Газовые методы увеличения нефтеотдачи позволяют значительно повысить степень извлечения нефти из заводненных «истощенных» пластов нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. Перед внедрением данных методов на месторождении необходимо обосновать эффективность использования газовых агентов в конкретных термобарических условиях эксплуатационного объекта. В статье рассмотрено определение оптимального режима вытеснения пластовой нефти газовыми агентами (диоксидом углерода и нефтяным газом). Оценена возможность достижения условий смешивания нефти Царичанского+Филатовского месторождения Оренбургской области нефти с различными газовыми агентами в диапазоне давлений, соответствующих текущим значениям исследуемой залежи. Исследована устьевая проба нефти пласта Дкт. В результате физической рекомбинации пластовой нефти с использованием стабильной устьевой пробы и модели газа получены три насыщенные системы с различным газосодержанием. В первом приближении моделировались процессы изотермического истощения пласта. Для подтверждения эффективности закачки газа проведено физическое моделирование процесса нефтевытеснения на модели тонкой трубки с использованием рекомбинированной пробы пластовой нефти, углекислого и нефтяного газа Царичанского+Филатовского месторождения. Проводился комплексный анализ динамики вытеснения нефти. На основании серии фильтрационных экспериментов определены режимы вытеснения при закачке углекислого и нефтяного газа. Наибольшая эффективность вытеснения наблюдалась при достижении смесимости при давлении 19 МПа в случае закачки углекислого газа (коэффициент вытеснения – 96.42 %), а также при закачке нефтяного газа при давлении 12,5 МПа и 9,5 МПа для рекомбинированной пробы с меньшим давлением насыщения (коэффициент вытеснения – соответственно 96.49 и 97.80 %). Подобранные режимы закачки для исследуемых газовых агентов при достижении смесимости являются наиболее перспективными с точки зрения доизвлечения остаточной нефти на Царичанском+Филатовском месторождении.
Список литературы
1. A review of CO2 storage in view of safety and cost-effectiveness / C. Cao, H. Liu, Z. Hou // Energies. – 2020. – V. 13(3). – 600 p. – DOI:10.3390/en13030600
2. Graue D.J., Zana E.T. Study of a possible CO2 flood in Rangely Field // Journal of Petroleum Technology. – 1981. – V. 33(07). – Р. 1312–1318. – DOI:10.2118/7060-PA
3. Rutherford W.M. Miscibility Relationships in the Displacement of Oil by light hydrocarbons // Society of Petroleum Engineers Journal. - 1962. – V. 2(04). – P. 340–346. – https://doi.org/10.2118/449-PA
4. Holm L.W., Josendal V.A. Effect of oil composition on miscible-type displacement by carbon dioxide // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1982. - V. 22(01). – P. 87–98. - DOI: https://doi.org/10.2118/8814-PA
5. Wu R.S., Batycky J.P. Evaluation of miscibility from slim tube tests // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1990. – V. 29(06). - DOI:10.2118/90-06-06
6. Полищук А.М., Хлебников В.Н., Губанов В.Б. Использование слим-моделей пласта (slim tubе) для физического моделирования процессов вытеснения нефти смешивающимися агентами. Ч. 1. Методология эксперимента // Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 5. – С. 19–24.
7. A new look at the minimum miscibility pressure (MMP) determination from slimtube measurements / A.M. Amao, S. Siddiqui, H. Menouar, B.L. Herd // SPE-153383-MS. – 2012. - DOI:10.2118/153383-MS
8. Determination of minimum near miscible pressure region during CO2 and associated gas injection for tight oil reservoir in Ordos Basin, China / H. Yu, X. Lu, W. Fu [et al.] // Fuel. – 2019. – V. 263. - DOI:10.1016/j.fuel.2019.116737
9. Feasibility of Gas Injection Efficiency for Low-Permeability Sandstone Reservoir in Western Siberia: Experiments and Numerical Simulation / A. Sorokin, A. Bolotov, M. Varfolomeev [et al.] // Energies. – 2021. – V. 14(22). – DOI:10.3390/en14227718
10. Yellig W.F., Metcalfe R.S. Determination and prediction of CO2 minimum miscibility pressures // Journal of Petroleum Technology. – 1980. – V. 32. – N 1. – P. 160–168. - DOI:10.2118/7477-PA
11. Glaso O.S. Generalized minimum miscibility pressure correlation, Society of Petroleum Engineers journal. – 1985. – V. 25. – N 6. – P. 927–934. - DOI:10.2118/12893-PA
12. Cronquist C. Carbon dioxide dynamic miscibility with light reservoir oils // In Proc. Fourth Annual US DOE Symposium. – 1978. – V. 1. – P. 28–30.
13. Lee I.J. Effectiveness of carbon dioxide displacement under miscible and immiscible conditions. – 1979.
14. Alston R.B., Kokolis G.P., James C.F. CO2 minimum miscibility pressure: a correlation for impure CO2 streams and live oil systems // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1985. – V. 25. – N 2. – P. 268–274. - DOI:10.2118/11959-PA
15. Emera M.K., Sarma H.K. Use of genetic algorithm to estimate CO2-oil minimum miscibility pressure–a key parameter in design of CO2 miscible flood // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2005. – V. 46. – N 1–2. – P. 37–52. - DOI:10.1016/j.petrol.2004.10.001
16. An improved predicting model for minimum miscibility pressure (MMP) of CO2 and crude oil / B.L. Chen, H.D. Huang, Y. Zhang [et al.] // Journal of Oil and Gas Technology.– 2013. – V. 35. – N 2. – P. 126–130.
17. Zhang H., Hou D., Li K. An improved CO2-crude oil minimum miscibility pressure correlation // Journal of Chemistry. – 2015. - № 5. - DOI:10.1155/2015/175940
18. New minimum miscibility pressure (MMP) correlation for hydrocarbon miscible injections / A.M. Maklavani, A. Vatani, B. Moradi, J. Tangsirifard // Brazilian journal of petroleum and gas. – 2010. – V. 4(1). – P. 11–18.
19. Frimodig J.P., Reese N.A., Williams C.A. Carbon dioxide flooding evaluation of high-pour-point, Paraffinic Red Wash reservoir oil // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1983. – V. 23(04). – P. 587–594. - DOI: 10.2118/10272-PA
