Алексей Викторович Деньгаев – кандидат техн. наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
119991, Москва, пр-т Ленинский, д. 65
Alexey V. Dengaev – Cand. Sci. (Engineering), Associate Professor of the Department of Development and Operation of Oil Fields
65 Leninsky Av., Moscow, 119991
Александр Фёдорович Максименко – доктор техн. наук, профессор, проректор по международной работе
119991, Москва, пр-т Ленинский, д. 65
Aleksandr F. Maximenko – Dr. Sci. (Engineering), Professor, Vice-Rector for International Work
65 Leninsky Av., Moscow, 119991
Людмила Вячеславовна Иванова – доктор хим. наук, профессор, заместитель заведующего кафедры органической химии и химии нефти по учебной работе
119991, Москва, пр-т Ленинский, д. 6
Lyudmila V. Ivanova – Dr. Sci. (Chemistry), Professor, Deputy Head of the Department of Organic Chemistry and Petroleum Chemistry for Academic Work
65 Leninsky Av., Moscow, 119991
Василий Вячеславович Дуркин – кандидат техн. наук, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики
169300, Ухта, ул. Первомайская, д. 16
Vasily V. Durkin – Cand. Sci. (Engineering), Head of the Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields and Underground Hydromechanics
16 Pervomayskaya str., Ukhta, 169300
Дмитрий Юрьевич Саврей – заведующий лабораторией кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики
169300, Ухта, ул. Первомайская, д. 16
Dmitriy Y. Savrey – Head of the Laboratory of the Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields and Underground Hydromechanics
16 Pervomayskaya st., Ukhta, 169300
Борис Викторович Саргин – генеральный директор
121087, Москва, Береговой проезд, д. 5А корп. 1
Boris V. Sargin – General Director
5A Bld. 1 Beregovoy pr., Moscow, 121087
По мере выработки запасов нефти при разработке нефтяной залежи на упруговодонапорном режиме постепенно растет обводненность продукции, что, в свою очередь, снижает эффективность заводнения и поддержания пластового давления системой нагнетательных скважин. Реологическая характеристика насыщающего флюида и структура коллектора влияют на вероятность преждевременного обводнения добывающих скважин. Для увеличения нефтедобычи и выравнивания фронта вытеснения используются различные полимерные системы, как синтетические, так и биологические, способствующие дополнительной добыче нефти из ранее не охваченных зон коллектора. Встречаются технологии как постоянной закачки рабочего агента с полимером, так и оторочки полимерного раствора определенной концентрации с последующей закачкой воды. В работе исследовано влияние закачек раствора ксантана на коэффициент вытеснения нефти с последующей закачкой пластовой воды. Выполнено экспериментальное (лабораторное) исследование по чередующейся закачке растворов ксантана и пластовой воды для увеличения фильтрационного сопротивления в обводненных фильтрационных каналах. В качестве физической модели для выполнения экспериментов выбраны неоднородные терригенные керновые образцы с различной трещиноватостью и фильтрационно-емкостными свойствами. Получена зависимость коэффициента вытеснения нефти и обводненности жидкости от закачанного объема пластовой воды. Отмечено, что ключевым фактором снижения эффективности вытеснения после закачки полимерной оторочки является потеря полимерных молекул как после адсорбции на горной породе, так и при дальнейшей фильтрации пластовой воды посредством диффузии. Установлено, что изменение скорости фильтрации благоприятно сказывается на вовлечении нефтенасыщенной горной породы в процесс вытеснения за счет герметизации обводненных участков при изменении давления закачки. За счет закачки трех полимерных растворов ксантана объемами 15%, 20% и 25% от исследуемого порового объема керновой модели удалось увеличить коэффициент вытеснения нефти на 31%. В качестве одного из контрольных параметров оценки эффективности применения полимерных оторочек бралось содержание воды в отбираемых объемах жидкости на выходе из керновой модели.
As oil reserves are depleted during the development of an oil deposit in an elastic-water-pressure mode, the water cut of the fluid gradually increases, reducing the efficiency of waterflooding and maintaining reservoir pressure by the system of injection wells. The rheological characteristics of the saturating fluid and the structure of the reservoir affect the likelihood of premature watering of production wells. To increase oil production and level the displacement front, various polymer systems, both synthetic and biological, are used to promote additional oil production from previously untapped reservoir zones. There are technologies for both constant injection of a working agent with a polymer, and a slug of a polymer solution of a certain concentration with subsequent injection of water. The purpose of this work is to assess the effect of injection of xanthan solution on the oil displacement efficiency with subsequent injection of formation water. An experimental (laboratory) study was carried out on alternating injection of xanthan and formation water solutions to increase filtration resistance in flooded filtration channels. Inhomogeneous terrigenous core samples with different fracturing and filtration-capacitive properties were selected as a physical model for carrying out the experiments. The main results of the laboratory study are the dependence of the oil recovery factor and water cut on the injected volume of formation water. It is noted that the key factor in reducing the displacement efficiency after injection of a polymer slug is the loss of polymer molecules both after adsorption on the rock and during further filtration of formation water through diffusion. As a result of the experimental study, it was revealed that changing the filtration rate can have a beneficial effect on the involvement of oilsaturated rock in the displacement process due to the sealing of watered areas when the injection pressure changes.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.