Особенности лабораторного моделирования нефтенасыщенности залежей с трудноизвлекаемыми запасами

FEATURES OF MODELLING IN SITU COMPLEX CRUDES IN FLOW EXPERIMENTS

GABSIA B.C. 1
1 VNIINEFT named
after A.P. Krylov JSC
Moscow, 127422,
Russian Federation

При физическом моделировании движения флюидов в пластах с неподвижной нефтью в лабораторных экспериментах используемая в качестве углеводородной фазы модель нефти должна быть представлена двумя фазами: подвижной — первая фильтруется в пористой среде и извлекается традиционными методами, вторая – более тяжелая, она остается в модели неподвижной.

Существующие лабораторные методы изучения фильтрационных процессов не могут быть применены для коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами, особенно с «двухфазной» нефтью. Предложены способы определения «двухфазной» нефти в пласте, методы проведения лабораторных экспериментов с наличием фильтрующейся и неподвижной углеводородных фаз в потоке.

Показано, что наличие «двухфазной» нефти в поровом пространстве природных коллекторов может оказать существенное влияние на фильтрационно-емкостные характеристики пласта и различные технологии разработки месторождений. Предложены пути совершенствования методик проведения фильтрационных экспериментов для образцов горных пород подобных месторождений.

Представлены результаты исследований по определению доли неподвижной остаточной нефти в образцах пород-коллекторов карбонатных отложений месторождений Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП). Анализ результатов лабораторных исследований по определению коэффициентов вытеснения, выполненный в данной статье, показал, что без учета неподвижной нефти в пористой среде (при ее наличии) их значения могут быть завышены более чем на 19 %.

Предложена концепция по созданию единого подхода к разработке методических рекомендаций и руководств для исследования пород-коллекторов с «двухфазной» нефтью.

In laboratory modelling of fluid flow in reservoirs with mobile and immobile residual oil, the crude samples used in the experiments should be representative of the in situ oil (i.e. be of two phases: a mobile (which flows and can be extracted using traditional methods) one and an immobile (which is heavier and remains stuck in the reservoir) one.
Traditional laboratory approaches to modelling fluid flow in reservoirs cannot be effective in such cases, as the presence of immobile oil can have a great influence on flow patterns. This article suggests methods designed to determine the presence of immobile oil in a reservoir and for conducting laboratory experiments using «two-phase» oil samples.
It is shown that the presence of «two-phase» crude in reservoirs can have a significant impact on reservoir properties and field performance. Ways of improving upon flow tests on samples from such reservoirs are discussed. The techniques proposed are meant to better laboratory results and input data for reservoir simulation studies.
Tests results of a case study are presented to show the fraction of immobile residual oil in some carbonate reservoirs of the Nenets Autonomous Region. Flow tests results show that the recovery factor can be overestimated by more than 19% if the presence of immobile residual oil in those carbonate reservoirs is not considered in laboratory studies.
A concept is proposed for the development of a unified approach and guidelines to identify and study reservoirs with «two-phase» crude oil.

Если вас интересует полный текст статьи, Вы можете заказать ее в издательстве.

Литература

1. ОСТ 39.195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».
2. Габсия Б.К., Никитина И.Н. Особенности моделирования углеводородной фазы в фильтрационных экспериментах // Нефтяное хозяйство. 2016. № 2. С. 44–46.
3. Borre M.K., Coffey B.P. Multi-stage Cleaning for Routine Core Analysis in Heavy Oil-bearing Carbonates, Campos Basin, Brazil. SPE-170154, Calgary, Alberta, Canada. June 10–12. 2014.
4. Ковалев К., Фомкин А., Гришин П., Курочкин А., Колесников М., Левченко А., Афанасьев И., Федорченко Г. Исследования смачиваемости карбонатных коллекторов на основе искусственного старения. SPE-182064-RU. Москва, РФ. 24— 26 октября. 2016.
5. Tadesse W.T., Brown J.S., Kazemi H., Graves R.M., Alsu-maiti AM. Residual oil saturation determination – Case study in sandstone and carbonate reservoirs. SPE 164825, London, UK. June 10–13. 2013.

References

1. OST 39.195-86 «Neft'. Metod opredeleniya koeffitsiyenta vytesneniya nefti vodoy v laboratornykh usloviyakh» [Industry standard OST 39.195-86 «Oil. A method for determining the coefficient of oil displacement by water under laboratory conditions»]. Moscow, 1986. (In Russian).
2. Gabsia B.K., Nikitina I.N. Osobennosti modelirovaniya uglevodorodnoy fazy v fil'tratsionnykh eksperimentakh [Features of modeling the hydrocarbon phase in filtration experiments]. Neftyanoye khozyaystvo [Oil industry], 2016, no. 2, pp. 44–46. (In Russian).
3. Borre M.K., Coffey B.P. Multi-stage Cleaning for Routine Core Analysis in Heavy Oil-bearing Carbonates, Campos Basin, Brazil. SPE-170154, Calgary, Alberta, Canada, 10–12.06.2014. (In English).
4. Kovalev K., Fomkin A., Grishin P., Kurochkin A., Koles-
nikov M., Levchenko A., Afanas'yev I., Fedorchenko G. Issledovaniya smachivayemosti karbonatnykh kollektorov na osnove iskusstvennogo stareniya. SPE-182064-RU [Studies of the wettability of carbonate reservoirs based on artificial aging. SPE-182064-RU]. Moscow, RF, 24–26.10. 2016. (In Russian).
5. Tadesse W.T., Brown J.S., Kazemi H., Graves R.M., Alsumaiti AM. Residual oil saturation determination – Case study in sandstone and carbonate reservoirs. SPE 164825, London, UK, 10–13.06, 2013. (In English).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Габсия Б.К.

    Габсия Б.К.

    к.т.н., руководитель направления

    АО «ВНИИнефть им. А.П. Крылова»

    Просмотров статьи: 21

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru