Рассмотрены методы увеличения нефтеотдачи, в целом, и ПАВ-полимерное заводнение, в частности, как третичный метод разработки зрелых нефтяных месторождений в Западной Сибири, с потенциалом увеличения нефтеотдачи до 60-70 % начальных геологических запасов. Выбор эффективной смеси поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимера для ПАВ-полимерного воздействия представляет собой сложный и многоступенчатый процесс. На первой стадии, в ходе лабораторных исследований выбраны ПАВ и полимер. Исследованы термическая стабильность, фазовое поведение, межфазное натяжение и реология ПАВ-полимерного состава. На втором этапе проведены фильтрационные эксперименты для оптимизации размера отрочки химических веществ и их концентраций. На третьей стадии для оценки эффективности ПАВ-полимерного воздействия в реальных условиях месторождения проведены тесты на единичных скважинах с разделяющимися химическими трассерами (Single Well Chemical Tracer Test - SWCTT). Всего в 2020 г. выполнено два SWCTT с одним и тем же ПАВ, но с разными химическими композициями для проверки технических и экономических моделей ПАВ-полимерного воздействия. Результаты SWCTT показали, что остаточная нефтенасыщенность в зоне воздействия ПАВ-полимерной композиции снизилась примерно на 10-11 %, прирост коэффициента извлечения нефти составил около 18 %. В процессе интерпретации результатов SWCTT создана и верифицирована температурная модель призабойной зоны скважины. Согласно результатам расчета на модели температура в призабойных зонах существенно ниже, чем в среднем по коллектору. Эти результаты необходимо использовать для интерпретации результатов SWCTT и оценки эффективности ПАВ-полимерной композиции. Испытания показали приемлемую эффективность ПАВ при неоптимальных условиях, что благоприятно для применения ПАВ-полимерного состава для соседних месторождений и пластов с различными пластовыми температурами, но сходным составом воды. В целом, результаты проведенных полевых испытаний коррелируют с результатами лабораторных экспериментов для выбранного ПАВ.
Список литературы
1. Results of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding Pilot at West Salym Field/ Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan [et al.] // SPE-190382-MS. – 2018. – https://doi.org/10.2118/190382-MS
2. Produced for the first time in Russia, Gazprom Neft synthesises 11 cutting-edge enhanced oil recovery surfactant agents, November 2017. – https://www.einpresswire.com/article/419409950/produced-for-the-first-time-in-russia-gazprom-neft-sy...
3. Deans H.A. «Using Chemical Tracers to Measure Fractional Flow and Saturation In-Situ //SPE-7076. – 1978. – https://doi.org/10.2118/7076-MS
4. Deans H.A., Mut A.D. Chemical Tracer Studies To Determine water Saturation at Prudhoe Bay// SPE-28591. – 1997. – https://doi.org/10.2118/28591-PA
5. Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 2: The Design and Execution of an ASP Field Test. Society of Petroleum Engineers/ M.A. Buijse, R.M. Prelicz, J.R. Barnes, C. Cosmo // SPE-129769 – 2010. – https://doi.org/10.2118/129769-MS
6. Deans H.A., Parks Y.J., Tezduyar T.E. Thermal Effects on Single Well Chemical Tracer Test for Measuring Residual Oil Saturation. – https://doi.org/10.2118/19683-PA
7. Wolfenden R., Yuan Y. The neutral hydrolysis of simple carboxylic esters in water and the rate enhancements produced by acetylcholinesterase and other carboxylic acid esterases// Journal of the American Chemical Society. – 2011. – V. 133 (35). – P.13821–13823. – https://doi.org/10.1021/ja204116a
8. Wellington S., Richardson E. Redesigned ester single-well tracer test that incorporates ph driven hydrolysis rate changes // SPE-24135-PA. – 1994. – P 233–239. – https://doi.org/10.2118/24135-PA
9. Evaluating the Impact of Reservoir Cooling on the Surfactant Flood Efficiency/ A. Soltani, B. Decroux, A. Negre [et al.] // IPTC-21351-MS. – 2021. – https://doi.org/10.2523/IPTC-21351-MS
