Химические методы увеличения нефтеотдачи с каждым годом приобретают все большее распространение, однако оценка эффективности применения нефтевытесняющих композиций характеризуется высокой степень неопределенности, которую необходимо учитывать при проектировании технологии. В статье приведенные результаты оценки эффективности трех композиций для ПАВ-полимерного заводнения. Оценка проводилась в два этапа. Первый этап – лабораторные исследования. Особенность комплексных лабораторных исследований состоит в том, что нефтевытесняющий раствор подбирается в соответствии с геолого-физическими характеристиками месторождения (фильтрационными свойствами коллектора, свойствами пластовых флюидов, пластовой температурой), поэтому тестирование реализуется с учетом этих условий. Комплексные лабораторные исследования включали определение ряда характеристик ПАВ-полимерных растворов, полученных в том числе при проведении фильтрационных (потоковых) экспериментов на образцах керна. На этапе лабораторных работ определена композиция с наилучшими показателями эффективности. Второй этап – гидродинамическое моделирование. На этом этапе воспроизведен лабораторный потоковый эксперимент с последующим ремасштабированием и оценкой эффекта на полномасштабной 3D гидродинамической модели. При этом для гидродинамического моделирования ПАВ-полимерного заводнения определен комплекс минимально необходимых данных лабораторных исследований, к ним отнесены зависимость межфазного натяжения на границе нефть – нефтевытесняющий раствор от концентрации ПАВ, динамическая адсорбция ПАВ, изменение остаточной нефтенасыщенности, приращение коэффициента вытеснения, фактор сопротивления. Выделены также дополнительные результаты лабораторных исследований, использованные при адаптации фильтрационной модели: линейные размеры образцов, фильтрационно-емкостные свойства, концевые точки кривых относительных фазовых проницаемостей. В результате расчетов на гидродинамической модели прирост коэффициента извлечения нефти оценивается на уровне 19 %. Выбранная ПАВ-полимерная композиция рекомендована для проведения индикаторных исследований на одиночной скважине методом разделяющихся трассеров, а также для проведения опытно-промысловых испытаний.
Список литературы
1. Лабораторное испытание кислотной нефтевытесняющей композиции для увеличения нефтеотдачи пластов / М.Р. Шолидодов, В.В. Козлов, Л.К. Алтунина, У.В. Чернова // Интерэкспо Гео-Сибирь. – 2021. – Т. 2. – № 1. – С. 301-306. – https://doi.org/10.33764/2618-981x-2021-2-1-301-306
2. Опыт применения и основные тенденции развития технологии полимерного заводнения в мире / М.А. Силин, Л.А. Магадова, Л.Ф. Давлетшина [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2021. – № 9-10. – С. 46-52.
3. Kamal M.S., Hussein I.A., Sultan A.S. Review on Surfactant Flooding: Phase Behavior, Retention, IFT, and Field Applications // Energy & Fuels. – 2017. – V. 31 (8). – P. 7701-7720. – https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b00353
4. Druetta P., Picchioni F. Surfactant-Polymer Interactions in a Combined Enhanced Oil Recovery Flooding // Energies. – 2020. – V. 13 (24). – Article No. 6520. – https://doi.org/10.3390/en13246520
5. Modeling Chemical EOR Processes: Some Illustrations from Lab to Reservoir Scale / F. Douarche, D. Rousseau, B. Bazin [et al.] // Oil Gas Sci. Technol. – Rev. IFP Energies nouvelles. – 2012. – V. 67. – No. 6. – P. 983-997. – https://doi.org/10.2516/ogst/2012059
6. Polymer Retention Determination in Porous Media for Polymer Flooding in Unconsolidated Reservoir / I. Ilyasov, I. Koltsov, P. Golub [et al.] // Polymers. – 2021. – V. 13 (16). – Article No. 2737. – https://doi.org/10.3390/polym13162737
7. Melo, M.A., Almeida A.R. Determining the Sweep Efficiency of Waterflooding Using Tracers // SPE-184956-MS. – 2017. - https://doi.org/10.2118/184956-MS
8. Experimental and modeling studies on adsorption of a nonionic surfactant on sandstone minerals in enhanced oil recovery process with surfactant flooding / A. Barati-Harooni, A. Najafi-Marghmaleki, A. Tatar, A.H. Mohammadi // Journal of Molecular Liquids. – 2016. – V. 220. – P. 1022-1032. – https://doi.org/10.1016/j.molliq.2016.04.090
9. Improved oil recovery by reducing surfactant adsorption with polyelectrolyte in high saline brine / M. Budhathoki, S.H.R. Barnee, B.-J. Shiau, J.H. Harwell // Colloids and Surfaces A : Physicochemical and Engineering Aspects. – 2016. – №498. – P. 66-73. – https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2016.03.012.
10. Ahmadi Y., Mohammadi M., Sedighi M. Chapter 1. Introduction to chemical enhanced oil recovery. In: Enhanced Oil Recovery Series. Chemical Methods. – Gulf Professional Publishing, 2022. – P. 1-32. – https://doi.org/10.1016/B978-0-12-821931-7.00002-X
