Залина Ринатовна Саптарова – инженер, НОЦ «Моделирование ТРИЗ»
420008, Казань, ул. Большая Красная, д. 4
Zalina R. Saptarova – Engineer, Hard-to-Recover Reserves Simulation Research and Educational Center, Institute of Geology and Petroleum Technology
Bolshaya Krasnaya str., 4, Kazan, 420111
Александр Артурович Мамонов – научный сотрудник
Ставангер, 4033
Alexander A. Mamonov – Researcher
Stavanger, 4033
Сергей Анатольевич Усманов – заместитель директора, НОЦ «Моделирование ТРИЗ»
420008, Казань, ул. Большая Красная, д. 4
Sergey A. Usmanov – Deputy Director, Hard-to-Recover Reserves Simulation Research and Educational Center, Institute of Geology and Petroleum Technology
Bolshaya Krasnaya str., 4, Kazan, 420111
Азат Абузарович Лутфуллин – кандидат техн. наук, заместитель начальника департамента разработки месторождений, Татнефть-Добыча
423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 75
Azat A. Lutfullin – Cand. Sci. (Engineering), Deputy Head of the Department of Field Development, Tatneft-Dobycha
Lenin str., 75, Almetyevsk, 423450
Владислав Анатольевич Судаков – заместитель директора института по инновационной деятельности, директор НОЦ «Моделирование ТРИЗ», Институт геологии и нефтегазовых технологий
420008, Казань, ул. Кремлевская, д. 18
Vladislav A. Sudakov – Deputy Director of the Institute for Innovations, Director of Hard-to-Recover Reserves Simulation Research and Educational Center, Institute of Geology and Petroleum Technology
Bolshaya Krasnaya str., 4, Kazan, 420111
Мария Сергеевна Шипаева – технический директор;
инженер, НОЦ «Моделирование ТРИЗ»
420008, Казань, ул. Большая Красная, д. 4
Maria S. Shipaeva – Technical Director;
Engineer, Hard-to-Recover Reserves Simulation Research and Educational Center, Institute of Geology and Petroleum Technology
Bolshaya Krasnaya str., 4, Kazan, 420111
Артур Альбертович Шакиров – генеральный директор;
заместитель директора, НОЦ «Моделирование ТРИЗ»
420008, Казань, ул. Большая Красная, д. 4
Artur A. Shakirov – General Director;
Deputy Director, Hard-to-Recover Reserves Simulation Research and Educational Center, Institute of Geology and Petroleum Technology
Bolshaya Krasnaya str., 4, Kazan, 420111
Данная статья содержит обзор одного из актуальных в настоящее время методов повышения нефтеотдачи пластов – низкоминерализованного (НМ) заводнения – с целью оценки его применимости на терригенных отложениях Республики Татарстан.Обзор начинается с рассмотрения ключевых процессов, лежащих в основе данного метода, таких как набухание и миграция глинистых частиц и изменение смачиваемости, а также механизмов, объясняющих эти процессы, в число которых входят катионный обмен, многокомпонентный ионный обмен, расширение двойного электрического слоя и т.д. Их понимание, в свою очередь, способствует выявлению главных факторов, наличие или отсутствие которых на месторождении позволяет дать предварительную оценку успешности применения НМ заводнения. Главными факторами являются: наличие глинистых частиц, значительное содержание ионов Ca2+ и Mg2+, а также многовалентных ионов в пластовой воде, невысокая проницаемость пласта, пониженная вязкость нефти, повышенное содержание кислотных и особенно основных компонентов в нефти и, как следствие, гидрофобный тип начальной смачиваемости пород.Приводятся примеры использования метода на других месторождениях и кратко освещаются результаты лабораторных исследований, включающих измерение краевого угла смачивания, фильтрационные эксперименты.Проводится предварительный скрининг на примере терригенных коллекторов тульского, бобриковского и девонского возрастов на основе геолого-промысловых данных нескольких месторождений Республики Татарстан, выделяются месторождения-кандидаты, и дается предварительное заключение об использовании НМ воды в данном регионе. К положительным факторам для рассматриваемых отложений, выявленных на этапе предварительного скрининга, относятся низкая температура пласта, высокая минерализация пластовой воды со значительным содержанием двухвалентных катионов и потенциалом к смещению уровня рН с текущего слабокислого уровня в сторону повышенной щелочности, повышенное содержание полярных компонентов нефти. Дополнительно, для отложений тульского, бобриковского горизонтов характерно наличие глинистых частиц, а для девонских отложений – пониженная вязкость нефти в совокупности с повышенным щелочным числом.
This article is devoted to the review of one of the currently relevant methods of enhanced oil recovery – low-salinity waterflooding (LSW) – on the example of terrigenous Tulian, Bobrikovian and Devonian reservoirs of the Tatarstan Republic fields.The first part of review contains information about the key processes underlying this method, such as swelling and migration of clay particles and wettability alteration, as well as the mechanisms that explain these processes, which include cation exchange, multicomponent ion exchange, electric double layer expansion, etc. Their understanding, in turn, contributes to the identification of the main factors, the presence or absence of which at the field allows us to give a preliminary assessment of LSW application. There are main factors: the presence of clay particles, a significant content of Ca2+ and Mg2+ ions, as well as multivalent ions in formation water, low formation permeability, reduced oil viscosity, an increased content of acidic and especially basic components in oil and, as a result, a hydrophobic type of initial rock wettability.Then, examples of using the method in other fields are given and the results of laboratory studies, including the measurement of the contact angle, core flooding experiments, are briefly highlighted.A preliminary screening is carried out on the basis of geological and field data from several fields of Tatarstan Republic, candidate fields are identified and a preliminary conclusion about LSW application in this region is made. The positive factors for the reservoirs under consideration, identified at the preliminary screening stage, include low formation temperature, high salinity of formation water with a significant content of divalent cations and the potential to shift the pH level from the current slightly acidic level towards increased alkalinity, and an increased content of polar oil components. In addition, the reservoirs of the Tulian and Bobrikovian horizons are characterized by the presence of clay particles, and the Devonian reservoir are characterized by a reduced oil viscosity coupled with an increased oil base number.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.