Химические методы увеличения нефтеотдачи в целом и ПАВ-полимерное заводнение, в частности, рассматриваются как перспективный способ разработки зрелых нефтяных месторождений в Западной Сибири с потенциалом повышения коэффициента извлечения нефти до 60-70 % начальных геологических запасов. Выбор эффективной смеси ПАВ и полимера для ПАВ-полимерного заводнения представляет собой сложный и многоступенчатый процесс. Обычно выбор химической композиции и моделирование на гидродинамической модели проводятся при изотермическом режиме при пластовой температуре. Однако в последнее время некоторые авторы уделяют внимание температурным аспектам при проектировании ПАВ-полимерного заводнения. Согласно этим исследованиям изменение температуры пласта в результате многолетнего нагнетания воды (как правило, не нагретой дополнительно) может играть определяющую роль в выборе химической композиции и гидродинамического моделирования. Во-первых, температура значительно влияет на межфазное натяжение на границе нефти и воды, от которого зависит коэффициент вытеснения нефти ПАВ-полимерной композицией. Во-вторых, от температуры зависят вязкость полимерного раствора и, следовательно, коэффициент охвата.
В статье приведены результаты оценки температурного профиля в районе участка, выбранного для опытно-промышленных работ по ПАВ-полимерному заводнению. На участке в течение 12 лет осуществлялось заводнение. По аналитическим зависимостям рассчитана температура на забое скважины для сопоставления с промысловыми данными. В результате промысловых исследований установлено, что температура на забое скважины составляет 42 °С, что на 45 °С меньше начальной пластовой температуры. С помощью аналитических зависимостей и гидродинамической модели рассчитан температурный профиль в районе пилотного участка. Расчеты показали, что закачка воды в течение 12 лет значительно охладила пласт в районе пилотного участка. Температура в районе скважины, в через которую планируется закачка ПАВ-полимерного раствора, составляет 70 °С, что на 17 °С меньше начальной пластовой температуры. При закачке химического раствора температура в районе этой скважины будет снижаться и далее. Это необходимо учитывать при выборе ПАВ и полимера, которые должны обладать эффективными нефтевытесняющими свойствами в широком температурном диапазоне.
Список литературы
1. Evaluating Efficiency Of Surfactant-polymer Flooding With Single Well Chemical Tracer Tests At Kholmogorskoye Field / M. Bondar, A. Osipov, I. Koltsov [et al.] //
SPE-207314-MS. – 2021.
2. Results of Alkaline-Surfactant-Polymer Flooding Pilot at West Salym Field / Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan [et al.] // SPE -190382-MS. – 2018.
3. Sheng J.J. Enhanced Oil Recovery Field Case Studies / 1st Edition. – 2013. - DOI:10.1016/C2010-0-67974-0
4. Evaluating the Impact of Reservoir Cooling on the Surfactant Flood Efficiency / A. Soltani, B. Decroux, A. Negre [et al.] // IPTC-21351-MS. – 2021.
5. Малофеев Г.Е., Мирсаетов О.М., Чоловская И.Д. Нагнетание в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. – 224 с.
6. Marx J.W., Langenheim R.H. Reservoir heating by hot fluid injection // Petroleum Transactions AIME. – 1959. – V. 216. – 312–315. - DOI:10.2118/1266-G
7. Quintero L., Jones T.A., Pietrangeli G.A. Proper Design Criteria of Microemulsion Treatment Fluids for Enhancing Well Production // SPE-154451-MS. – 2012. – https://doi.org/10.2118/154451-MS
8. Effect of temperature, pressure, salinity, and surfactant concentration on IFT for surfactant flooding optimization / W. Karnanda, M.S. Benzagouta, A.Al. Quraishi [et al.] // Arabian Journal of Geosciences. – 2013. – V. 6. – P. 3535-3544. – https://doi.org/10.1007/s12517-012-0605-7
9. Modeling Chemical EOR Processes: Some Illustrations from Lab to Reservoir Scale / F. Douarche, D. Rousseau, B. Bazin, [et al.] // Oil & Gas Science and Technology // Rev. IFP Energies nouvelles. – 2012. – V. 67. – № 6. – P. 983–997. – https://doi.org/10.2516/ogst/2012059
10. Hirasaki G., Miller C.A., Puerto M. Recent Advances in Surfactant EOR / // SPE-115386-PA. – 2011. – https://doi.org/10.2118/115386-PA
11. Характеристики эмульсий и их значение при прогнозе эффективности нефтевытесняющих композиций / Е.А. Турнаева, Е.А. Сидоровская, Д.С. Адаховский [и др.] // Известия вузов. Нефть и газ. – 2021. – № 3. – С. 91–107. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-91-107
