Рассмотрены вопросы поиска, разработки и внедрения новых технологий для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе применения по закачке пара и внутрипластового горения для карбонатных коллекторов. Лабораторные исследования с использованием экспериментальных установок проведены на образцах карбонатных гидрофобных пород для оценки потенциала методов увеличения нефтеотдачи (МУН). В ходе экспериментов оценивалась инициируемость горения; максимальные температуры, создаваемые в результате протекания реакций горения, т.е. температуры, которые посредством закачки воздуха могут быть созданы в пласте для образования фронта горения. На основе полученных экспериментальных результатов определены параметры, необходимые для численного моделирования процессов закачки воздуха высокого давления и пара, такие как скорость движения фронта горения, максимальные температуры реакций, состав выделяющихся газов и флюидов.
Инициация горения в насыпной модели из кернового материала и нефти месторождения Центрального Хорейверского поднятия произошла при температуре 200 °C. Получен стабильный фронт горения в модели со скоростью 14,3 см/ч. Достигнут высокий коэффициент вытеснения – около 80 % первоначального объема нефти в модели.
В результате экспериментов оценен потенциал применения тепловых МУН для сложных объектов разработки. При проведении опытов определены и проверены технологические параметры применения рассмотренных МУН для последующего моделирования разработки. При проведении эксперимента по закачке пара в модель пласта установлено, что основное количество нефти (более 70 % общего полученного объема) вытесняется паром при температуре 283 °С. Подтверждена корректность выбора температуры закачки пара на месторождении. Установлено, что повышение температуры закачки до 305 °С позволит увеличить добычу нефти на 10-15 %.
Список литературы
1. Лабораторное моделирование процесса закачки воздуха высокого давления на месторождениях баженовской свиты / Т.М. Бондаренко, Е.Ю. Попов, А.Н. Черемисин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 3. – С. 34–39.
2. Alvarado V., Manrique E. Enhanced oil recovery: An update review. // Energies. – 2010. – V. 3. – № 9. – Р. 1529–1575.
3. Yang X., Gates I.D. Design of hybrid steam-in situ combustion bitumen recovery processes // Nat. Resour. Res. – 2009. – V. 18. – № 3. – Р. 213–233.
4. Collinson Sh. New Skoltech lab revolutionizes approach to difficult oil deposits. – http://www.skoltech.ru/en/2017/06/23601/.
5. Moore R.G., Mehta S.A., Ursenbach M.G. A Guide to High Pressure Air Injection (HPAI) Based Oil Recovery // SPE 75207. – 2002.
6. Grishin P.A. Features of carbonate core preparation and research // SPE – 2017. – http://www.spe-moscow.org/ru/meetings/osobennosti-podgotovki-i-issledovaniya-karbonatnogo-kerna2.htm...
