close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Теоретическое и экспериментальное исследование течения растворов электролитов в глинистых коллекторах

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
Чагиров Павел Станиславович
ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ
ТЕЧЕНИЯ РАСТВОРОВ ЭЛЕКТРОЛИТОВ В ГЛИНИСТЫХ
КОЛЛЕКТОРАХ
Специальность 01.02.05 – механика жидкости, газа и плазмы
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание учѐной степени
кандидата технических наук
Москва 2015 г.
2
Диссертация выполнена на кафедре нефтегазовой и подземной
гидромеханики Российского государственного университета нефти и газа имени
И.М. Губкина.
Научный руководитель:
доктор технических наук, профессор
Кадет Валерий Владимирович
Официальные оппоненты:
доктор физико-математических наук,
профессор
Соболев
Владимир
Дмитриевич,
ФБГУН
Институт
физической химии и электрохимии
имени А.Н. Фрумкина РАН
Ведущая организация:
ОАО «Институт геологии и разработки
горючих ископаемых»
Защита состоится «___» __________ 2015 г. в ___ часов в ауд. ___ на
заседании
Диссертационного
совета
Д.212.200.03
при
Российском
государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по
присуждению степени кандидата технических наук по адресу 119991, г. Москва,
Ленинский просп. д. 65, корп. 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке
государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.
Российского
Автореферат разослан «___» __________ 2015 г.
Ученый секретарь диссертационного совета,
кандидат физико-математических наук, доцент
М.Н. Кравченко
3
ОБЩАЯ ХАРАКТРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность исследования. Породы-коллекторы нефти и газа в той или
иной мере содержат в себе различные глинистые минералы. В процессе их
разработки часто происходит нарушение гидрохимического равновесия в системе
«флюид-порода». В результате глинистые минералы изменяют свой объем, что
влияет на фильтрационно-ѐмкостные свойства коллекторов. Следовательно,
изучение процесса течения жидкостей в глиносодержащих пористых средах имеет
важное значение для оптимизации разработки нефтяных месторождений.
При проектировании системы поддержания пластового давления на
сегодняшний день рекомендуется добиваться полного соответствия ионного
состава и минерализации закачиваемой воды с пластовой с целью минимизации
эффекта разбухания глин. В то же время промысловый опыт указывает на
существование положительных эффектов от закачки воды другой минерализации,
не схожей с пластовой как по количеству растворенных солей, так и по их
составу. К таким положительным эффектам относят выравнивание фронта
вытеснения,
рост
коэффициента
вытеснения,
снижение
обводненности
скважинной продукции и, как следствие, рост нефтеотдачи.
Таким образом, возникшая неоднозначность в рекомендациях по выбору
состава закачиваемой воды приводит к необходимости детального исследования
данной проблемы как с точки зрения физики явления, так и в плане оптимизации
разработки нефтяных месторождений.
Цель работы: построение модели течения раствора электролита в
глиносодержащей
пористой
среде,
учитывающей
наличие
двойного
электрического слоя, ионообменных и осмотических процессов на границе между
раствором и глинистым минералом.
Основные задачи исследования:
1. Изучение влияния осмотических и ионообменных процессов, а также
электрокинетических явлений на процесс течения флюидов в глиносодержащих
пористых средах.
4
2. Получение зависимостей фильтрационно-ѐмкостных свойств глинистых
коллекторов от ионного состава и минерализации закачиваемой жидкости.
3. Проведение
расчетов
технологических
показателей
разработки
глиносодержащих пластов по модели двухфазного течения, учитывающей
капиллярные силы, тип глинистых минералов коллекторов, ионный состав и
минерализацию вытесняющего агента.
4. Проведение
экспериментов
по
течению
раствора
электролита
в
глиносодержащей пористой среде при низких градиентах давления. Сравнение
теоретических зависимостей с полученными экспериментальными результатами.
Объект и предмет исследования. Объектом исследования является
инвазионное двухфазное течение системы «нефть-раствор электролита» в
глинистых коллекторах. Предмет изучения – поведение фильтрационноѐмкостных свойств глиносодержащих пород при изменении минерализации и
ионного состава закачиваемых флюидов и их влияние на технологические
показатели разработки глинистых коллекторов.
Теоретическая и методологическая основа исследования. Теоретической
основой
построения
модели
рассматриваемых
процессов
являются
гидродинамика, подземная гидромеханика, теория перколяции, теория строения
двойного электрического слоя и теория растворов сильных электролитов.
Поставленные задачи решались на основании анализа и обобщения литературного
материала,
математического
и
физического
моделирования
течения
в
глиносодержащих пористых средах, сравнения полученных результатов.
Научная новизна результатов исследований:
1. Построена перколяционная модель двухфазного течения полярной и
неполярной ньютоновских жидкостей в глиносодержащей пористой среде,
учитывающая электрокинетические, осмотические и ионообменные явления.
2. Разработан аналитический аппарат для расчета пористости породы и
относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть-раствор электролита»
в зависимости от минерализации, ионного состава воды и типа глинистого
5
минерала породы. Проанализировано влияние свойств глинистых минералов
породы-коллектора
и
параметров
вытесняющей
жидкости
на изменение
фильтрационно-ѐмкостных свойств породы и реологических свойств жидкостей в
процессе течения.
3. Установлена нелинейная взаимосвязь между количеством катионов в
воде и их количеством, присоединенным к глинам.
4. Теоретически получен нелинейный закон течения в пористой среде при
малых градиентах давления. Показано влияние структуры порового пространства,
а также минерализации фильтрующейся жидкости на величину отклонения от
закона Дарси при низких градиентах давления.
5. Осуществлен эксперимент по течению растворов электролитов в
глиносодержащей пористой среде при низких градиентах давления. Результаты
экспериментов подтверждают данные теоретических расчетов.
Практическая значимость работы заключается в том, что на основе
разработанной модели течения в зависимости от типа глинистого минерала и его
количества в коллекторе можно подбирать необходимый ионный состав,
минерализацию закачиваемого агента, а также частоту его закачки с целью
увеличения нефтеотдачи пласта и оптимизации технологии разработки нефтяных
месторождений. Полученные результаты могут быть использованы также при
проектировании
разработки
месторождений
с
целью
оптимизации
гидрохимического режима процесса заводнения.
Защищаемые положения:
1. Построена перколяционная модель двухфазного течения жидкостей в
глиносодержащей
пористой
среде,
учитывающая
электрокинетические,
осмотические и ионообменные явления.
2. Получены зависимости пористости глиносодержащих пород от составов
ионообменного комплекса глин и закачиваемой воды, их концентраций, типа и
объемного содержания глин в породе. Установлено, что осмотическое набухание
глинистых минералов в породе приводит к снижению пористости до трех раз.
6
Ионообменные внутрикристаллические процессы набухания и усадки глин в
породе вызывают изменение пористости на 15-20%.
3. Получены относительные фазовые проницаемости как функции не только
насыщенности, но также концентрации электролита и ионного состава раствора и
глин. В результате установлено, что набухание глинистых минералов породы
приводит к снижению фазовой проницаемости по воде и росту по нефти. Усадка
глин способствует росту фазовой проницаемости по воде и снижению по нефти.
4. Теоретически показано, что отклонения от линейного закона фильтрации
в тонкопоровых коллекторах (< r > ~ 10-8 м) исчезают при более высоких
градиентах (~ 103 Па/м), чем в крупнопоровых (< r > ~ 10-6 м), где переход к
линейному характеру связи
w ( P )
2
происходит уже при  P ~ 10 Па/м.
5. Поставлен и проведен эксперимент, результаты которого позволяют
осуществить
верификацию
построенной
модели
течения
жидкостей
в
глиносодержащей пористой среде.
Апробация
работы.
Основные
положения
и
результаты
работы
докладывались и обсуждались на 13-й и 14-й Европейской конференции по
математическому моделированию процессов нефтеизвлечения «ECMOR XIII,
XIV» (г. Биарриц, Франция, 2012 г., Сицилия, 2014 г.); на X и XI Всероссийском
съезде по фундаментальным проблемам теоретической и прикладной механики (г.
Нижний Новгород, 2011 г., г. Казань, 2015 г.); на 3-й и 4-й Международной
научно-практической
конференции
по
нанаоявлениям
при
разработке
месторождений углеводородного сырья «Nanotechoilgas – 2012, 2014» (г. Москва);
на 12-й Международной научно-практической конференции «Геомодель – 2010»
(Геленджик, 2010 г.); на 9-м горнопромышленном форуме «MINEX Russia 2013»,
победитель Всероссийского молодѐжного конкурса «От идеи к инновации»
(Москва, 2013 г.); на конкурсе аспирантских работ по разработке месторождений
в осложненных условиях и Арктике, под эгидой SPE (Москва, 2013 г.); на II
Российском рабочем совещании «Глины и глинистые минералы» (Пущино, 2012
г.); на аспирантских сессиях факультета РНиГМ (лучшая работа на отчетной
7
сессии в 2013 г.); на научных семинарах кафедры нефтегазовой и подземной
гидромеханики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, кафедры газовой и
волновой динамики МГУ имени М.В. Ломоносова и др.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ,
в т.ч. 7 статей в журналах, рекомендованных ВАК.
Объем и структура работы
Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, приложения и
списка использованной литературы из 125 наименований. Общий объем работы –
112 страниц, 4 таблицы и 47 рисунков.
Автор выражает благодарность своему научному руководителю – д.т.н.,
профессору В.В. Кадету и коллективу возглавляемой им кафедры нефтегазовой и
подземной гидромеханики РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. Автор также
признателен доценту Иванникову В.Г. и доценту Митюшину А.И. за ценные
рекомендации и помощь в экспериментальных исследованиях.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во
введении
обоснована
актуальность
диссертационной
работы,
сформулирована цель и поставлены основные задачи исследования.
В первой главе в первом разделе проведен аналитический обзор работ,
посвященных изучению особенностей течения жидкостей в глинистых породах.
Отмечено, что в зарубежной литературе в последние годы растет интерес к
третичному методу разработки нефтяных месторождений, называемому LSW
(Low Salinity Waterflooding). Под данным методом подразумевается получение
дополнительной
добычи
слабоминерализованной
воды
нефти
и
посредством
растворов
закачки
различных
в
пласт
электролитов.
На
сегодняшний день считается, что причины роста нефтеотдачи пока до конца не
ясны. В то же время, большинство исследователей связывают увеличение
нефтеотдачи с влиянием двойного электрического слоя (ДЭС) и высокой
ионообменной способностью глинистых минералов породы-коллектора.
8
Во втором разделе первой главы предложена методика определения
концентрации замещающих катионов в глине от их концентрации в растворе для
разных типов глин (рис. 1). Глинистые минералы рассматривались как твердые
растворы, способные замещать катионы межмолекулярного пространства на
катионы электролита. Показано, что с увеличением активности компонентов
растет взаимозамещение ионов раствора и глины. Исследовано поведение
концентрации замещающих катионов в глине от температуры раствора (рис. 2).
0.14
Liбентонит
+ р-р
NH4+
CMe2Г, моль/кг
0.12
0.10
Naалюмоси
ликат +
р-р Ca2+
0.08
0.06
Agалюмоси
ликат +
р-р K+
0.04
0.02
0.00
0.00
CMe2,
0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 моль/л
Рис. 1. График зависимости концентрации замещающих катионов в глине
(CMe2Г) от их концентрации в растворе (CMe2)
0.60
T = 298 K
T = 350 K
T = 400 K
T = 450 K
T = 500 K
T = 550 K
CMe2Г, моль/кг
0.50
0.40
0.30
0.20
0.10
0.00
0.00
CMe2,
моль/л
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
Рис. 2. Концентрации замещающих катионов K+ в Na-алюмосиликате от их
концентрации в растворе в зависимости от температуры
9
По рис. 1 видно, что при стандартных условиях замещение исходных ионов
в глине на ионы раствора неполное. Однако, как видно из рис. 2, концентрация
замещающих катионов увеличивается с ростом температуры. Повышение
температуры увеличивает активность ионов межмолекулярного пространства
глины, все более сближая активности ионов в глине и растворе. Так при T > 600 K
Na-алюмосиликат и раствор KCl образуют гомогенный раствор в любых
пропорциях.
Степень увеличения или уменьшения объема глин за счет ионного обмена
оценивалась по разнице толщин гидратных оболочек исходных ионов глин и
замещаемых ионов раствора. В таблице 1 приведены радиусы некоторых ионов, а
также их гидратированные радиусы (радиус иона плюс толщина гидратной
оболочки) в стандартных условиях.
Таблица 1. Радиусы ионов в свободном и гидратированном состоянии
Ион
Li+ Na+ Mg2+ Zn2+ Ca2+ K+ Ba2+ Cs+ Rb+ NH4+
Радиус иона r, (нм)
0.078 0.098 0.075 0.078 0.105 0.138 0.141 0.183 0.164 0.168
Радиус гидратирован0.379 0.339 0.325 0.320 0.287 0.285 0.256 0.255 0.248 0.243
ного иона rh, (нм)
В третьем разделе первой главы рассмотрен механизм формирования ДЭС
на контактной поверхности «глина-раствор электролита». Исследовано влияние
минерализации и ДЭС на кинетику осмотического набухания и дезагрегацию
глинистых минералов.
Продемонстрировано, что вследствие безусловного существования ДЭС на
поверхности «глина-раствор электролита» вектор градиента концентрации
направлен к поверхности глин, и поток молекул воды всегда направлен к глине.
Следовательно, осмотическое набухание глин в условиях пласта необратимо.
Показано также, что снижение концентрации электролита ниже 0,2 моль/л
приводит к разрушению монтмориллонита с образованием вязкопластического
глинистого раствора.
10
В четвертом разделе первой главы исследовано поведение ѐмкостных
параметров глиносодержащих коллекторов при смене гидрохимического режима
разработки пласта.
Пористая среда смоделирована решеткой капилляров, представляющая
собой цепочки из чередующихся пор и капилляров. Эти цепочки сообщаются
между собой через аналогичные цепочки капилляров, по которым происходит
фильтрация в поперечном направлении. Такая модельная пористая среда
характеризуется функцией плотности распределения пор и капилляров по
радиусам f(r) (порометрической кривой), средней длиной капилляра l и
координационным числом решетки θ. Данная модель хорошо характеризует
зернистые пористые среды. При моделировании механизма уменьшения площади
поперечного
сечения
капилляра
за
счет
набухания
или
усадки
глин
предполагалось, что глинистая компонента распределена равномерно по всей
поверхности пор и капилляров.
Получены выражения для среднего радиуса капилляров в зависимости от
концентрации и состава раствора при преобладании осмотических (1) и
ионообменных процессов (2).

r1 ( C Me 2 ) 
r 2 ( C Me 2 )  r 0 1 
4
3
r 
2
0
M 0t
R ( C Me 2 )

 l
(1)
,
 r h 2  r h 1 C Me 2 Г  C Me 1 Г   K cl 1  m 0  N A
3

3
(2)
где r0 – начальный радиус капилляра, ρ* – плотность воды в связанном
состоянии, rh1, rh2 – гидратированный радиус ионов глины и раствора
соответственно, R*(CMe2) – скорость гидратации глин, соотнесенная к скорости
гидратации в пресной воде, Kcl –коэффициент глинистости m0 – начальная
пористость, CMe1Г – концентрация исходных ионов в глине, NA – число Авогадро.
Поскольку
осмос
и
ионный
обмен
происходят
одновременно,
действительный средний радиус определяется как суперпозиция обоих радиусов –
r(CMe2)=r1(CMe2)+r2(CMe2). Средний радиус определяет изменение порометрической
11
кривой. В описанной модели порового пространства пористость определяется
следующим выражением (3)
m ( C Me 2 )   



0
2
2
r (C Me 2 ) f ( C Me 2 ) dr  / 2 l

(3)
На рис. 3 показаны графики зависимости пористости от минерализации
воды при различных коэффициентах глинистости в случае преобладания
осмотического набухания глин.
Расчет_
Кcl =
5%
Расчет_
Кcl =
9%
Расчет_
Кcl =
13%
Расчет_
Кcl =
17%
Расчет_
Кcl =
21%
Пористость, д.ед.
0.24
0.20
0.16
0.12
0.08
0.04
0.00
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
СMe2/СMe1Г
Рис. 3. Графики зависимости пористости породы от минерализации воды и
коэффициента глинистости в случае преобладания осмотического набухания.
На рис. 4 представлены графики зависимости m(CMe2) при преобладании
ионообменного внутрикристаллического набухания глин.
0.30
Kбентони
т + р-р
Na+
Liбентони
т + р-р
NH4+
Naбентони
т + р-р
K+
Пористость, д.ед.
0.29
0.28
0.27
0.26
0.25
0.24
0.23
0.22
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
CMe2, моль/л
0.60
Рис. 4. Графики зависимости пористости пород с различным составом
обменных катионов в глинах от ионного состава и концентрации ионов в воде.
12
Проведенные расчеты показали, что снижение пористости за счет осмоса
может доходить до 70-80%, в то время как ионообменные процессы приводят к
изменению пористости в пределах 10-15%.
Во второй главе построена перколяционная модель течения с учетом
влияния
электрокинетических, ионообменных и осмотических
процессов.
Проведен анализ влияния ζ-потенциала ДЭС и структуры порового пространства
на отклонения от линейного закона фильтрации при низких градиентах давления.
Исследовано влияние минерализации и ионного состава вытесняющего агента на
относительные фазовые проницаемости (ОФП) и кривые капиллярного давления.
Построена
модель
капиллярного
двухфазной
давления,
плоскорадиальной
минерализации
и
фильтрации
состава
с
учетом
водной
фазы.
Проанализировано влияние минерализации и состава закачиваемого раствора
электролита на нефтеотдачу.
В первом разделе второй главы исследовано течение раствора электролита в
покрытом глиной капилляре под действием приложенного градиента давления.
При течении жидкости в канале под действием приложенного градиента давления
ионы подвижной части ДЭС увлекаются жидкостью, вызывая электрический ток,
называемый током протекания. Ток протекания приводит к возникновению
потенциала протекания, который, в свою очередь, способствует появлению тока
ионов
в
направлении,
обратном
направлению
течения
жидкости
(ток
проводимости).
На базе построения перколяционной модели фильтрационного течения
получен макроскопический закон течения жидкости в пористой среде
2
 
8G 1


w  P
  1  G  a 2  p 2 G (  p ) / 16  2  2  2 
8  0  r 
2
3
0

a
G1  1 
2 rc
2 J 1 ( kr )
krJ 0 ( kr )
,
 J 12 ( kr )

2 J 1 ( kr )
2
G 2  ( kr )  2

 1 ,
krJ 0 ( kr )
 J 0 ( kr )





1
1

f ( r ) dr  F ( r ) dr


r
G3  2
0
x
r
2
(4)
 ze  J 0 ( kx ) 
 dx
ch 

k
T
J
(
kr
)
0
 B

13
Здесь J0 – модифицированная функция Бесселя первого рода нулевого
порядка, k – обратная дебаевская длина (параметр Дебая-Хюкеля), φ – потенциал
протекания, σ – удельная электропроводность жидкости, ε – диэлектрическая
проницаемость жидкости, e – заряд электрона, z – валентность ионов, T –
абсолютная температура, kB – постоянная Больцмана, ζ-потенциал ДЭС связан с
перепадом давления на концах канала Δp формулой Гельмгольца-Смолуховского
 
4 
 p

(5)
Анализ соотношения (4) показал, что в присутствии ДЭС снижение
градиента давления приводит к отклонениям от линейного закона фильтрации. На
рис. 5, 6 показано влияние ζ-потенциала ДЭС и структуры порового пространства
на отклонение от закона Дарси.
5, # 10
-7
4, # 10
-7
3, # 10
-7
2, # 10
-7
1, # 10
-7
2
w , m /c
1
0
20
40
60
80
100
gradP , Pa / m
Рис. 5. 1 – Расчетная кривая зависимости
среды с
 r  ~ 10
6
м
w ( P )
для однородной пористой
, 2 – линейный закон фильтрации (ζ = 0 мВ)
14
0,00005
0,00004
0,00003
2
w , m /c
0,00002
1
0,00001
0
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
gradP , Pa /m
Рис. 6. 1 – Расчетная кривая зависимости
среды с
 r  ~ 10
8
м
w ( P )
для однородной пористой
, 2 – линейный закон фильтрации (ζ = 0 мВ)
Из приведенных графиков сделан вывод, что отклонения от линейности в
мелкопоровых коллекторах происходят при гораздо более высоких градиентах
(~103 Па/м), чем в крупнопоровых, где переход к линейному характеру связи
w ( P )
2
происходит уже при  P ~ 10 Па/м.
Во втором разделе второй главы предложена методика расчета ОФП в
случае набухания или усадки глинистых минералов коллектора. Предполагалось,
что под действием гидродинамических сил смачивающий флюид (вода, раствор
электролита) проникает как в крупные, так и в мелкие поры. По мере роста
водонасыщенности происходит набухание минерала и нефтяная фаза вытесняется
из сужающихся пор. Тем самым с набуханием минерала растет подвижность
нефти и наоборот с усадкой минерала. Кривые ОФП определяются следующий
зависимостью
rci
ki ( S , C Me2 ) 

0
 rci

f
(
r
(
C
),
S
)
dr
 i

Me2
 r




 rc rc

 f ( r (C
f i ( r ( C M e 2 ), S ) dr  
)) dr 
Me2
    f ( r ( C M e 2 )) dr 

I i ( r ( C M e 2 ))
I ( r ( C M e 2 )) 

 0  r

1
15
где i = 1, 2 – индекс водной и нефтяной фазы соответственно, rci –
соответствующий критический радиус капилляров. На рис. 7 показаны графики
ОФП в зависимости от минерализации воды.
1
kw1,
CMe2=1
моль/л
0.9
0.8
0.7
ko1,
CMe2=1
моль/л
0.6
0.5
kw2,
CMe2=0.05
моль/л
0.4
0.3
ko2,
CMe2=0.05
моль/л
0.2
0.1
0
0
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
1
S
Рис. 7. Кривые относительных фазовых проницаемостей по воде и по нефти
при различной минерализации воды.
Проанализировано
влияние
ионообменных
процессов
в
глинистом
коллекторе на ОФП. На рис. 8 показаны графики ОФП в зависимости от ионного
состава воды.
1
ko
0.9
ko, Kбентонит +
р-р Na+
kw
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9
1
S
kw, Kбентонит +
р-р Na+
ko, Naбентонит +
р-р K+
kw, Naбентонит +
р-р K+
Рис. 8. Кривые относительных фазовых проницаемостей по воде и по нефти в
породах с различным составом обменных катионов в глине в зависимости от типа
солей в воде.
Расчеты ОФП показали, что ионообменные процессы приводят к
незначительному снижению фазовой проницаемости по воде и росту по нефти.
16
Осмотическое набухание глин приводит к значительному снижению фазовой
проницаемости по воде и росту ОФП по нефти.
В третьем разделе второй главы исследовано совместное течение нефти и
раствора электролита в глиносодержащих коллекторах на модели Рапопорта-Лиса

t
 m (C M e 2 ) S  S r  
q



1  
S 

M
(
S
,
C
)

P
(
S
,
C
)
F
(
S
,
C
)
 0,

2
Me2  s k
Me2
Me2 

   





K (C M e 2 )  k i ( S , C M e 2 )
M i ( S , C Me 2 ) 
,
i
 s F (S , C Me2 )
S

 rc

2
K ( C M e 2 )  2   l    f ( r ( C M e 2 )) dr 

0 
r
rc
q

wi   M i ( S , C M e 2 )

f ( r ( C M e 2 )) dr
I ( r ( C M e 2 ))
 w1  w 2 ,
 Pi

  M i ( S , C Me 2 )
 Pi
 ln
Rk
rw
P2  P1  Pk ( S , C M e 2 )  
m (C M e 2 )
J (S )
K (C M e 2 )
где Sr – доля адсорбированной воды в породе (знак «+» перед Sr при
набухании глин, «–» в случае усадки), F(S,CMe2) – функция Бакли-Леверетта, q –
удельный суммарный расход фаз,
Mi(S,CMe2) – подвижность фазы (i = 2
соответствует нефтяной фазе), wi – скорость фильтрации фазы, Pk(S,CMe2) –
функция капиллярного давления, J(S) – функция Леверетта, χ – поверхностное
натяжение фаз, K(CMe2) – абсолютная проницаемость, γ´ – коэффициент,
отражающий наличие перетоков между проводящими цепочками (порядка
единицы), ΔPi – разность между давлением на контуре питания пласта и на стенке
скважины в i-й фазе, Rk – радиус контура питания пласта, rw – радиус скважины.
Перенос солей в фильтрационном потоке воды определяется уравнением
конвективной диффузии
17
 m ( C Me 2 ) SC Me 2
t

 w 1 C Me 2

 D

1    C Me 2

   

где w1 – скорость фильтрации водной фазы,

  R ( C Me 2 )

R ( C M e 2 )
(6)
– скорость
гидратации, D* – коэффициент, учитывающий молекулярную диффузию и
гидродинамическую дисперсию.
Рассмотрено течение в круговом пласте с Rk = 500 м, rw= 0,05 м, h = 10 м. На
контуре питания пласта обеспечивался постоянный приток электролита (соль
NaCl, LiCl). Предполагалось, что порода содержит калиевый бентонит, тип
пластовой воды хлоркалиевый (концентрация ионов K+ в пластовой воде CK – 0.8
моль/л). Свойства пласта и флюидов: m0 = 0,2, K0 = 5·10-2 мкм2, μ1 = 0,6 мПа·с, μ2 =
5 мПа·с, χ – 0,03 Н/м.
Начальные условия: S(ρ,0) = 0,2, CMe2(ρ,0) = CK. Граничные условия: S(Rk,t) =
0,8, ∂ρS(Rk,t) = 0, ∂ρCMe2(Rk,t) = 0, CMe2(Rk,t) = 10-2CK в случае закачки
слабоминерализованной воды, CMe2(Rk,t) = CNa в случае закачки раствора
электролита.
На рис. 9 приведен график зависимости нефтеотдачи пласта от времени
разработки в случае закачки пластовой воды, слабоминерализованной воды и
раствора электролита.
0.8
Нефтеотдача, д.ед.
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Годы
Рис. 9. График зависимости нефтеотдачи пласта от времени разработки.
18
Из приведенных расчетов сделан вывод, что в сравнении со стандартной
закачкой пластовой воды, закачка хлорнатриевого раствора дает прирост
нефтеотдачи на 6%, а закачка слабоминерализованной воды дает прирост на 15%.
В связи с тем, что ионообменные механизмы набухания глин гораздо в
меньшей степени снижают абсолютную проницаемость, сохраняя подвижность
фаз, не приводят к разрушению глин и имеют обратимый характер, оптимальным
вариантом разработки и повышения нефтеотдачи глиносодержащих пластов
является управление ионообменными процессами в пласте посредством подбора
ионного состава агента.
В четвертом разделе второй главы исследована циклическая закачка
растворов электролитов. Для этого рассмотрена задача, постановка которой
отлична от той, что описана в предыдущем разделе граничным условием на
контуре питания пласта для уравнения (6), как это показано на рис. 10.
Рис. 10. График зависимости концентрации электролита на контуре питания
пласта от времени разработки, T – время закачки пластовой воды, τ – время
закачки раствора электролита.
Результаты расчетов представлены на рис. 11.
19
74
Нефтеотдача, %
72
70
68
66
64
62
60
0.01
закачка р-ра LiCl
0.10
1.00
закачка р-ра NaCl
ω, год-1
закачка пластовой воды
Рис. 11. Графики зависимости нефтеотдачи пласта от частоты закачки
электролитов, ω = τ-1
Частота ω = 0,01 год-1 соответствовала постоянной закачке в пласт раствора
электролита (τ = 100 лет), следовательно, при этой частоте нефтеотдача
максимальна. Организация циклической закачки при частоте 0,02 год-1 привела к
снижению нефтеотдачи на 5 и 1% (в сравнении с постоянной закачкой
электролита)
при
закачке
хлорлитиевого
и
хлорнатриевого
растворов
соответственно. Дальнейшее увеличение частоты практически не повлияло на
эффективность нефтевытеснения раствором хлорида натрия, тогда как в случае с
хлорлитиевым раствором наблюдался рост нефтеотдачи на 4%. При достижении
частоты 0,1 год-1 достигнут максимум. При частотах выше 0,7 год-1 зависимость
нефтеотдачи от частоты исчезает. При высоких частотах практически отсутствует
зависимость от типа закачиваемого электролита.
При частоте закачки 0,02 год-1, цикл закачки пластовой воды приходится на
период после прорыва воды к скважине, следовательно, после прорыва
концентрация электролита в пласте снижается и падает фазовая проницаемость по
нефти, по воде растет. Это и привело к ускорению темпа обводнения и снижению
эффективности нефтевытеснения. Последующее увеличение частоты привело к
тому, что после прорыва воды и на конец разработки пришелся цикл закачки
электролита,
что
способствовало
довытеснению
нефти
и
снижению
20
обводненности. При высоких частотах закачки (ω ≥ 1 год-1) амплитуда колебания
концентрации
электролита
в
пласте
падает,
диапазон
изменения
ФЕС
уменьшается, и, как следствие, снижается эффективность нефтевытеснения.
Третья глава посвящена экспериментальному исследованию течения
растворов
электролитов
в
глинистых
коллекторах.
Эксперименты
были
проведены с целью верификации полученного закона течения при низких
градиентах давления, а также с целью изучения влияния параметров электролита
на ФЕС пласта.
В первом разделе третьей главы приведено описание экспериментальной
установки для исследования закона фильтрации при низких градиентах (рис. 12),
определены фильтрационно-ѐмкостные свойства и порометрическая кривая
модели пласта. Даны погрешности измерений.
Рис. 12. Фотография установки.
Модель пласта в виде прямой призмы (высотой 6 см), в основании которой
трапеция с основаниями 29 см (контур питания пласта), 14 см (контур галереи),
высота трапеции – 96 см. Насыпной материал представлен отсортированным
песком и бентонитовой глиной (пористость – 0,4637, проницаемость – 2,43 мкм2,
средний диаметр зерен – 0,93 мм, глиносодерждание – 5%).
Ввиду необходимости задания малых градиентов давления использованы
чувствительные датчики дифференциального давления, погрешность измерения
21
которых – 0,5%, а замер расхода произведен объѐмным методом. Мониторинг
процесса осуществлен через компьютер посредством аналогово-цифрового
преобразователя системы Power Lab. Измерение расхода жидкости производилось
после установления стационарного распределения давления в пласте и
установления
постоянного
расхода.
Фильтруемая
жидкость
–
слабоминерализованный раствор сульфата аммония.
На рис. 13 представлено сравнение теоретической и экспериментальной
зависимостей скорости фильтрации раствора на контуре пласта от приложенного
градиента давления.
Рис. 13. График зависимости скорости фильтрации от приложенного
градиента давления. Точки – экспериментальные данные, кривая 1 –
теоретическая кривая, рассчитанная при наиболее вероятной порометрической
кривой, кривые 2, 3 – теоретические кривые, рассчитанные при порометрических
кривых, отклоненных от наиболее вероятной
Эксперимент показал, что отклонения от линейного закона фильтрации
исчезают при градиентах давления выше 2•102 Па/м. Тем самым подтверждается
теоретический результат, что для крупнопоровых пород переход к линейному
характеру связи
w ( P )
2
происходит при  P ~ 10 Па/м.
22
Третий раздел третьей главы посвящен экспериментальному изучению
кинетики осмотических и ионообменных процессов, а также их влиянию на
проницаемость глинистых пород в процессе течения растворов электролитов.
Установка представляла собой цилиндрическую трубу из оргстекла, в
которой находился насыпной пласт. Длина трубы – 573 мм, диаметр – 17,5 мм.
Торцы трубы зажимались металлическими сетками, впрессованными к торцам
пластиковыми заглушками.
Модель пласта – насыпной материал из проппанта и бентонита
(глиносодержание – 10%). Глинистая порода перед смешиванием с проппантом
обработана насыщенными растворами электролитов.
Пласт попеременно прокачивался растворами различных электролитов
разной минерализации. Фиксировался расход и перепад давлений на входе и
выходе из пласта, полученные данные обрабатывались и
составлялись
зависимости проницаемости пласта от прокаченного объема растворов.
На рис. 14, 15, 16 представлены графики зависимости проницаемости
пласта, содержащего калиевый, кальциевый и аммониевый бентонит от
прокаченного объема растворов.
K, Д
180
160
140
120
0,04М р-р KCl
1,8М р-р CaCl2
100
80
60
40
20
0
0
2
4
6
8
10
12
V/Vпор
Рис. 14. График зависимости проницаемости пласта, содержащего калиевый
бентонит, от прокаченного объема растворов.
23
K, Д
200
180
160
140
120
100
80
60
1,5М р-р MgCl2
1,5М р-р (NH4)2SO4
1,5М р-р CaCl2
40
20
0
0
30
60
90
120
150
180
210
240
V/Vпор
Рис. 15. График зависимости проницаемости пласта, содержащего кальциевый
бентонит, от прокаченного объема растворов.
1,5M р-р (NH4)2SO4
1,5M р-р KCl
1,5M р-р (NH4)2SO4
K, Д
240
220
200
180
160
140
1,5М р-р KCl
120
100
1,5М р-р (NH4)2SO4
1,5М р-р (NH4)2SO4
80
60
40
20
0
0
20
40
60
80
100
120
V/Vпор
Рис. 16. График зависимости проницаемости пласта, содержащего аммониевый
бентонит, от прокаченного объема растворов.
Отмечено, что закачка в пласт слабоминерализованного раствора KCl
привела к снижению проницаемости в 8 раз (рис. 14). Последующая закачка
высококонцентрированного раствора CaCl2 не привела к восстановлению
24
проницаемости вследствие того, что глинистый материал разрушился и образовал
вязкий глинистый раствор.
Закачка концентрированных растворов электролитов не привела к
разрушению породы, что позволило увеличить проницаемость при прокачке
(NH4)2SO4 на 10% за счет усадки глин (рис.15). Закачка раствора MgCl2 привела к
снижению проницаемости на 25% вследствие ионообменного набухания.
В
ходе
аммониевым
установления
бентонитом
равновесия
наблюдался
между раствором
двухстадийный
(NH4)2SO4
характер
и
падения
проницаемости (рис. 16). На первой стадии происходила капиллярная пропитка
глины раствором и образование ДЭС. На второй стадии, развивался процесс
осмотического набухания. Закачка раствора (NH4)2SO4, вслед за закачкой KCl, не
привела к полному восстановлению проницаемости. Последнее свидетельствует о
том, что с вхождением катионов K+ в межмолекулярное пространство глины их
активность снижется.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
1. Построена перколяционная модель двухфазного течения жидкостей в
глиносодержащей
пористой
среде,
учитывающая
электрокинетические,
осмотические и ионообменные явления. Теоретически показано, что отклонение
от линейного закона фильтрации в тонкопоровых коллекторах (< r > ~ 10-8 м)
исчезает при более высоких градиентах давления (~ 103 Па/м), чем в
крупнопоровых (< r > ~ 10-6 м), где переход к линейному характеру связи w (  P )
происходит уже при
 P ~ 10
2
Па/м.
2. Получены аналитические выражения для расчета пористости породы и
относительных фазовых проницаемостей в системе «нефть-раствор электролита»
в зависимости от минерализации, ионного состава воды и типа глинистого
минерала породы.
2.1. Показано, что осмотическое набухание глинистых минералов в
породе приводит к снижению пористости до трех раз, в то время как
25
ионообменные внутрикристаллические процессы набухания и усадки глин в
породе вызывают изменение пористости на 15-20%.
2.2. Теоретически установлено, что набухание глинистых минералов
породы приводит к снижению фазовой проницаемости по воде и росту по нефти.
Усадка глин способствует росту фазовой проницаемости по воде и снижению по
нефти.
3. Проведено
насыпных
экспериментальное
моделях
демонстрирующий
изучение
глиносодержащих
нелинейную
Экспериментальная зависимость
пластов.
взаимосвязь
w ( P )
течения
электролитов
Поставлен
w ( P )
при
в
эксперимент,
малых
P
.
подтверждает теоретически полученный
закон течения. Данные проведенных опытов показывают, что построенная модель
позволяет адекватно оценивать влияние состава и минерализации закачиваемой
воды на фильтрационные свойства глинистых минералов.
4. На
базе
построенной
модели
проведены
оценочные
расчеты
технологических показателей разработки глиносодержащего пласта по методу
LSW.
4.1. Показано, что уменьшение минерализации закачиваемой жидкости
снижает темп обводненния скважин, приводит к росту дебитов по нефти и
увеличению нефтеотдачи до 15% по сравнению с закачкой пластовой воды.
4.2. Продемонстрировано, что закачка растворов солей высокоактивных
металлов по сравнению с закачкой пластовой воды увеличивает нефтеотдачу до
10%. Применение циклической закачки позволяет вдвое снизить объем реагентов
при приросте нефтеотдачи на 8,5%.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:
1. Кадет В.В., Чагиров П.С. Перколяционный анализ границ применимости
линейного закона фильтрации // Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2011
г. №3, с. 28-37;
26
2. Кадет В.В., Чагиров П.С. К вопросу об определении границ
применимости линейного закона фильтрации (закона Дарси) // Технологии нефти
и газа, 2011 г., №4, с. 26-31;
3.
Чагиров
П.С.,
Кадет
В.В.
Новый
метод
определения
границ
применимости закона Дарси // Вестник Нижегородского университета им. Н.И.
Лобачевского, 2011 г., №4(3), с. 1243-1244;
4. Kadet V.V., Chagirov P.S. Alternative to Darcy’s Law for the Description of
the Newtonian Fluid Flow in Porous Media // ECMOR XIII – 13-th European
Conference on the Mathematics of Oil Recovery, 10-13 September 2012, Biarritz,
France;
5. Кадет В.В., Чагиров П.С. Учет осмотического набухания глин при
моделировании разработки глинистых коллекторов нефти // Труды РГУ нефти и
газа им. И.М. Губкина, 2014г. №2, с. 5-16;
6. Kadet V.V., Chagirov P.S. Electrokinetic Mechanism of Low Salinity Water
Flooding and Modeling of Oil Displacement in Clay Reservoirs // ECMOR XIV – 14-th
European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, 8-11 September 2014,
Sicily, Italy;
7. Кадет В.В., Чагиров П.С. Моделирование процесса заводнения глинистых
коллекторов
нефти
слабоминерализованной
водой
//
Физико-технические
проблемы разработки полезных ископаемых, (принято к печати в №6 2015 г.);
8. Кадет В.В., Чагиров П.С. Учет влияния ионообменных процессов при
совместном течении нефти и растворов электролитов в глиносодержащих
коллекторах // Нефтяное хозяйство, (принято к печати в №8 2015 г.);
9. Чагиров П.С. Моделирование совместного течения нефти и растворов
электролитов в глиносодержащих коллекторах // Сборник материалов XI
Всероссийского съезда по фундаментальным проблемам теоретической и
прикладной механики, 20-24 августа 2015 г., г. Казань.
Соискатель
П.С. Чагиров
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа