Основные продуктивные объекты месторождений Центрально-Хорейверского поднятия приурочены к рифогенным отложениям фаменского яруса верхнего девона и представлены карбонатными коллекторами порово-кавернозно-трещинного типа, преимущественно гидрофобными. Пластовая температура составляет около 70 °С, минерализация пластовой воды – около 210 г/л, содержание ионов кальция и магния – до 20 г/л. Вязкость нефти в пластовых условиях – 7 мПа·с, давление насыщения нефти газом – 8 МПа, газосодержание – 36 м3/т. Текущее пластовое давление составляет около 20 МПа. В настоящее время для указанных объектов разработки проводится оценка возможности закачки различных химических реагентов для повышения коэффициента извлечения нефти. В статье рассмотрена разработка технологии ПАВ-полимерного заводнения для карбонатных коллекторов с высокими минерализацией пластовой воды и пластовой температурой. Первоначальный выбор композиций для повышения нефтеотдачи включал эксперименты по оценке физико-химических свойств: вязкости, межфазного натяжения на границе с нефтью и др. Данные параметры определены в условиях, приближенных к пластовым. Эффективная ПАВ-полимерная композиция выбрана по совокупности основных показателей, измеренных в рамках скрининга и комплексного лабораторного тестирования. Проведены фильтрационные эксперименты на составных керновых колонках. Установлено, что при целевых концентрациях после прокачки одного порового объема ПАВ обеспечивается коэффициент довытеснения нефти 7 %, после прокачки одного порового объема ПАВ-полимерной композиции – 14 %. Эффективность раствора ПАВ и ПАВ-полимерной композиции подтверждена в промысловых условиях при помощи односкважинных трассерных исследований (SWCTT), проведенных на месторождениях СК «РУСВЬЕТПЕТРО».
Список литературы
1. Подбор технологии увеличения нефтеотдачи карбонатных пластов Центрально-Хорейверского поднятия с использованием ПАВ-полимерных композиций / А.М. Петраков, Т.С. Рогова, С.В. Макаршин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 66–70. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-1-66-70
2. Selection of Effective Surfactant Composition to Improve Oil Displacement Efficiency in Carbonate Reservoirs with High Salinity Formation Water / A. Kornilov, A. Zhirov, A. Petrakov [et al.] // SPE-196772-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/196772-MS
3. Hu Guo, Ma Dou, Wang Hanqing. Review of Capillary Number in Chemical Enhanced Oil Recovery // SPE-175172-MS. – 2015. – https://doi.org/10.2118/175172-MS
4. Pat. 3,590,923 US. Method of determining residual oil saturation in reservoirs / C.E. Cooke, Jr.; assignee Esso Production Research Company. – Appl. No. 881,774; filed 03.12.1967; publ. 06.06.1971.
5. Use of Partitioning Tracers to Estimate Oil Saturation Distribution in Heterogeneous Reservoirs / R.M. Dean, D.L. Walker, V. Dwarakanath [et al.] // SPE-179655. – 2016.
6. New and simple methods of determination partition coefficient and degree hydrolysis of tracer for estimating residual oil saturation by SWCTT technologies / R.I. Galeev, A.V. Bolotov, M.A. Varfolomeev [et al.] // Petroleum Science and Technology. – 2021. – V. 39. – Р. 1043-1059. – https://doi.org/10.1080/10916466.2021.1970181
7. Проектирование опытно-промышленных работ по оценке эффективности ПАВ-полимерного заводнения при помощи односкважинных трассерных исследований / Д.С. Круглов, А.Е. Смирнов, И.В. Ткачев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 12. – С. 102–106. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-12-102-106
