Потенциал повышения эффективности заводнения на залежах нефти в терригенных отложениях на месторождениях Республики Татарстан на основе низкоминерализованной воды

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.

1. Антониади Д.Г., Савенок О.В., Буков Н.Н., Ганоцкая Е.Д., Панюшкин В.Т. (2014). О возможности использования низкоминерализованной воды для повышения нефтеотдачи месторождений Краснодарского края. Горный информационно-аналитический бюллетень, 8, с. 331–339.

2. Ахметгареев В.В. (2016). Исследование процессов разработки нефтяных коллекторов низкоминерализованным заводнением на основе моделирования (на примере месторождений Республики Татарстан). Бугульма, 135 с.

3. Игдавлетова М., Исмагилов Т., Ганиев И., Телин А. (2015). Влияние минерализации закачиваемой воды на проницаемость и нефтеотдачу коллекторов. https://neftegaz.ru/science/development/331660-vliyanie-mineralizatsiizakachivaemoy-vody-na-pronitsaemost-i-nefteotdachu-kollektorov

4. Кузнецов А.М., Кузнецов В.В., Богданович Н.Н. (2011). О сохранении естественной смачиваемости отбираемого из скважин керна. Нефтяное хозяйство, 1.

5. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. (2016). Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа. https://magazine.neftegaz.ru/articles/prikladnaya-nauka/626760-geologicheskiefaktory-smachivaemosti-porod-kollektorov-nefti-i-gaza

6. Тургазинов И.К. (2018). Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений находящихся на поздних стадиях эксплуатации с применением низкоминерализованного заводнения (на примере месторождения южного Тургая). Дисс. доктора наук.

7. Abdallah, W. et al. (2007). Fundamentals of Wettability. Schlumberger, Oilfield Review, pp. 44–61. https://www.slb.com/-/media/files/oilfield-review/p44-61-english

8. Al-Shalabi P.E., Emad. (2015). A Comprehensive Review of Low Salinity/Engineered Water Injections and their Applications in Sandstone and Carbonate Rocks. Journal of Petroleum Science and Engineering, 139. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.11.027

9. Austad, Tor. (2013). Water-Based EOR in Carbonates and Sandstones: New Chemical Understanding of the EOR Potential Using «Smart Water». Enhanced Oil Recovery Field Case Studies, pp. 301–335. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-386545-8.00013-0

10. Bartels W.-B., Mahani H., Berg S., Hassanizadeh S.M. (2019). Literature Review of Low Salinity Waterflooding from a Length and Time Scale Perspective. Fuel, 236, pp. 338–353. 1https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.09.018

11. Chavan, M., Dandekar, A., Patil, S. et al. (2019). Low-salinity-based enhanced oil recovery literature review and associated screening criteria. Pet. Sci., 16, pp. 1344–1360. https://doi.org/10.1007/s12182-019-0325-7

12. Jackson M.D., Vinogradov Jan, Hamon Gerald, Chamerois Manuel (2016). Evidence, mechanisms and improved understanding of controlled salinity waterflooding part 1: Sandstones. Fuel, 185, pp. 772–793. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.07.075

13. Kakati Abhijit & Sangwai Jitendra (2018). Wettability Alteration of Mineral Surface during Low Salinity Water Flooding: Role of Salt Type, Pure Alkanes and Model Oils Containing Polar Components. Energy Fuels, 32(3), pp. 3127–3137. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03727

14. Lager A., Webb K.J., Black C.J.J., Singleton M., Sorbie K.S. (2008). Low Salinity Oil Recovery – An Experimental Investigation. Petrophysics, 49.

15. Mamonov Aleksandr, Puntervold Tina & Skule Strand (2017). EOR by Smart Water Flooding in Sandstone Reservoirs – Effect of Sandstone Mineralogy on Initial Wetting and Oil Recovery. SPE Russian Petroleum Technology Conference. Moscow, Russia. https://doi.org/10.2118/187839-MS

16. McMillan Marcia, Rahnema Hamid, Romiluy Johnson, Kitty Fitzgerald (2016). Effect of exposure time and crude oil composition on low-salinity water flooding. Fuel, 185, pp. 263–272. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.07.090

17. Morrow, Norman, Buckley, Jill. (2011). Improved Oil Recovery by Low-Salinity Waterflooding. J Pet Technol, 63, pp. 106–112. https://doi.org/10.2118/129421-JPT

18. Nasralla, Ramez A., Bataweel, Mohammed A., Hisham A. Nasr-El-Din (2013). Investigation of Wettability Alteration and Oil-Recovery Improvement by Low-Salinity Water in Sandstone Rock. Journal of Canadian Petroleum Technology, 52, pp. 144–154. https://doi.org/10.2118/146322-PA

19. Piñerez Torrijos I. D., Mamonov A., Strand S., Puntervold T. (2020). The role of polar organic components in dynamic crude oil adsorption on sandstones and carbonates. CT&F – Ciencia, Tecnologia y Futuro, 10(2), pp. 5–16. https://doi.org/10.29047/01225383.251

20. Skrettingland, K., Holt, T., Tweheyo, M.T., Skjevrak I. (2010). Snorre Low Salinity Water Injection - Core Flooding Experiments and Single Well Field Pilot. SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, Oklahoma, USA. https://doi.org/10.2118/129877-MS

21. Snosy, M.F., Abu El Ela, M., El-Banbi, A. et al. (2020). Comprehensive investigation of low-salinity waterflooding in sandstone reservoirs. J Petrol Explor Prod Technol, 10, pp. 2019–2034. https://doi.org/10.1007/s13202-020-00862-z

22. Strand Skule, Puntervold Tina, Austad Tor (2016). Water based EOR from Clastic Oil Reservoirs by Wettability Alteration: A Review of Chemical Aspects. Journal of Petroleum Science and Engineering, 146, pp. 1079–1091. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2016.08.012

23. Suijkerbuijk, B.M., Sorop, T.G., Parker, A.R., Masalmeh, S.K., Chmuzh, I.V., Karpan, V.M., Volokitin, Y.E., and A.G. Skripkin (2014). Low Salinity Waterflooding at West Salym: Laboratory Experiments and Field Forecasts. SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia. Muscat, Oman. https://doi.org/10.2118/169691-MS