Рассмотрен процесс оценки применимости и планирования закачки воды со сниженной минерализацией для увеличения нефтеотдачи на месторождениях Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП). Нефть рассматриваемых объектов характеризуются повышенной вязкостью (6-7 мПа∙с). Применение химических реагентов для вытеснения нефти в указанных условиях осложняется высокими минерализацией пластовой воды (до 210 кг/м3)и пластовой температурой (70 °С).
В мировой практике имеется ряд примеров применения воды со сниженной или модифицированной минерализацией для увеличения нефтеотдачи из карбонатных пластов, однако отсутствует общепринятый единый механизм для описания процесса мобилизации нефти. По результатам фильтрационных экспериментов на пластовых кернах ЦХП показано, что прирост коэффициента довытеснения нефти на керне от закачки низкоминерализованной воды составляет от 1 до 10 % по сравнению с пластовой водой. Проведена адаптация линейных гидродинамических моделей. Построены секторные модели для прогнозирования технологического эффекта. Выполнена оценка совместного применения низкоминерализованной воды и полимерных реагентов. Проведены эксперименты с целью определения коэффициента довытеснения нефти растворами полимера в воде различной минерализации. Показано, что сочетание полимеров и воды со сниженной минерализацией может при благоприятных условиях обеспечить прирост коэффициента вытеснения до 15 % в зонах, полностью промытых закачиваемым агентом.
В декабре 2020 г. на нагнетательной скважине Висового месторождения начата опытная закачка воды из юрского горизонта со сниженной минерализацией (8-9 кг/м3) вместо подтоварной (180-210 кг/м3). При продолжительной закачке отмечено снижение минерализации добываемой воды на 20-40 % в некоторых скважинах, что позволило оценить объем зоны пласта, охваченной заводнением и повысить прогностическую способность гидродинамической модели. Ожидаемая технологическая эффективность закачки низкоминерализованной воды на Висовом месторождении – прирост коэффициента извлениения нефти около 1 % к 2033 г. Потенциальный эффект от совместного применения агента для контроля подвижности (полимера) и низкоминерализованной воды предполагает возможность получения дополнительной добычи от 22 до 44 т нефти/ т полимера.
Список литературы
1. 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. - DOI: 10.2118/196772-MS
2. 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. - DOI: 10.24887/0028-2448-2021-12-102-106
3. Fathi S.J., Austad T., Strand S. Water-Based Enhanced Oil recovery (EOR) by “Smart Water” in Carbonate Reservoirs // SPE-154570-MS. – 2012. – DOI:10.2118/154570-MS
4. Fathi S.J., Austad T., Strand S. Water-Based Enhanced Oil Recovery (EOR) by "Smart Water": Optimal Ionic Composition for EOR in Carbonates // Energy & Fuels. – 2011. - V. 25(11). – P. 5173-5179. - DOI: 10.1021/ef201019k
5. Zhang P., Austad T. Wettability and oil recovery from carbonates: Effects of temperature and potential determining ions // Colloids and Surfaces A: Physicochem. Eng. Aspects. – 2006. – V. 279. – P. 179-187. - DOI: 10.1016/j.colsurfa.2006.01.009
6. Shariatpanahi S.F., Strand S., Austad T. Evaluation of water-based enhanced oil recovery (EOR) by wettability alteration in a low-permeable fractured limestone oil reservoir // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 5997–6008. - DOI: 10.1021/ef100837v
7. Smart Waterflooding: Industry’s First Field Test in Carbonate Reservoirs / A.A. Yousef, J.S. Liu, G.W. Blanchard [et al.] // SPE 159526. – 2012. - DOI: 10.2118/159526-MS
8. Применение технологии SWCTT для оценки эффективности заводнения низкоминерализованной водой карбонатного пласта Харьягинского месторождения / Ю.А. Келлер, А.А. Усков, А.Н. Кривогуз [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2020. - №7. – С. 109-113. - DOI: 10.24887/0028-2448-2020-7-109-113
9. Practical Application of Flow Diversion Techniques for Development of Fractured Carbonate Reservoirs / A. Chorniy, I. Khodakov, D. Popov [et al.] // – SPE-196855-MS. – 2019. - DOI: 10.2118/196855-MS
10. Injection of Low-Salinity Water as an Integral Part of Enhanced Oil Recovery Programmes for Carbonate Formations of the Central-Khoreiver Uplift Oilfields / A.V. Kornilov, I.V. Tkachev, A.V. Fomkin [et al.] // SPE-206433-MS. – 2021. - DOI: 10.2118/206433-MS
11. Shakeel M., Pourafshary P., Hashmet M.R. Hybrid Engineered Water-Polymer Flooding in Carbonates: A Review of Mechanisms and Case Studies // App. Sci. – 2020. – № 10 (6087). - DOI: 10.3390/app10176087
