В процессе подготовки к применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) путем заводнения с использованием полимерных растворов на нефтяном месторождении в северо-восточной части Сербии проведен ряд экспериментов. В качестве агента полимерного заводнения рекомендован высокомолекулярный гидролизованный полиакриламид (HPAM), затворенный на пресной воде. Коллектор разрабатываемого месторождения представлен песчаником возраста от нижнего до среднего миоцена, мелко- и среднезернистым, местами илистым и глинистый, хорошо сцементированный кремнистым и известковым цементом. Проведен ряд фильтрационных экспериментов на кернах с целью определения изменения гидравлического сопротивления, коэффициента остаточного сопротивления и коэффициента удержания полимера. Поскольку по проницаемости пласт крайне неоднородный, образцы кернов разделены на три группы: высокой, средней и низкой проницаемости. Предполагалось, что величины замеренных параметров будут до известной степени зависеть от проницаемости, однако некоторые полученные результаты не соответствовали этой тенденции. Минералогический анализ показал, что карбонатность отдельных образцов достигает 70%, однако остальные характеристики (пористость и проницаемость) находятся в том же диапазоне, что и для образцов с низкой карбонатностью. Установлена общая зависимость результатов испытаний от проницаемости и карбонатности. Поскольку смачиваемость карбонатов и силикатов различается, для увеличения нефтеотдачи на образцах с высокой карбонатностью рассмотрена возможность сочетания полимерного заводнения с использованием воды, насыщенной ионами магния и сульфат-ионами. Применение такого сочетания технологий обеспечило дополнительное повышение нефтеотдачи на 5 % по сравнению с простым полимерным заводнением.
Список литературы
1. Ferreira V.H.S., Moreno R.B.Z.L. Rheology-Based Method for Calculating Plymer Inaccessible Pore Volume in Core Flooding Experiments // E3S Web Conf. (The 2018 International Symposium of the Society of Core Analysts – SCA 2018). – 2019. – V. 89. – 8 p. – DOI:10.1051/e3sconf/20198904001
2. Thomas A. Essentials of Polymer Flooding Technique. – John Wiley and Sons Ltd, 2019. – 328 p.
3. An Overview on Polymer Retention in Porous Media / A.H. Sameer, M.M. Syed, A. Hesham, A. Saeed // Energies. – 2018. – V. 11. – No. 10. – P. 2751. – DOI:10.3390/en11102751
4. Seright R. How Much Polymer Should Be Injected during a Polymer Flood? Review of Previous and Current Practices // Conference Proceedings. IOR 2017 – 19th European Symposium on Improved Oil Recovery, April 2017. – 37 p. – DOI:10.2118/179543-MS
5. Sorbie K.S. Polymer-Improved Oil Recovery. – Dordrecht (Netherlands): Springer, 1991. – 359 p.
6. Austard T. Water-Based EOR in Carbonates and Sandstones: NewChemical Understanding of the EOR Potential Using “SmartWater” / Сhapter 13 in book: Sheng J. (ed.) Enhaced Oil Recovery Field Cases. – Houston (TX, USA): Gulf Professional Publishing, 2013. – 712 р. – DOI:10.1016/B978-0-12-386545-8.00013-0
7. Ethington E.F. Interfacial contact angle measurements of water, mercury, and 20 organic liquids on quartz, calcite, biotite, and Ca-montmorillonite substrates. – Golden (CO, USA): U.S. Geological Survey. 1990. – 18 p.
8. Polymer Adsorption/Retention in Porous Media: Effects of Core Wettability on Residual Oil / D. Broseta, F. Medjahed, J. Lecourtier, M. Robin // SPE 24149. – 1995. – DOI:10.2118/24149-PA
9. Rezaei Gomari K.A., Hamouda A.A. Effect of fatty acids, water composition and pH on the wettability alteration of calcite surface // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2006. – V. 50. – P. 140–150.
10. Wettability alteration and oil recovery by spontaneous imbibition of smart water and surfactants into carbonates / S. Ahmadi, M. Hosseini, E. Tangestani, S.E. Mousavi, M. Niazi // Petroleum Science. – 2020. – V. 17. – P. 712–721. – DOI:10.1007/s12182-019-00412-1
11. Евдокимов И.Н. Наножидкости и «умные жикости» в технологиях разработки нефтегазовых месторождений. – М.: ООО «Издательский дом Недра». 2016. – 247 с.
12. Fathi S.J., Austad T., Strand S. Water-based Enchanced Oil Recovery (EOR) by “Smart Water”: Optimal Ionic Composition for EOR in Carbonates // Energy and Fuels. – 2011. – No. 25(11). – P. 5173–5179. – DOI:10.1021/ef201019k
13. О возможности использования низкоминерализованной воды для повышения нефтеотдачи месторождений Краснодарского края / Д.Г. Антониади, О.В. Савенок, Н.Н. Буков [и др.] // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2014. – № 8. – С. 331–339.
14. Shokoufeh A., Behzad R. An Investigation of Polymer Adsorption in Porous Media Using Pore Network Modelling // Transport in Porous Media. – 2016. – V. 115. – P. 169–187. – DOI:10.1007/s11242-016-0760-5
