Поиск методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов является приоритетной задачей для СП «Вьетсовпетро». Объект, приуроченный к отложениям нижнего миоцена Северного участка месторождения Белый Тигр, имеет длительную историю разработки, высокой обводненностью и относительно низкой вязкостью нефти. Особые характеристики геологической структуры участка, петрофизические фильтрационно-емкостные свойства коллекторов, энергетические и температурные режимы, свойства пластовых флюидов и показатели разработки определили выбор этого объекта для проведения пилотных испытаний технологии ПАВ-полимерного заводнения. Для пилотного участка выполнены лабораторные исследования с целью определения параметров флюида и породы, выбора химических реагентов (ПАВ и полимера), рецептуры ПАВ-полимерной композиции и исследования фильтрации в поровой среде с использованием кернового материала. ПАВ для текущих условий месторождения выбирались на основе гидрофильного/гидрофобного соотношения для равноценного разделения нефти и синтетического раствора. Рассматривались термостабильные гидрофильные молекулы двух видов ПАВ. Проведены 3 фильтрационных испытания по оценке динамической адсорбции и механической деструкции на подготовленном керновом материале. В результате проведенных экспериментов коэффициент вытеснения нефти составил 0,75-0,86, что на 30-40 % выше коэффициента вытеснения, полученного при заводнении (0,45). Определены оптимальные концентрации ПАВ и полимера, рецептура термически стабильной ПАВ-полимерной композиции, позволяющей достичь сверхнизкого фазового натяжения и подходящей для применения в условиях объекта нижнего миоцена Северного свода месторождения Белый Тигр.
Список литературы
1. Кудин Е.В., Кургузкина И.В., Нгуен Тхе Зунг. Основные положения экспериментальных исследований обоснования эффективности ПАВ-полимерного заводнения для условий месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 8. – С. 76–80. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-8-76-80
2. Рузин Л.М., Морозюк О.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) – Ухта : УГТУ, 2014. – 127 с.
3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. – 308 с.
4. Иванов Е.Н., Кононов Ю.М. Выбор методов увеличения нефтеотдачи на основе аналитической оценки геолого-геофизической информации // Известия Томского политехнического университета. – 2012.– Вып.1.– С. 149–154.
5. Optimum formulation of surfactant/water/oil systems for minimum interfacial tension or phase behavior / J-L Salager, JC Morgan, RS Schechter [et al.] // SPE-7054-PA. – 1979. – https://doi.org/10.2118/7054-PA
6. Polymer Injectivity: Influence of Permeability in the Flow of EOR Polymers in Porous Media / B. Al-Shakry, B. Shaker Shiran, T. Skauge, A. Skauge // SPE-195495-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/195495-MS
7. Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. Status of Polymer-Flooding Technology // SPE-174541-PA. – 2015. – https://doi.org/10.2118/174541-PA8.
8. Штиллер В. Уравнение Аррениуса и неравновесная кинетика. – М.: Мир, 2000. – 176 с.
9. Winsor P.A. Binary and multicomponent solutions of amphiphilic compounds. Solubilization and the formation, structure, and theoretical significance of liquid crystalline solutions // Chemical Reviews. – 1968. – V. 68. – No. 1. – P. 1-40. – https://doi.org/10.1021/cr60251a001
10. Chun Huh. Equilibrium of a Microemulsion That Coexists With Oil or Brine // SPE-10728-PA. – 1983. – https://doi.org/10.2118/10728-PA
11. Комплексные лабораторные исследования при оптимизации состава ПАВ-полимерных композиций для месторождений Западной Сибири / Е.А. Сидоровская, Д.С. Адаховский, Н.Ю. Третьяков [и др.] // Нефть и газ. – 2020. – Вып.6. – С. 107–118. – https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-6-107-118
