Основные продуктивные объекты месторождений Центрально-Хорейверского поднятия (ЦХП) приурочены к рифогенным отложениям фаменского яруса верхнего девона и сложены 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 – 7 мПа·с в пластовых условиях, 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 рассмотрен процесс проектирования опытно-промышленных работ (ОПР) по оценке эффективности ПАВ-полимерного заводнения в промысловых условиях при помощи односкважинных трассерных исследований. Эффективная ПАВ-полимерная композиция выбрана по совокупности основных показателей, измеренных в рамках скрининга и комплексного лабораторного тестирования. Проведены фильтрационные эксперименты на составных керновых колонках. При целевых значениях концентраций обеспечивается коэффициент довытеснения нефти 7 % после прокачки одного порового объема ПАВ и 14 % после прокачки одного порового объема для композиции ПАВ – полимер. Для оценки эффективности выбранной композиции в промысловых условиях спроектированы ОПР с использованием односкважинных трассерных исследований. Основной задачей ОПР является определение изменения остаточной нефтенасыщенности или коэффициента вытеснения нефти в ходе последовательных прокачек воды и ПАВ-полимерной композиции. При помощи гидродинамического моделирования получены оптимальные значения параметров ОПР, такие как предельная приемистость, размер исследуемой зоны пласта, необходимые объемы воды, ПАВ, полимера и трассеров, продолжительность операций. Полученный дизайн стал основой для составления программы проведения ОПР, которая включает все основные технологические операции и возможные риски.
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. Single-Well Chemical Tracer Test for Residual Oil Measurement: Field Trial and Case Study / A. Mohammed, B. Senthilmurugan, S. Modiu [et al.] // SPE-182811. – 2016.
4. 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.
5. Pat. 3590923 US. Method of determining residual oil saturation in reservoirs / Jr. Cooke, E. Claude; assignee Esso Production Research Company (N/A). – Appl. No. 04/881774; filed 03.12.1969, publ. 06.07.1971.
