торцы тщательно пришлифовываются друг к другу, между ними прокладывается слой фильтровальной бумаги или слой тонко измельченной породы. После этого колонку керна помещали в витоновый рукав, устанавливаемый в кернодержатель, который затем вакуумировали.
Принимая во внимание распространенную гипотезу о том, что образование месторождения происходят при оттеснении пластовой воды из резервуара скапливающимися углеводородами, применялось первоначальное насыщение керна водой на 100%. После этого в модель пласта подается флюид, моделирующий
жидкую углеводородную фазу, в данном случае гептан, и ведется его прокачка до полного прекращения выхода воды. При этом определяется остаточная водонасыщенность, значение которой близко к критическому. Проводится также замер проницаемости для жидкой углеводородной фазы.
На следующих этапах одновременно закачивают две или три фазы при их заданном объёмном соотношении. При этом проводят определение, контроль и запись в файл всех остальных параметров эксперимента, таких как температура, объёмные скорости флюидов при одновременной передаче данных в стандартный табличный редактор. Это позволяет осуществлять все расчеты и построение графических зависимостей в режиме реального времени.
Существенным преимуществом системы является возможность определения насыщенностей всех трех фаз без остановки эксперимента, на одном и том же экспериментальном оборудовании. Многие альтернативные технологии определения текущей насыщенности керна в процессе фильтрации основаны на определении насыщенности одной только фазы, либо суммы жидких фаз, что вносит элемент неопределенности в эксперимент и ведет к снижению достоверности получаемой информации. Кроме метода материального баланса автор применяет для определения насыщенности также метод компьютерной томографии.
В экспериментах по изучению фильтрационных характеристик существенным
моментом являлось определение постоянных объёмных расходов флюидов на
основе реальной линейной скорости. Последняя должна соответствовать
ожидаемой при осуществлении планируемой на промысле технологии. В данных
экспериментах поддерживались скорости порядка 14 - 15 м/сутки. Линейная
скорость фильтрации вычислялась по формуле:
„ 864 0 V =----.--. ■—, где:
V - линейная скорость, м/сут; О - суммарный объёмный расход фильтрующихся фаз, см3/с; Р- площадь поперечного сечения пористой среды, см2; т - пористость, доли единицы; Эй,, Бо, - соответственно, остаточные водонасыщенность, насыщенность жидкими углеводородами и газонасыщенность в пластовых условиях, доли единицы.
Стационарная фильтрация в каждом случае проводилась при давлении 3 МПа и температуре 40 °С. В качестве пластовых флюидов применялись азот, гептан и слабоминерализованная вода. Всего было проведено более 30 экспериментов,
каждый их которых требовал от 1 до 3 суток непрерывной работы для выхода на заданный режим фильтрации и надежного определения фазовых проницаемостей при его поддержании. Таким образом, для проведения всей серии опытов было затрачено более 30 рабочих недель (с учетом подготовительных этапов работы). Эксперименты по изучению трехфазной фильтрации требуют значительных затрат времени и только применение компьютеризированного автоматизированного оборудования позволяет достичь надежных воспроизводимых результатов.
При построении изолиний проницаемостей, полученных в ходе проведения данных экспериментов, автор не наблюдал значительной разбросанности точек, как это было отмечено при анализе работ многих исследователей. Это, безусловно, связано с высокой стабильностью работы современной системы трехфазной фильтрации и тщательной подготовкой флюидов к эксперименту. Такая подготовка включала продолжительное перемешивание флюидов в системе рекомбинации до начала каждого экспериментального этапа с целью минимизации фазовых переходов при установлении режима фильтрации.
На рисунке 4 изображены изолинии нулевых проницаемостей всех трех фаз. Очевидно, что такие линии являются границей области существования установившегося трехфазного режима фильтрации.
Результатами экспериментов показано, что в этих условиях реально существует область, когда в пористой среде действительно происходит одновременная фильтрация всех трех фаз. Трехфазная фильтрация в данном случае соответствует водонасыщенностям 40 - 60 % объёма пор, насыщенностях гептаном 15-40% и азотом 13-39%. Такие области наблюдались и работах других исследователей, но при других величинах насыщенностей, поскольку использовалась разная пористая среда.
Подобная информация обладает исключительной ценностью при гидродинамических расчетах, поскольку позволяет избежать ситуации, когда невозможна фильтрация, например, нефти и освоить скважины, вскрывшие газоконденсатный пласт с нефтяной оторочкой, не представляется возможным.
Далее в пятой главе работы проведены результаты исследования относительных фазовых проницаемостей пористых сред с различным типом смачиваемости. Тематика исследований влияния смачиваемости на относительные фазовые проницаемости признана актуальной в нефтяной промышленности очень давно, соответствующие исследования проводились в Мичиганском университете ещё в 1927 г.
Гептан
Рисунок 4 - Область существования трехфазной фильтрации, ограниченная линиями насыщенностей, соответствующих нулевым фазовым проницаемостям. Давление 3 МПа, температура 40 °С, колонка керна из однородного песчаника.
В нашей стране методами определения смачиваемости и оценкой её влияния на относительные фазовые проницаемости занимались B.C. Балинов, В.М. Березин, М.Л. Сургучов, И.Л. Мархасин и другие. Подавляющее количество исследований относится к фильтрации систем "нефть-вода". Многие исследователи обнаружили существенную разницу в относительных проницаемостях для нефти и воды при изменении смачиваемости пористой среды. Так, Т. Гефен экспериментально показал, что тип смачиваемости пористой среды оказывает влияние на относительные проницаемости для нефти и солевого раствора при их совместной фильтрации. При равных водонасыщенностях величины относительных фазовых проницаемостей для нефти при фильтрации в гидрофобном коллекторе превышают аналогичные величины, замеренные в гидрофильной пористой среде во всем диапазоне изменения насыщенности водным раствором.
Некоторые исследователи отмечали, что коэффициент извлечения нефти понижается по мере того, как пористая среда становится гидрофобной. Другими
исследователями было показано, что керны со слабо выраженной гидрофильностью имеют более благоприятные для нефтеотдачи кривые относительной проницаемости и меньшие остаточные нефтенасыщенности, чем величины, получаемые на однозначно гидрофильных или гидрофобных породах. Концептуально этот вывод представляется верным, поскольку известно, что капиллярные силы в гидрофильных кернах значительны. Нефть может быть защемлена в порах больших радиусов гидрофильного керна, который впитывает воду в мелкие поры и капилляры. Целики нефти в пласте в больших порах в таком случае могут быть окружены водой и блокированы, исключая ситуации, когда существуют высокие градиенты давления.
В литературе описаны случаи, когда изменения смачиваемости в относительно широких пределах производят лишь незначительный эффект на функции относительных фазовых проницаемостей, в то же время другие исследователи это явление не подтвердили.
Анализ такой информации позволяет сделать важный вывод о том, что исследования влияния смачиваемости пористой среды на относительные фазовые проницаемости необходимы в каждом конкретном случае. Только при этом возможно получение надежных исходных данных для использования их в гидродинамических расчетах.
В настоящее время исследования влияния смачиваемости пористой среды на относительные фазовые проницаемости приобретают всё большую актуальность для газодобывающей промышленности Российской Федерации, поскольку в разработку вводятся месторождения нефтегазоконденсатного или газоконден-сатонефтяного типа, один из примеров - Казанское ГКНМ в Томской области.
При определенных условиях в продуктивном пласте месторождений такого типа возможно изменение типа смачиваемости пористой среды, ее гидрофобизация при контакте нефти с породой при относительно невысоких водонасыщенностях. Следствием этого явления могут быть существенные изменения фильтрационных характеристик пласта.
Для изучения влияния смачиваемости пористой среды с постановкой и проведением экспериментальных исследований автором была поставлена задача -предварительно разработать методику экспериментальных исследований. Основными ее особенностями являются возможность придания заданных свойств пористой среде - гидрофильности или гидрофобности, а также водонасыщенности.
Были проведены эксперименты при различных направлениях изменения флюидонасыщенности пористой среды - при пропитке и дренировании. При этом, если происходит первичная пропитка углеводородной жидкостью сухого экстрагированного керна принимали, что он приобретает гидрофобные свойства, поскольку происходит первоначальное смачивание площади контакта породы жидкими углеводородами. В случае, когда происходит первоначальное смачивание сухого керна водой, пористая среда приобретает гидрофильные свойства. Вначале было запланировано проведение ряда экспериментов на однородном сцементированном песчанике, а затем - их повторение на натурном керне с воспроизведением термобарических условий реального объекта добычи углеводородов. Исходя из этого, вторую часть программы проводили с использованием образцов керна Казанского ГКНМ. Эксперименты проводили при реальных величинах пластовых давлений и температур. Глубина залегания продуктивных отложений - около 2500 м, пластовая температура 83 - 85 °С, поровое давление 25 МПа. Из кернового материала были составлены четыре модели пласта с близкими по характеристикам образцами керна. Длины моделей пласта составляли около 20 см. После помещения пористой среды в кернодержатель системы фильтрации были определены абсолютные проницаемости при фильтрации метана в термобарических условиях эксперимента, в котором конкретный керн предполагали применить. Величины проницаемостей составили 335-Ю"15; 31,1-Ю'15; 3,3-Ю'15 и 1,67-Ю"15 м2.
Предварительно в сосуде высокого давления при условиях эксперимента приготовили трехкомпонентную смесь из метана (84,015 %), ундекана (14,917%) и гексадекана (1,068 % мольных). В качестве пластовой углеводородной жидкости применяли жидкую фазу приготовленной смеси, молекулярная масса которой составляла 161 г/моль, что соответствовало данным исследований проб пластовых флюидов. Вода, используемая в экспериментах, представляла собой раствор хлорида натрия с минерализацией 30 г/литр.
Вначале в экспериментах использовали модель пласта с проницаемостью по метану 335-10"15 м2, измеренной в условиях эксперимента.
После того, как сухая вакуумированная модель пласта была полностью заполнена жидкой углеводородной фазой, проводили определение ОФП при дренировании с постепенным увеличением от опыта к опыту доли газовой фазы в потоке. После достижения критической насыщенности пористой среды для жидких
углеводородов, которая составила для данной модели 11,7 % порового объёма, начинали вторичную пропитку.
При этом ступенями увеличивали от опыта к опыту долю жидкости в потоке в среднем на 5 %. После этого эксперимента керн экстрагировали, подвергая описанной выше обработке, затем создавали в нем водонасыщенность, величина которой для пористой среды данной проницаемости (335-Ю15 м2) составила 12,9 % порового объёма.
Далее оставшуюся часть пор модели пласта максимально полно заполняли жидкой углеводородной фазой и все операции, описанные в предыдущем эксперименте, в точности повторяли. Аналогичные эксперименты были проведены на остальных моделях пласта. В качестве примеров на рисунках 5 и 6 показаны соответственно зависимости ОФП от насыщенности для кернов проницаемостью 335-Ю"15 и 3,3-10"15 мг.
На основе проведенных экспериментов сделаны следующие заключения:
• экспериментально подтверждено существование гистерезиса относительных фазовых проницаемостей при изменении порядка насыщения пористой среды как для гидрофильных, так и гидрофобных пористых сред;
• при первичном дренировании (уменьшении насыщенности углеводородной жидкостью по мере увеличения газонасыщенности) и вторичной пропитке газопроницаемости, замеренные при дренировании, меньше аналогичных величин при пропитке;
• при первичном дренировании и вторичной пропитке проницаемости для углеводородной жидкости, замеренные при дренировании, выше аналогичных величин при пропитке;
• с уменьшением абсолютной проницаемости пористой среды величина гистерезиса (различия в текущих значениях ОФП для газа и жидкости) снижается;
• при увеличении водонасыщенности образцов керна Казанского газоконденсатонефтяного месторождения происходит резкое снижение величин относительных проницаемостей, в особенности при низких (порядка 3-Ю"15 м2 и менее) значениях абсолютной проницаемости.
6 0-е
о 2
0.6
ё 0.4 0) ь-
о о
<5 0.2
кд II 1« ----- -------- --------- к0 .
1 1 1 к 1 1 / 3
\ к \ Л й г /о ^ * г а
\-bJKT с 1 р
20 40 60 80 Насыщенность ЖУФ, %
100
£ 0.4
5 0.2
кд 1_------------ ко
п / Лг,
А • V 1 /й 9 » ГО -------
4----<
20 40 60 80 Насыщенность ЖУФ и водой, %
100
дренирование пропитка
Рисунок 5 - Относительные фазовые проницаемости керна Казанского ГНКМ для газа и жидких углеводородов при наличии и в отсутствие воды, дренирование и вторичная пропитка. Р = 25 МПа, I = 83 °С. Проницаемость к а5с = 335-10"15 м2 кд - относительная проницаемость для газовой фазы, ко - относительная проницаемость для жидкой углеводородной фазы.
Насыщенность ЖУФ, %
О 20 40 60 80 100
Насыщенность ЖУФ и водой, %
- дренирование
------ пропитка
Рисунок 6 - Относительные фазовые проницаемости керна Казанского ГНКМ для газа и жидких углеводородов при наличии и в отсутствие воды, дренирование и вторичная пропитка. Р = 25 МПа, I = 83 °С. Проницаемость к абс= 3,3-10"15 м2 кд - относительная проницаемость для газовой фазы, к0 - относительная проницаемость для жидкой углеводородной фазы.
Сложность обобщения полученных результатов обусловлена индивидуальным характером ОФП конкретных пористых сред. Большинство экспериментов по определению ОФП проводят на изотропных образцах, что не позволяет учитывать эффекты, проявление которых может быть вызвано анизотропией коллекторских свойств. Рядом исследователей показано, что ОФП могут являться функциями не только насыщенностей пористой среды флюидами, но и параметров анизотропии, которые представляются в виде отношений главных значений тензора коэффициентов абсолютной проницаемости. Автором в сотрудничестве с В.В. Кадетом, Н.М. Дмитриевым и В.П. Ваньковым были поставлены и проведены эксперименты по определению ОФП естественной анизотропной пористой среды. Результаты этих исследований свидетельствуют, что анизотропия фильтрационных параметров оказывает значительное влияние на вид и характер функций ОФП во всем диапазоне изменения насыщенности смачивающей фазой, как при капиллярной пропитке, так и при дренировании.
Следовательно, при получении исходной информации для проектирования разработки месторождений природных углеводородов необходимо всестороннее исследование представительного кернового материала, включающее не только традиционные определения ОФП для керна, выпиленного параллельно напластованию, но и учет факторов анизотропии пористой среды.
По мнению автора, для проектирования современных технологий увеличения углеводородоотдачи реальных месторождений углеводородов должны выполняться следующие процедуры:
■ Составление представительной коллекции кернового материала конкретной залежи.
■ Экспериментальное определение фильтрационных характеристик относительных фазовых проницаемостей и максимальных фильтрационных сопротивлений.
■ Гидродинамические расчеты проектируемой технологии с использованием полученных экспериментальных данных об относительных фазовых проницаемостях.
Только такой подход позволяет получать достоверную информацию о потенциальной эффективности проектируемого процесса воздействия и будет способствовать снижению риска технологических просчетов.
Заключение
Результаты исследований и их практическая реализация представляют решение крупной научно-методической проблемы по созданию научно-методических основ физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи газовых и газоконденсатных месторождений на базе компьютеризированного экспериментального оборудования.
Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы:
1. Диссертационная работа представляет научное обоснование применения компьютеризированных экспериментальных установок для физического моделирования пластовых процессов, а также исследования важнейших фильтрационных характеристик пластовых систем при реальных величинах температур и давлений.
2. Разработаны методические основы применения средств компьютерной томографии при исследовании пластовых процессов и анализе свойств пористых сред продуктивных коллекторов.
3. Разработана методика определения насыщенностей пористых сред флюидами при экспериментальных исследованиях фильтрационных процессов, основанная на применении томографического оборудования.
4. Экспериментально установлено существенное влияние водонасыщенности пористой среды на фильтрационные процессы при нагнетании в пласт газовых и жидких агентов для повышения его углеводородоотдачи, которое необходимо учитывать при разработке технологий воздействия на пластовую флюидальную систему.
5. Впервые в исследовательской практике получены воспроизводимые с высокой точностью результаты определения относительных фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации применительно к реальным пластовым условиям, что повышает достоверность исходных данных при проектировании методов повышения углеводородоотдачи.
6. На базе обобщения результатов выполненных аналитических, методических и экспериментальных исследований созданы научно-методические основы физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи пластов при разработке месторождений природных газов.
Основные работы по теме диссертации
1. Рассохин С.Г. Влияние водонасыщенности пласта на эффективность вытеснения конденсата обогащенным газом II Газовая промышленность, №. 10,1989. С. 50-51.
2. Рассохин С.Г. Исследование вытеснения выпавшего в пласте конденсата при наличии связанной воды II Газовая промышленность, № 7,1990. С. 49 - 50.
3. Исследование смешивающегося вытеснения флюида из неоднородного пласта / P.M. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин, В.А. Кобилев II Газовая промышленность, № 1,1993. - С. 28 - 29.
4. Рассохин С.Г. Особенности вытеснения газоконденсатной смеси сухим газом из водосодержащего пласта II Вопросы разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1993. С. 40 - 45.
5. Рассохин С.Г. Воздействие на водосодержащий газоконденсатный пласт закачкой сухого газа II Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии. - Вуктыл: СеверНИПИгаз. С. 20.
6. Рассохин С.Г. Водонасыщенность пласта и газоконденсатоотдача II Газовая промышленность, №4,1994. С. 30-31.
7. Rassokhin S. Layer Water Content Influence on the Gas Condensate Return // 19th World Gas Conference, Abbreviated papers for posters. - Milan, 20/23 June 1994. P. 11 -14.
8. Методика оценки доли нагнетаемого газа в продукции газоконденсатного месторождения / P.M. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин // Геохимические методы контроля при разведке и разработке газоконденсатных месторождений. -М: ВНИИГАЗ, 1996. С. 42 - 46.
9. Exploitation of Remaining Reserves of Liquids from Gas Condensate Reservoirs by Dry Gas / A.I. Gritsenko, R.M. Ter-Sarklsov, V.A. Nikolaev, N.A. Guzhov, S.G. Rassokhin II 3rd International Conference New Trends in Exploration and Production of Hydrocarbons. October 20-22, 1997. - Hodonin, Moravske Naftove Doly: 1997. P. 83-85.
10. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи / Р. М. Тер-Саркисов, В. А. Николаев, С.Г. Рассохин, В.А. Кобилев, В.П. Ваньков // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. С. 27-38.
11. Применение компьютерной томографии при исследовании процессов фильтрации в пористой среде / P.M. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин, А.Г. Захарян II
Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ИРЦ Газпром. 1998.-21 с.
12. Методическое руководство по расчету добычи углеводородов при разработке газоконденсатных месторождений с нагнетанием газа в пласт / В.И. Ремизов,
B.Г. Подюк, А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов, A.A. Захаров, В.А. Николаев, H.A. Гужов, М.И. Фадеев, Е.А. Спиридович, С.Г. Рассохин, Е.М. Гурленов, Ю.В. Платовский, М.А. Гильфанов, Н.В. Долгушин, Д.В. Попов. - М: ВНИИГАЗ, 1998.-71 с.
13. Томографическое исследование механизма вытеснения жидких углеводородов сухим газом / P.M. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин и др. // Газовая промышленность, № 11, 1999. С. 40 -43.
14. Методика контроля за процессом закачки газа в пласт, содержащий ретроградный конденсат / P.M. Тер-Саркисов, В.Г. Подюк, Ю.В. Илатовский, В.А. Николаев, H.A. Гужов, С.Г. Рассохин, А.Г. Захарян // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции. - Ухта: 1999. С. 152-157.
15. Технология закачки азота для добычи защемленного и низконапорного газа / P.M. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, H.A. Гужов, С.Г. Рассохин // Газовая промышленность, 2000, № 4. С. 24 - 26.
16. Nitrogen Injection Technology for Recovery of Trapped and Low Pressure Gas: Computerized Tomography and Filtration Studies / R. Ter-Sarkisov, V. Nikolaev, S. Rassokhin, N. Guzhov II International Gas Union, Proceedings of 21st World Gas Conference Nice June 6-9, 2000. - Nice, WOC 1 Paper # P -105.
17.Вытеснение защемленного газа азотом из обводнившегося пласта / В.Г. Подюк, P.M. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин II Газовая промышленность № 12, 2000.
C. 33 - 35.
18.Изучение динамики компонентных соотношений пластовой смеси Вуктыльского НГКМ при вытеснении двухфазной смеси сухим газом на физической модели неоднородного пласта / P.M. Тер-Саркисов, A.A. Захаров, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин, М. Г. Требин II НТС "Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", - М.: ИРЦ Газпром. №10-11, 2000. С. 30-37.
^.Экспериментальное исследование вытеснения защемленного газа азотом из водонасыщенного пласта / P.M. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин II Науч.-техн. сб. Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-
Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы. Кн. 1. Разработка и эксплуатация месторождений, комплексные исследования пластов и скважин. - Ухта: СеверНИПИгаз, 2000. С. 91-98.
20. Effect of Initial Water Saturation on Relative Permeabilities / R. Ter-Sarkisov, V. Nikolaev,
A. Zakharov, S. Rassokhin // Proceedings of the International Gas Research Conference. Amsterdam, Netherlands. November 5-8,2001, Abstracts. P. 31.
21.Сорбционные процессы при разработке низкопроницаемых пластов / P.M. Тер-Саркисов, А.А. Захаров, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин II Газовая промышленность № 4, 2002. С. 46-48.
22. Рассохин С.Г. Анизотропия фильтрационных свойств горных пород и ее влияние на относительные фазовые проницаемости II Геология нефти и газа, №3. 2003. С. 53-56.
23. Двухфазная фильтрация в трансверсально-изотропной пористой среде: эксперимент и теория / Дмитриев М.Н., Дмитриев Н.М., Кадет В.В., Кравченко М.Н., Рассохин С.Г. II Известия Российской Академии Наук. Механика жидкости и газа. 2004. № 4.
С. 92-97.
24. Влияние начальной водонасыщенности и смены режима дренирования на фазовые проницаемости нефтенасыщенных неокомских залежей / С.Г. Рассохин,
B.М. Троицкий, А.В. Мизин и др. // Разработка месторождений углеводородов. - М.: ООО "ВНИИГАЗ", 2008. С. 169 -178.
25.Моделирование водогазового воздействия на низкопроницаемый нефтяной пласт /Рассохин С.Г., Троицкий В.М., Мизин А.В., Рассохин А.С., Чижов С.И., Степанов А.Н. // Газовая промышленность, № 5, 2009. С. 40 - 44.
Подписано к печати 19 октября 2009 г.
Заказ № 3205
Тираж 100 экз. 1 уч. - изд.л, ф-т 60x84/16
Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» По адресу: 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»
Содержание диссертации, доктора технических наук, Рассохин, Сергей Геннадьевич
ВВЕДЕНИЕ.
1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПЛАСТОВЫХ ПРОЦЕССОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧУ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
1.1 Проблема повышения углеводородоотдачи природных залежей и пути ее решения
1.2 Оборудование и аппаратура, применяемые при физическом моделировании пластовых процессов.
1.3 Компьютеризированные системы трехфазной и двухфазной фильтрации.
1.4 Методы физического моделирования процессов, определяющих углеводородоотдачу пласта при многофазной фильтрации.
1.5 Задачи исследований.
2 ОСНОВЫ КОМПЬЮТЕРНОЙ ТОМОГРАФИИ И ЕЕ ПРИМЕНЕНИЕ В КАЧЕСТВЕ СРЕДСТВА ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ И АНАЛИЗА КЕРНОВОГО МАТЕРИАЛА.
2.1 Основные определения и принципы компьютерной томографии.
2.2 Экспериментальное томографическое оборудование, применяемое при изучении процессов фильтрации и керновом анализе.
2.3 Теоретические основы вычислительной томографии и методов реконструкции изображения.
2.4 Методы повышения информативности томографических исследований процессов фильтрации.
2.5 Исследование эффективности использования высокомолекулярных присадок для увеличения контрастности томограмм.
2.6 Использование компьютерной томографии для исследования внутреннего строения пористых сред.
2.7 Томографическое исследование двухфазной фильтрации применительно к газоконденсатной залежи, эксплуатируемой с воздействием на пласт.
2.7.1 Визуализация процесса капиллярной пропитки однородного гидрофильного песчаника
2.7.2 Визуализация процесса вытеснения воды азотом из модели неоднородного пласта
2.7.3 Томографическая визуализация моделирования разработки газового (газоконденсатного) месторождения при закачке газа в обводненный пласт.
2.7.4 Исследование механизма извлечения ретроградного конденсата с томографической визуализацией процесса.
2.8 Выводы.
3 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАЗОВЫХ НАСЫЩЕННОСТЕЙ ПОРИСТЫХ СРЕД ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ.
3.1 Существующие методы определения фазовых насыщенностей пористой среды
3.2 Методика определения фазовых насыщенностей пористой среды с помощью средств компьютерной томографии.
3.3 Исследование извлечения из модели пласта жидких углеводородов при закачке неравновесного газа с определением флюидонасыщенности пористой среды средствами компьютерной томографии.
3.4 Томография фильтрационных процессов, моделируемых в образцах керна месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ачимовские отложения).
3.5 Выводы.
4 ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТА НА
ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ НАГНЕТАНИИ ГАЗОВЫХ И ЖИДКИХ АГЕНТОВ
4.1 Влияние водонасыщенности пласта на распределение фаз в пористой среде и процессы фильтрации при извлечении углеводородов.
4.2 Методика физического моделирования водонасыщенности пласта.
4.3 Исследование влияния водонасыщенности пласта на процессы вытеснения жидких углеводородов.
4.3.1 Определение влияния водонасыщенности пласта на процесс вытеснения остаточных жидких углеводородов обогащенным газом.
4.3.2 Оценка влияния водонасыщенности пористой среды на процесс истощения газоконденсатной залежи и вытеснения выпавшего конденсата жидким углеводородным растворителем на поздней стадии разработки.
4.3.3 Влияние водонасыщенности пласта на процесс извлечения ретроградных углеводородов при закачке неравновесного газа.
4.4 Выводы.
5. ИССЛЕДОВАНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПОРИСТЫХ СРЕД ПРИ МНОГОФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ.
5.1 Методы определения относительных фазовых проницаемостей.
5.2 Исследование относительных фазовых проницаемостей при трехфазной фильтрации в пористой среде.
5.3 Исследование относительных фазовых проницаемостей пористых сред с различным типом смачиваемости на примере Казанского ГКНМ.
5.4 Исследование относительных фазовых проницаемостей для газа и жидкости при изменении флюидонасыщенности пористой среды применительно к пластовым условиям Вуктыльского НГКМ.
5.5 Исследование фильтрационных характеристик пористых сред месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ачимовские отложения).
5.6 Влияние анизотропии пористой среды на процессы фильтрации углеводородов
5.7 Выводы.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов"
Актуальность темы
Современное состояние развития мировой газовой промышленности характеризуется неуклонным возрастанием роли месторождений природных углеводородов, рентабельная добыча сырья из которых еще недавно считалась неперспективной. Стратегическое значение приобретают объекты, характеризующиеся сложными термобарическими и гидродинамическими условиями продуктивных коллекторов. К их числу относятся как глу-бокозалегающие месторождения с высоким величинами пластовых температур и давлений, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, с химически агрессивным составом углеводородной системы, так и залежи с низким пластовым давлением. Наступающий период добычи газа из таких залежей объективно требует применения новых технологий и дополнительных инвестиций.
Указанные тенденции объясняются в первую очередь увеличивающейся степенью выработанности природных ресурсов из основных разрабатываемых месторождений природного газа, что, очевидно, создаст напряженность в обеспечении планируемых уровней добычи газа по главным газодобывающим районам Российской Федерации уже в ближайшие годы.
Значительная часть запасов углеводородного сырья приурочена к залежам газокон-денсатного типа. Подавляющее большинство газоконденсатных месторождений России разрабатывается на режиме истощения естественной пластовой энергии. Этот режим реализуется при наименьших материальных затратах, однако его существенным недостатком является низкие величины конденсатоотдачи пласта, не превышающие в большинстве случаев 30 - 40 % начальных запасов. Остаточные запасы ретроградного конденсата, выпадающего в результате снижения пластового давления, в ряде случаев достигают сотен миллионов тонн. Огромные пластовые потери конденсата побуждают специалистов газовой отрасли уделять серьезное внимание решению проблемы повышения углеводородоотдачи и особенно конденсатоотдачи газоконденсатных месторождений, что и определяет актуальность темы диссертации.
Цель работы
Создание научно-методических основ физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи газовых и газоконденсатных месторождений на базе компьютеризированного экспериментального оборудования.
Основные задачи исследований
1. Исследование условий применения компьютеризированных экспериментальных установок (систем) для физического моделирования пластовых процессов и получения высокоточной информации о важнейших фильтрационных характеристиках продуктивных коллекторов.
2. Исследование методических приемов повышения точности моделирования процессов многофазной фильтрации в пористой среде.
3. Анализ возможности применения компьютерной томографии для анализа свойств пористых сред и исследования пластовых процессов.
4. Оценка влияния флюидонасыщенности пласта на фильтрационные процессы при нагнетании газовых и жидких агентов.
5. Создание методики высокоточного определения фазовых насыщенностей пористых сред при экспериментальных исследованиях процессов фильтрации.
6. Исследования относительных фазовых проницаемостей (ОФП) пористых сред при многофазной фильтрации.
Научная новизна
В диссертационной работе впервые получены следующие новые результаты:
Обоснована возможность применения компьютеризированных экспериментальных систем для физического моделирования пластовых процессов и исследования важнейших характеристик продуктивных коллекторов с воспроизведением пластовых термобарических условий. Созданы методические основы использования средств компьютерной томографии для исследования пластовых процессов и анализа свойств пористых сред продуктивных толщ. Экспериментально обоснована новая методика определения насыщенностей пористых сред флюидами при исследованиях процессов фильтрации, основанная на применении средств компьютерной томографии. Исследован механизм существенного влияния водонасыщенности пористой среды на фильтрационные процессы при нагнетании в пласт газовых и жидких агентов для повышения углеводородоотдачи. Проведены исследования и впервые получены воспроизводимые с высокой точностью результаты определения относительных фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации применительно к условиям конкретных залежей. На базе обобщения результатов выполненных аналитических, методических и экспериментальных исследований созданы научно-методические основы физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи пластов при разработке месторождений природных газов.
Защищаемые положения
1. Научно-методическое обоснование способов физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи месторождений природных газов.
2. Экспериментальные методики исследований процессов многофазной многокомпонентной фильтрации флюидов в пористой среде, моделирующей природные условия.
3. Экспериментальное обоснование технологий воздействия на пластовую флюи-дальную систему с целью увеличения углеводородоотдачи при разработке месторождений.
4. Методы определения относительных фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации, адаптированные к применению на современном исследовательском оборудовании с моделированием и воспроизведением условий реальных залежей.
5. Метод экспериментальной оценки влияния величины водонасыщенности продуктивного коллектора на полноту вытеснения выпавшего конденсата растворителями различных типов и характер процесса нагнетания сухого газа.
Практическая ценность
Разработан ряд экспериментальных методик, использование которых на современном исследовательском оборудовании нефтегазового профиля позволяет получать новые данные о многофазной многокомпонентной фильтрации в пористой среде в широком диапазоне изменения температур, давлений, скоростей фильтрации и при различной смачиваемости пористой среды. Методики позволяют максимально приблизить условия проведения экспериментов к термобарическим и гидродинамическим параметрам реальной залежи с целью получения наиболее достоверных результатов.
В результате проведения экспериментальных исследований автором обоснованы различные технологии воздействия на пластовую флюидальную систему с целью увеличения углеводородоотдачи. Определены функции относительных фазовых проницаемостей применительно к пластовым условиям ряда газоконденсатных месторождений.
Экспериментально исследовано и проанализировано влияние величины водонасыщенности продуктивного коллектора на полноту вытеснения выпавшего конденсата растворителями различных типов, на характер процесса нагнетания сухого газа. Учет этого фактора позволяет выбрать зоны пласта, где воздействие способно быть наиболее эффективным.
Выполненная работа способствует решению актуальной проблемы газовой отрасли - повышению углеводородоотдачи месторождений природных углеводородов.
Предложенные с участием автора технологии повышения углеводородоотдачи внедрены в опытно-промышленном масштабе на Вуктыльском нефтегазоконденсатном месторождении, где, начиная с 1993 г., впервые в отечественной практике осуществлена бескомпрессорная закачка сухого газа в истощенный пласт с целью повышения газокон-денсатоотдачи.
Работа автора по исследованию влияния анизотропии пористой среды на процессы фильтрации углеводородов проведена при поддержке Российского фонда фундаментальных исследований (грант № 02-01-00369).
Апробация работы
Основные положения, вошедшие в диссертационную работу, докладывались, получили одобрение и опубликованы в трудах ряда отраслевых конференций, совещаний, семинаров, а также международных конгрессов, среди которых:
19 мировой газовый конгресс, 1994, Милан, Италия; всероссийская конференция "Проблемы развития газодобывающей и газотранспортной систем отрасли и их роль в энергетике северо-западного региона России", 1995, Ухта, Республика Коми;
20 мировой газовый конгресс, 1997, Копенгаген, Дания; международная конференция "Новые тенденции в добыче и переработке углеводородов", 1997, Лугачовице, Чехия; научно-практическая конференция "Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений", 1998, Ухта, Республика Коми;
20 международная конференция "Новые исследования в области бурения, добычи, транспорта и подземного хранения газа", 1999, Подбанске, Словакия;
21 мировой газовый конгресс, 2000, Ницца, Франция; международная конференция по исследованиям в области газовой промышленности, 2001, Амстердам, Нидерланды; международная научная конференция "ВНИИГАЗ на рубеже веков: наука о газе и газовые технологии", 2003, Москва;
23 мировой газовый конгресс, 2006, Амстердам, Нидерланды; международная конференция "Путь инноваций и новые технологии в газовой промышленности", 2008, Москва.
Публикации
Основные результаты диссертации опубликованы в 80 статьях и тезисах докладов, 20 научных отчетах, 2 методических руководствах, в том числе в журналах, входящих в "Перечень ." ВАК Минобразования РФ.
Структура и объем работы
Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и списка литературы. Объём - 313 страниц текста, включает 134 рисунка, 40 таблиц. Список литературы из 190 наименований.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Рассохин, Сергей Геннадьевич
5.7 Выводы
1. Проанализированы существующие методы определения относительных фазовых проницаемостей. Показано, что наиболее достоверные значения фильтрационных характеристик многофазного течения могут быть получены по ре
2. Исследованы относительные фазовые проницаемости при трехфазной фильтрации в пористой среде применительно к пластовым условиям месторождения типа Вуктыльского. Установлена область существования трехфазной фильтрации.
3. Исследованы относительные фазовые проницаемости пористых сред с различным типом смачиваемости на примере Казанского ГКНМ. Экспериментально подтверждено существование гистерезиса относительных фазовых проницаемостей при изменении порядка насыщения пористой среды как для гидрофильных, так и гидрофобных пористых сред.
4. Проведены исследования относительных фазовых проницаемостей для газа и жидкости при изменении флюидонасыщенности пористой среды применительно к пластовым условиям Вуктыльского НГКМ. Установлено, что в условиях экспериментов относительные фазовые проницаемости для газовой фазы имеют заниженные значения по сравнению с результатами, полученными ранее на несцементированном песке и песчаниках, что объясняется особенностями структуры неоднородного карбонатного низкопроницаемого коллектора.
5. Экспериментально исследованы фильтрационные характеристики пористых сред месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ачимовские отложения). Показано, что имеются реальные возможности существенного повышения эффективности разработки как газовых, так и газоконденсатных месторождений путем низконапорного газового воздействия на пласты, содержащие трудноизвлекаемые запасы газообразных и жидких углеводородов. Полученную экспериментальную информацию в табулированном виде и в виде аппроксимирующих зависимостей планируется использовать в качестве исходных данных при гидродинамических расчетах различных вариантов разработки ачимовских отложений, в том числе с воздействием на пласт.
6. Исследовано влияние анизотропии пористой среды на процессы фильтрации углеводородов. Результаты проведенных экспериментов свидетельствуют, что анизотропия фильтрационных параметров оказывает значительное влияние на вид и характер функций ОФП во всем диапазоне изменения насыщенности смачивающей фазой как при капиллярной пропитке, так и при дренировании.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
За весь период проведения экспериментальных работ с использованием созданного на ряде специализированных зарубежных фирм по техническому заданию ВНИИГАЗа при непосредственном участии автора диссертации сложного экспериментального фильтра-ционно - томографического оборудования был поставлен, выполнен и обобщен целый ряд методических и экспериментальных работ.
При выполнении работ по теме диссертационной работы были получены следующие результаты.
Научно обосновано применение компьютеризированных экспериментальных систем для высокоточного физического моделирования пластовых процессов и исследования важнейших фильтрационных характеристик продуктивных коллекторов с воспроизведением пластовых термобарических условий.
Разработана методика моделирования процессов двухфазной и трехфазной фильтрации флюидов в пористой среде при пластовых термобарических условиях.
Разработаны методические основы использования компьютерной томографии для детального исследования пластовых процессов и анализа свойств пористых сред продуктивных коллекторов без их разрушения.
Создана новая методика определения насыщенностей пористых сред флюидами при экспериментальных исследованиях процессов фильтрации, основанная на применении средств компьютерной томографии.
Проведены исследования и получены впервые воспроизводимые с высокой точностью результаты определения относительных фазовых проницаемостей при двухфазной и трехфазной фильтрации применительно к условиям конкретных залежей.
Разработанные экспериментальные методики, при их использовании на современном исследовательском оборудовании нефтегазового профиля позволяют проводить исследования многофазной многокомпонентной фильтрации в пористой среде в широком диапазоне изменения температур, давлений, скоростей фильтрации, при различной смачиваемости. При этом воспроизводят или моделируют пластовые температуру и давление, горное давление, скорости фильтрации, петрофизические свойства коллекторов и другие физические характеристики. Целью учета такого широкого ряда факторов является максимально возможное повышение достоверности получаемых в результате эксперимента результатов и, соответственно, уменьшение материальных затрат при проведении опытно-промышленных испытаний разрабатываемых технологий повышения углеводородоотдачи. Методики позволяют максимально приблизить условия проведения экспериментов к термобарическим и гидродинамическим параметрам реальной залежи с целью получения наиболее полной информации.
В результате проведения экспериментальных исследований при участии автора обоснованы различные технологии воздействия на пластовую флюидальную систему с целью увеличения углеводородоотдачи. Определены функции относительных фазовых проницаемостей применительно к пластовым условиям ряда газоконденсатных месторождений.
Установлено влияние величины водонасыщенности продуктивного коллектора на полноту вытеснения выпавшего конденсата растворителями различных типов, на характер процесса нагнетания сухого газа. Учет этого фактора позволяет выбрать зоны пласта, где воздействие способно быть наиболее эффективным.
На базе обобщения результатов выполненных аналитических, методических и экспериментальных исследований созданы научно-методические основы физического моделирования процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Рассохин, Сергей Геннадьевич, Москва
1. Абасов М. Т., Таиров Н. Д., Алиева Ш. М., Абдуллаева А. А. Влияние температуры на относительные фазовые проницаемости для нефти и газа. Азерб. нефт. хоз-во, 1986, No. 6. С. 28-30.
2. Аванесов В. Т. Исследование влияния погребенной воды на механизм нефтеотдачи коллекторов// ННТ. Нефтепромысловое дело. БТЭИ ЦИМТнефть, 1953, № 12.
3. Аванесов В. Т. О роли водонасыщенности в механизме нефтеотдачи коллекторов / Труды АзНИИ ДН. Азнефтеиздат, 1955, вып. 2.
4. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982. 409 с.
5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. -М.: Гостоптехиздат, 1962, -572 с.
6. Андреев С. В., Мартене Б. К. Определение влажности почвы методом ядерного магнитного резонанса. II Почвоведение, 1960, No. 10. С. 112-115.
7. Бабалян Г. А. Вопросы механизма нефтеотдачи. Баку, Азнефтеиздат, 1956, 254 с.
8. Балинов В. С. Влияние физико-химических свойств на фазовые проницаемости горных пород для системы вода углеводородная жидкость. Тр. БашНИПИнефть, 1972, вып. 31. С. 104-113.
9. Березин В. М. Новый метод определения содержания остаточной воды в образцах горных пород/Труды УфНИИ, 1957,вып. II.
10. Березин В. М. Фазовые проницаемости продуктивных песчаников для нефти и воды. Тр. УфНИИ, 1967, вып. 36. С. 40-44.
11. Берлин А. В., Сургучев М. Л. О факторах, влияющих на фазовые проницаемости для нефти и воды. Сб. научн. трудов ВНИИ, 1984, вып. 87. С. 33-40.
12. Блох А. М. Структура воды и геологические процессы. М.: Недра, 1969. 216 с.
13. Булейко В. М., Савелова Т. И. Известия Вузов, Нефть и газ, Применение метода регуляризации при обработке результатов теплофизических экспериментов. 1987, № 6. С. 54-61.
14. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку. Рассохин Г. В., Леонтьев И. А., Петренко В. И. и др. М.: Недра,1973. 262 с.
15. Вытеснение защемленного газа азотом из обводнившегося пласта / В. Г. Подюк, Р. М. Тер-Саркисов, В. А. Николаев, С. Г. Рассохин // Газовая промышленность №12, 2000. С. 33-35.
16. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра,1982. 311 с.
17. Гинье А. Рентгенография кристаллов. -М.: Гос. Изд. физ. мат. лит. 1961. 603 с.
18. Гриценко А. И., Николаев В. А., Тер-Саркисов Р. М. Компонентоотдача пласта при разработке газоконденсатных залежей. -М.: Недра, 1995. 265 с.
19. Гуревич Г. Р., Соколов В. А., Шмыгля П. Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. М.: Недра, 1976. С. 152-179.
20. Движение углеводородных смесей в пористой среде. Николаевский В. Н., Бондарев Э. А., Степанова Г. С. и др. -М.: Недра, 1968. С. 190.
21. Дегтярев Н. М. Результаты экспериментальных исследований вытеснения нефти газом высокого давления / Труды ГрозНИИ,вып. 10, 1961. С. 130-132.
22. Дунюшкин И. И., Намиот А. Ю. Исследование условий смешиваемости нефтей с двуокисью углерода // Нефт. хозяйство,№ 3,1978. С. 59-61.
23. Дурмишьян А. Г. Газоконденсатные месторождения. -М.: Недра, 1979. 334 с.
24. Жузе Т. П. Сжатые газы как растворители. М.: Наука,1974. С. 48-53.
25. Забродин П. И., Раковский Н. Л., Розенберг М. Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. -М.: Недра, 1968. 224 с.
26. Закс С. Л. Остаточная вода нефтяных коллекторов // Изв. АН СССР, № 7, 1947. С. 56 -74.
27. Закс С. Л. Повышение нефтеотдачи пласта нагнетанием газов. -М.: Гостоптехиздат, 1963. С. 192.
28. Зотов Г. А., Алиев 3. С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. -М.: Недра, 1960. 301 с.
29. Иванов В. А. Фазовые проницаемости при фильтрации трехфазного потока в пористой среде. Изв. АН СССР, Механика, 1965, №1. С. 200-203.
30. Иванов В. А., Храмова В. Г., Дияров Д. О. Структура порового пространства коллекторов нефти и газа. Тр.'КазНИГРИ, 1974, вып. 9. 97 с.
31. Изучение динамики компонентных соотношений пластовой смеси Вуктыльского НГКМ при вытеснении двухфазной смеси сухим газом на физической модели неоднородного пласта / Р. М. Тер-Саркисов, А. А. Захаров, В. А. Николаев, С. Г. Рассохин, М. Г.
32. Требин // НТС "Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторождений", -М.: ИРЦ Газпром. №10-11, 2000. С. 30-37.
33. Исследование смешивающегося вытеснения флюида из неоднородного пласта / Р. М. Тер-Саркисов, В. А. Николаев, С. Г. Рассохин, В. А. Кобилев // Газовая промышленность, № 1, 1993. С. 28 29.
34. Коллинз Р. Течение жидкости через пористые материалы. -М.: Мир, 1964. 350 с.
35. Кондрат Р. М. Повышение конденсатоотдачи продуктивных пластов с применением заводнения / Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Вып. 7. -М.: ВНИИЭгазпром, 1982. 58 с.
36. Корнаев М. 3. О влиянии состава нагнетаемого газа высокого давления на нефтеотдачу / Научно- технический сб. по добыче нефти. ВНИИ, вып. 17. -М.: Недра. 1962. С. 61-66.
37. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. -М.: 1977. 288 с.
38. Котяхов Ф. И., Ремнев Б. Ф., Буторин Н. П. Анализ кернов нефтяных месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1948. 130 с.
39. Крейг Д. Р., Брей Д. А. Вытеснение нефти газом и смешивающимися с ней агентами / VIII Мировой нефтяной конгресс, 1971. Дискуссионный симпозиум. Добыча углеводородов на поздней стадии разработки месторождений. ДС-9,13-19 июня 1971. -М.: 1971. С. 84-111.
40. Кундин С. А. Экспериментальные данные о фазовых проницаемостях при фильтрации трехкомпонентных смесей. Тр. ВНИИ, вып. 28, 1960. С. 96-131.
41. Курбанов А. К., Рассохин С. Г. Влияние начальной водонасыщенности на процесс взаимного вытеснения несмешивающихся жидкостей / Фильтрация неоднородных систем. -М.: ВНИИГАЗ, 1988. С. 15 20.
42. Левич В. Г. Физико-химическая гидродинамика. Физматгиз, 1959. 699 с.
43. Линдтроп Н. Т., Николаев В. Н. Содержание нефти и воды в песках / Нефтяное хозяйство, № 9,1929.
44. Мархасин И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М., Недра, 1977.214 с.
45. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. -М. -Л.: Гостоптехиздат, 1953.606 с.
46. Методическое руководство по применению методов извлечения конденсата, выпавшего в пласте в процессе разработки. Гриценко А. И., Тер-Саркисов Р. М., Андреев О. Ф. и др. М.: ВНИИГАЗ, 1987. С. 78-90.
47. Мирзаджанзаде А. X., Гурбанов Р. С., Ковалев А. Г., Пейсахов С. И. Об относительных фазовых проницаемостях при фильтрации трехфазных систем в трещинных коллекторах. Изв. ВУЗов, Нефть и газ, 1967, №11. С. 59-63.
48. Моделирование повышения охвата неоднородного пласта при нагнетании газообразного агента / Р. М. Тер-Саркисов, В. А. Николаев, С. Г. Рассохин, Н. А. Гужов, Н. Г. Мулюкин // Наука и технология углеводородов №2 (21), 2002. С. 65 67.
49. Николаев В. А. О влиянии начальной водонасыщенности неоднородных пористых сред на их нефтеотдачу // Нефть и газ. Изв. ВУЗов, № 10, 1964. С. 51-54.
50. Николаев В. А. Результаты исследования физических основ извлечения рассеянных жидких углеводородов при активном воздействии на газоконденсатный пласт / Технологические проблемы освоения газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИГАЗ, 1986. С. 50-58.
51. Новые методы повышения газоотдачи обводняющегося продуктивного пласта / Р. М. Тер-Саркисов, В. А. Николаев, С. Г. Рассохин и др. // Потенциал. Производственно-технический журнал. № 3, 2001. С. 50-53.
52. Петренко В. И. Роль флюидодинамики в увеличении углеводородоотдачи недр / Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Вып. 7. -М.: ВНИИЗгазпром, 1985. 52 с.
53. Пешкин М. А., Батурина Н. П., Славская М. Ю. Извлечение выпавшего конденсата углеводородным растворителем из пористой среды, содержащей воду / Реф. сб. Сер.
54. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Вып. 6. -М.: ВНИИЭгазпром, 1979. С. 29-32.
55. Пешкин М. А., Тер-Саркисов Р. М. Воздействие углекислоты на конденсат призабой-ной зоны // Нефтяное хозяйство, № 12, 1983. С. 70.
56. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. -М.: Гостоптехиздат, 1961. 570 с.
57. Подземные воды и их влияние на разработку газовых и газоконденсатных месторождений. Петренко В. И., Ильченко Л. А., Кутовая А. А. и др. / Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1979. 52 с.
58. Рагимов А. С. Влияние связанной воды на углеводородоотдачу пласта при разработке газоконденсатнонефтяных месторождений // Нефть и газ. Изв. ВУЗов, № 1,1981. С. 26-28.
59. Разработка газоконденсатных месторождений. Мирзаджанзаде А. X., Дурмишьян А. Г., Ковалев А. Г., Аллахвердиев Т. А. -М.: Недра, 1967. 356 с.
60. Рассохин С. Г. Водонасыщенность пласта и газоконденсатоотдача // Газовая промышленность. 1994, №4. С. 30-31.
61. Рассохин С. Г. Исследование влияния связанной воды на процесс вытеснения газового конденсата // Доклады Международной конференции "Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений", 29 мая 2 июня, 1990. - Краснодар, 1990. С. 219-223.
62. Рассохин С. Г. Особенности вытеснения газоконденсатной смеси сухим газом из во-досодержащего пласта // Вопросы разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИГАЗ, 1993. С. 40-45.
63. Рассохин С. Г., Зайцев С. Ю. Вытеснение газоконденсатной смеси из водосодержа-щей пористой среды // Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИГАЗ, , 1991. С. 42 52.
64. Рассохин С. Г., Зайцев С. Ю. Методика создания связанной воды при физическом моделировании процесса извлечения конденсата // Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИГАЗ., 1991. С. 110 -122.
65. Рассохин С. Г. . Исследование вытеснения выпавшего в пласте конденсата при наличии связанной воды // Газовая промышленность, № 7, 1990. С. 49 50.
66. Рассохин С. Г. Влияние водонасыщенности пласта на эффективность вытеснения конденсата обогащенным газом // Газовая промышленность, №. 10, 1989. С. 50-51.
67. Рассохин С. Г. Водонасыщенность пласта и газоконденсатоотдача // Газовая промышленность, №4, 1994. С. 30-31.
68. Рассохин С. Г. Оценка реологических свойств фильтрующегося флюида Западно-Соплесского ГКМ // Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии. Ухта: СеверНИПИгаз. 1993. С. 19.
69. Рассохин С. Г. Воздействие на водосодержащий газоконденсатный пласт закачкой сухого газа // Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии. Вуктыл: СеверНИПИгаз. 1993. С. 20.
70. Рид Р., Праусниц Д., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. -Л.: Химия, 1982. С. 592.
71. Розенберг М. Д., Кундин С. А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1976. 336 с.
72. Савченко В. В. Влияние геологических и промысловых факторов на конечную газоотдачу месторождений. НТО, ВНИИЭГазпром, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1975. 49 с.
73. Сорбционные процессы при разработке низкопроницаемых пластов / Р. М. Тер-Саркисов, А. А. Захаров, В. А. Николаев, С. Г. Рассохин // Газовая промышленность № 4, 2002. С. 46-48.
74. Степанов Н. Г., Дубинина Н. И., Васильев Ю. Н. Влияние растворенного в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей. М.: ОАО "Издательство Недра", 1999. 125 с.
75. Степанова Г. С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа. -М.: Недра, 1983. С. 37-50.
76. Степанова Г. С., Тер-Саркисов Р. М., Зыкина Л. Д. Повышение конденсатоотдачи при закачке в скважины обогащенного газа // Газовая промышленность, № 2, 1984. С. 3132.
77. Тер-Саркисов Р. М. Использование обогащенного газа для повышения конденсатоотдачи // Газовая промышленность, № 10, 1982. С. 26-28.
78. Тер-Саркисов Р. М. Исследование влияния состава нагнетаемого газа на извлечение выпавшего в пласте конденсата / Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири. -М.: ВНИИГАЗ, 1982. С. 141-147.
79. Тер-Саркисов Р. М., Николаев В. А. Сорбционные процессы и разработка газоконденсатной залежи / Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1984. 41 с.
80. Тер-Саркисов Р. М., Рассохин С. Г. Вытеснение газоконденсатной смеси сухим газом из истощенного пласта, содержащего связанную воду // Проблемы повышения углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. -М.: ВНИИГАЗ, 1995. С. 97-106.
81. Тер-Саркисов Р. М. Повышение углеводородоотдачи пласта нефтегазоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1995. 167 с.
82. Тер-Саркисов Р. М., Николаев В. А., Курбанов А. К., Рассохин С. Г. Влияние водонасыщенности пласта на вытеснение конденсата обогащенным газом // Газовая промышленность. 1989, №10. С. 50-51.
83. Тер-Саркисов Р. М. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. 659 с.
84. Технология закачки азота для добычи защемленного и низконапорного газа / Р. М. Тер-Саркисов, В. А. Николаев, Н. А. Гужов, С. Г. Рассохин // Газовая промышленность, 2000, №4. С. 24 26.
85. Тихонов А. Н., Арсенин В. Я., Рубашов И. Б., Тимонов А. А. О решении проблемы восстановления изображения в ЯМР томографии. ДАН СССР, 1982, 263, № 4.
86. Томографическое исследование механизма вытеснения жидких углеводородов сухим газом / Р. М. Тер-Саркисов, В. А. Николаев, С. Г. Рассохин, В. М. Булейко, А. Г. Захарян // Газовая промышленность, Ноябрь 1999. С. 40-43.
87. Требин Ф. А., Оноприенко В. П. Распределение водонефтенасыщенности в пористой среде при вытеснении из нее нефти водой. Азерб. нефтяное хоз-во, 1957, №3. С. 1519.
88. Фарзане Я. Г. Исследование остаточной конденсатонасыщенности с учетом связанной воды // Нефть и газ. Изв. ВУЗов, № 5, 1963. С. 47-51.
89. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов / Бабалян Г. А., Кравченко И. И., Мархасин И. П., Рудаков Г. В. М.: Гостоптехиздат, 1962. 283 с.
90. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах. Розенберг М. Д., Кундин С. А., Курбанов А. К. и др. -М.: Недра, 1969. 453 с.
91. Ханин А. А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. -М.: Гостоптехиздат,1963. 208 с.
92. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 396 с.
93. Черноглазое В. Н. Экспериментальное изучение фазовой проницаемости в условиях, приближающихся к пластовым. Изв. ВУЗов. Нефть и газ. 1979, №12, с. 8-10.
94. Эфрос Д. А. Исследования фильтрации неоднородных систем. Л.: Гостоптехиздат, 1963. 351 с.
95. Amaefule J. О., Handy L. L. The Effects of Interfacial Tensions on Relative Oil/Water Permeabilities of Consolidated Porous Media. Soc. Petr. Eng. J., 1982, vol. 22, No. 3. P. 371381.
96. Asar H., Handy L. L. Influence of Interfacial Tension on Gas-Oil Relative Permeability in a Gas-Condensate System. SPE paper 11740, presented at SPE 63nd Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, 1988, Oct. 2-5.
97. Bardon C., Longeron D. Influence of Very Low Interfacial Tensions on Relative Permeability. Soc. Petr. Eng. J., 1980, Oct. P. 391-401.
98. Botset H. G. Flow of Gas-Liquid Mixtures Through Consolidated Sands. Trans. AIME, 1940, vol. 136. P. 91.
99. Boyler R. L., Morgan F., Muscat M. New Method of Oil Saturation in Cores // Trans. AIME, 1974, vol. 170. P. 15.
100. Bruimer В. E., Mardock E. S. A Neutron Method for Measuring Saturations in Laboratory Flow Experiments. Trans. AIME, 1946, vol. 165. P. 133.
101. Buleiko V. M. and V. P. Voronov. Supromolecular Science, 4, 235 (1997).
102. Calhoun, J. С. Fundamentals of Reservoir Engineering. University of Oklahoma Press, Norman. 1947.
103. Caudle В. H. et al.: Further Developments in the Laboratory Determination of Relative Permeability. Trans. AIME, 1951, vol. 192. P. 145-150.
104. Caudle В. H., Slobod R. L., Brownscombe E. R. Further Developments in the Laboratory Determination of Relative Permeability// Trans. AIME, vol. 192, 1951. P. 145.
105. Coats, К. H. Implicit Compositional Simulation of Single Porosity and Dual Porosity Reservoirs // SPE 18427 presented at the SPE Symposium on Reservoir Simulation, Houston, Texas, February 6-8, 1989.
106. Corey A. T. et al.: Three Phase Relative Permeability. Trans. AIME, 1956, vol. 207. P. 349351.
107. Declaud J., Rochon J., Nectoux A. Investigation of Gas/Oil Relative Permeabilities: High Permeability Oil Reservoir Application. SPE 16966, paper presented at SPE 62nd Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, TX, 1987, Sep. 27-30.
108. Dietrich J. K., Bondor P. B. Three-Phase Relative Permeability Models. Paper SPE 6044, 51st Ann. Fall Tech. Conf. of the SPE, New Orleans, 1976.
109. Dietrich S. Phase Transitions and Critical Phenomena, C. Domb and J. L. Lebowitz. New York: Academic Press, 12, 1 (1988).
110. Dumore J. M., Schols R. S. Drainage Capillary-Pressure Functions and the Influence of Connate Water. Soc. Petr. Eng. J., 1974, vol. 14, No. 5. P. 437-444.
111. Effect of Initial Water Saturation on Relative Permeabilities / R. Ter-Sarkisov, V. Ni-kolaev, A. Zakharov, S. Rassokhin // Proceedings of the International Gas Research Conference. Amsterdam, Netherlands. November 5-8, 2001, Abstracts. P. 31.
112. October 20-22, 1997. -Hodonln, Moravske Naftove Doly: 1997. P. 83-85.
113. Fatt I., Dykstra H. Relative Permeability Studies. Trans. AIME, 1951, vol. 192. P. 249.
114. Gates J. I., Lietz W. T. Relative Permeabilities of California Cores by Capillary-Pressure Method. Drilling and Production Practice, 1950. P. 285.
115. Geffen Т. M. at al. Experimental investigation of factors affecting laboratory relative permeability measurements. Trans. AIME, 192, 99. 1951.
116. Gravier J. F. et al.: Determination of Gas-Condensate Relative Permeability on Whole Cores Under Reservoir Conditions. SPE Formation Evalution, 1986, Febr. P. 9-15.
117. Hagoort J. Oil Recovery by gravity Drainage. SPEJ, 1980, June, 139-50.
118. Haldorsen H. H., Lake L. W. А . New Approach to Shale Management in Field Scale Models. SPEJ, an August 1984.
119. Herman G. T. Image Reconstruction from Projections. The Fundamentals of Computerized Tomography. Academic Press. New York, 1980. 315 p.
120. Honarpour M., De Groat C., Manjnath A. How Temperature Affects Relative Permeability. World Oil, 1986, No. 5, p. 116-126.
121. Honarpour, M., Koederitz, L. F., and Harvey, A. H.: Relative Permeability of Petroleum Reservoirs, CRC Press Inc., Boca Raton, FL, 1986.
122. Hunt P. K., P. Engler, and C. Bajsarowicz. Computed Tomography as a Core Analysis Tool Applications, Instrument Evaluation, and Image Improvement Techniques // Journal of Petroleum Technology, 1988, vol. 40 (September). P. 1203-1210.
123. Johnson E. F. et al.: Calculation of Relative Permeability from Displacement Experiments. Trans. AIME, 1959, vol. 216. P. 370-376.
124. Keller E. G., Smith O. J. M., Putman J. A. // Tech. Report No. 3, API. Project 47A, July, 1949.
125. Kestin, J., Sokolov, M., and Wakeham, W., 1973, Theory of Capillary Viscometers: Applied Scientific Research, Vol. 27. P. 242-264.
126. Lasseter T. J., Waggoner J. R., Lake L. W. Reservoir Heterogeneities and their influence on ultimate Recovery. Reservoir Characterization, 1986.
127. Leas W. J. et al.: Relative Permeability to Gas. Trans. AIME, 1950, vol. 189. P. 65.
128. Lefevre du Prey E.J. Factors Affecting Liquid-Liquid Relative Permeabilities of Consolidated Porous Medium. Soc. Petr. Eng. J., 1973, No. 1. P. 39-47.
129. Leverett M. C. Flow of Oil-Water Mixtures Through Unconsolidated Sands. Trans. AIMS, 1939, vol. 132. P. 149-169.
130. Leverett M. C., Lewis W. B. Steady Flow of Gas-Oil-Water Mixtures Through Unconsolidated Sands. Trans. AIME, 1941, vol. 142. P. 107-116.
131. Morgan M. A., Gordon D. T. Influence of Pore Geometry on Water-Oil Relative Permeability. J. Petrol. Technol., 1970, No. 10. P. 1199-1208.
132. Morse R. A et al.: Relative Permeability Measurements on Small Core Samples. Producers Mountly, 1947, August. P. 19.
133. Mungan N. Interfacial Effects in Immiscible Liquid- Liquid Displacement on Porous Media. Soc. Petr. Eng. J., 1966, June. P. 247-253.
134. Near J., Wygal R.J. Three Phase Imbibition Relative Permeability. Soc. Petrol. Eng. J., 1961, No. 4. P. 254-258.
135. Osoba J. S. et al.: Laboratory Determination of Relative Permeability. Trans. AIME, 1951, vol. 192. P. 47.
136. Parsons R. W. Microwave Attenuation A New Tool for Monitoring Saturations in Laboratory Flooding Experiments. Soc. Petr. Eng. J., 1973, №4. P. 302-310.
137. Radon J. On The Determinations of Functions From Their Integrals Along Certain Manifolds // Ber. Vert. Saechs. Akad. Wiss. Leipzig, Math Phys. Kl, 1917, v. 69, P. 262-277.
138. Rapoport L. A., Leas W.J. Relative Permeability to Liquid in Liquid Gas Systems. Trans. AIME, 1951, vol. 192. P. 83.
139. Rassokhin S. Layer Water Content Influence on the Gas Condensate Return // 19th World Gas Conference, Abbreviated papers for posters. Milan:, 20/23 June 1994. P. 11 -14.
140. Rose, W.: Relative Permeability / Petroleum Production Handbook, SPE, Richardson, TX, 1987.
141. Russell R. G., Morgan F., Muscat M. Some Experiments on the Mobility of Interstitial Water //Trans. AIME, 1947, vol. 170. P. 51.
142. Rust C. P. Electrical Resistivity Measurements on Reservoir Rock Samples by the Two-Electrode and Four-Electrode Methods. Trans. AIME. 1952, vol. 1956. P. 217-224.
143. Saeidy A., Handy L. L. Flow and Phase Behavior of Gas-Condensate and Volatile Oil in Porous Media. Paper SPE 4891 presented at the 1974 SPE California Regional Meeting, San Francisco, April 4-5.
144. Saraf D. N., Fatt I. Three-phase relative permeability measurement using a nuclear magnetic resonance technique for estimating fluid saturation. Soc. Petrol. Eng. J., 1967. №3. P. 235-242.
145. Schneider F. N., Owens W. W. Sandstone and Carbonate Two- and Three-Phase Relative Permeability Characteristics. Soc. Petrol. Eng. J., 1970, № 1. P. 75-85.
146. Skauge A., Matre B. Three Phase Relative Permeabilities in Brine-Oil-Microemulsion Systems. Fifth European Symposium on IOR. Proceedings. -Budapest, 1989, 25-27 April. P. 473-482.
147. Snell R. W. Three-Phase Relative Permeability in An Unconsolidated Sand // Journal Inst. Petrol., 1962, vol. 48. P. 48.
148. Sorbie K. S., Wat R. M., Hove A. O. et al: A Tomographic Study of Flow European Mechanisms in Heterogeneous Laboratory Cores. Fifth European Symposium on IOR. Proceedings. -Budapest, 1989, 25-27 April. P. 215-223.
149. Stone H. L. Probability Model for Estimating Three-Phase Relative Permeability. J. Petr. Tech., 1970, #2. P. 214-218.
150. Ter-Sarkisov R. M., Nikolaev V. A., Rassokhin S. G., Zakharov A. A. Effect of Initial Water Saturation on Relative Permeabilities. Proceedings of the International Gas Research Conference. Amsterdam, Netherlands. November 5-8, 2001, Abstracts. P. 31.
151. Van Spronson E. Three-Phase Relative Permeability Measurements Using the Centrifuge Method. Paper SPE 10688 presented at the 1982 SPE/DOE EOR Symposium, Tulsa, April 1-7.
152. Vinegar H. J. X-ray CT and NMR imaging of Rocks. JPT, v. 38. P. 257-259.
153. Wang S. V., Aurel S., Gryte С. C. Computer-Assisted Tomography for the Observation of Oil Displacement in Porous Media. // Soc. Petr. Eng. Journal, 1984, vol. I, No. 5. P. 53-55.
154. Welge H. J. A Simplified Method for Computing Oil Recovery by Gas-Water Drive. Trans. AIME, 1951, vol. 195. P. 91-98.
155. Whalen J. W. Magnetic Susceptibility Method for the Determination of Liquid Saturation in Porous Materials II Trans. AIME, 1954, vol. 201. P. 203.
156. Wickoff R. D., Botset H. G. Flow of Gas-Liquid Mixtures Through Unconsolidated Sands. Physics, 1936, vol. 7. P. 325-345.
157. Zhemovoy A. I., Latyshev G. D. Nuclear Magnetic Resonance in a Flowing Liquid. Consultants Bureau, New York, 1965. 166 p.
158. Моделирование водогазового воздействия на низкопроницаемый нефтяной пласт / Рассохин С.Г., Троицкий В.М., Мизин А.В., Рассохин А.С., Чижов С.И., Степанов А.Н. // Газовая промышленность, № 5, 2009. С. 40-44.
-
Рассохин, Сергей Геннадьевич
-
доктора технических наук
-
Москва, 2009
-
ВАК 25.00.17
- Эксплуатация газоконденсатного месторождения в режиме хранилища-регулятора с учетом обеспечения сырьевой базы газоперерабатывающего завода
- Повышение эффективности доизвлечения остаточных запасов газа в условиях обводняющегося пласта
- Математическое моделирование процесса исследований скважин на стационарных и нестационарных режимах
- Развитие методов математического моделирования для проектирования и анализа разработки нефтегазоконденсатных месторождений
- Создание методов определения коэффициентов газоотдачи неоднородных залежей при разработке месторождений с различными интенсивностями отбора вертикальными и горизонтальными скважинами
