Применение циклической закачки раствора ксантана с целью увеличения коэффициента вытеснения нефти из неоднородных терригенных пластов

Введение

Одной из проблем добычи нефти из неоднородных коллекторов является преждевременное обводнение продукции скважин как на естественном режиме, так и на упруговодонапорном режиме разработки. После прорыва воды от нагнетательных скважин при упруговодонапорном режиме разработки залежи эффективность системы поддержания пластового давления резко снижается и уменьшается коэффициент нефтеотдачи пласта. Снижение добычи углеводородов способствует внедрению мероприятий по повышению эффективности заводнения, снижению обводненности и увеличению коэффициента извлечения нефти.

Полимерное заводнение дает возможность извлекать больше нефти из пластов, но требует значительных экономических затрат. На начальном этапе необходимо определить преимущества и недостатки применяемых полимеров. Ключевым фактором внедрения указанной технологии является литологический характер коллектора и его фильтрационно-емкостные параметры. Несмотря на преимущества технологии полимерного заводнения, рентабельность указанной технологии будет зависеть от затрат на приобретение применяемого реагента в требуемых объемах. В последние годы системы на основе синтетических полимеров широко применяются в нефтегазодобывающей отрасли, однако из-за их негативного влияния на экологию в качестве более безопасного аналога рассматриваются природные полимеры, например ксантановая камедь (Малкин, 2021; Anderson et al., 2023).

Ксантан – это биополимер, синтезируемый путем микробиологической ферментации углеводов с использованием бактерий. Растворы на основе продуктов жизнедеятельности бактерий, в частности ксантановой камеди, обладают высокой вязкостью за счет наличия двойной, а также тройной структуры полимерной цепи с обширными водородными связями на полярных боковых цепях (Eiroboyi, Ikiensikimama, 2018; Eiroboyi et al., 2019). Такой полимер применим в различных областях нефтегазовой отрасли, в том числе и при полимерном заводнении.

Ксантановая камедь по сравнению с синтетическими полимерами имеет преимущество, состоящее в снижении нагрузки на окружающую среду за счет ускоренной биологической деградации и меньшего периода разложения (ферментирования) полимера.

Помимо биологической деградации в полимерных растворах, включая растворы ксантана, присутствует явление механической деструкции, которое обусловлено скоростью прохождения молекул через капилляры небольшого диаметра и проявляется в удлинении цепи макромолекулы с дальнейшим ее разрывом при определенных скоростях сдвига и разжижением раствора.

При полимерном заводнении характер механической деструкции зависит от размера и формы макромолекул полимера, концентрации полимера в растворе и скорости фильтрации. По некоторым экспериментальным данным (Cao et al., 2019; Ferreira, Moreno, 2017), механическое разрушение полимера происходит в капиллярах диаметром 0,12–0,508 мм при скоростях сдвига свыше 100–200 тыс. с^–¹. Однако при фильтрации полимерного раствора в неоднородной пористой среде с развитой трещиноватостью и раскрытостью трещин величина критической скорости сдвига может быть существенно ниже. Отсюда следует, что помимо свойств полимеров в водной среде и термобарических условиях применения на эффективность полимерного заводнения может влиять как свойства скелета породы (пористость, проницаемость, тип коллектора, структура), так и свойства насыщающего коллектор флюида (вязкость нефти, остаточная нефтенасыщенность, содержание ионов различных солей в пластовой воде), исследованные в работах (Hashmet et al., 2017; Ng et al., 2018; Khamees, Flori, 2018; Alfazazi et al., 2019), а также режим закачки. Природные полимеры (ксантан, склероглюкан, шизофиллан, гуаровая камедь) менее подвержены механической деструкции, чем синтетические (полиакриламид), при этом ксантановая камедь является наиболее устойчивым биополимером к этому виду разрушения (Ferreira et al., 2022).

Следующим, достаточно важным свойством полимерных систем является адсорбирование, за счет чего эффективность вытеснения нефти снижается в результате потери полимерных молекул на стенках каналов при фильтрации в коллекторе и контакте с пластовой водой. Адсорбция может быть как первичной (равномерное покрытие молекулами скелета горной породы), так и вторичной, при которой возможен кратковременный срыв молекул полимера с поверхности горной породы. Данный процесс длится до тех пор, пока не установится новое равновесие (молекулы в жидкости занимают свободный участок адсорбции) в случае дальнейшей фильтрации полимерного раствора.

В работе (Ferreira, Moreno, 2019) по результатам исследования по адсорбции фильтруемых растворов полиакриламида через пористые терригенные горные породы отмечено, что при первичной адсорбции снижение проницаемости горной породы зависит от концентрации полимерного раствора. При повторной закачке раствора полимера снижение проницаемости ниже, чем при первичной, что, по всей видимости, связано с толщиной адсорбционного слоя. Аналогичное исследование с идентичными результатами выполнено другим коллективом авторов (Han et al., 2018).

Для повышения эффективности заводнения могут применяться комбинированные полимерные растворы, это, как правило, растворы с синтетическими и биологическими полимерами для создания оптимальных реологических свойств (Sancet et al., 2018).

Полимерное заводнение чаще всего используется для извлечения углеводородных пластовых флюидов, так как преждевременное обводнение нефтяной залежи может начаться через высокопроницаемые участки коллектора из-за отличий вязкостных показателей системы нефть – вода, причем приращение дебита по нефти зависит как от технологического процесса заводнения и свойств коллектора, так и от реологической характеристики флюида (Cenk et al., 2017). Отметим также исследования по закачке полимерных растворов в сочетании с другими агентами, например с углекислым газом (Dennar et al., 2022), поверхностно-активными веществами (ПАВ) (Izuchukwu et al., 2018; Tackie-Otoo et al., 2022) или наночастицами (оксидами металлов, глинами, бентонитом) с целью изменения профиля притока/приемистости скважин в призабойной зоне (Sheidaie at el., 2022; Zhangaliyev at el., 2022; Song at el., 2022), а также сочетания полимеров с ингибиторами солеотложений (Liu at el., 2021).

В работе (Abdulraheem et al., 2018) изучались различные скорости потока воды с полимерами после полного обводнения продукции с целью определения объемного расхода с максимальным коэффициентом вытеснения нефти. Очевидно, что чем ниже скорость сдвига, тем более равномерно двигается фронт воды с полимером, поэтому максимальное значение коэффициента вытеснения нефти получено при объемном расходе 2 мл/мин (максимальный – 10 мл/мин) через искусственную физическую модель со стеклянными шариками в стальном цилиндре диаметром 25 мм и длиной 2 м с поровым объемом 98,125 мл. При фильтрации с объемным расходом 10 мл/мин по сравнению с самым низким расходом коэффициент вытеснения нефти упал всего на 4,75%, что, в свою очередь, несущественно.

Авторы статьи (Jin et al., 2020) исследовали последовательную закачку нескольких полимерных растворов гидролизованного полиакриламида (ГПАА) различной концентрации. Во всех проведенных экспериментах при закачке порядка двух поровых объемов раствора ГПАА в насыпную модель с концентрациями 0,8–7,0 г/л после вытеснения нефти минерализованной водой коэффициент вытеснения увеличивался в среднем на 5,3%. Повторная закачка полимерного раствора в среднем снижала нефтенасыщенность керновых образцов на 4,0%. В результате анализа исследований установлено дополнительное снижение нефтенасыщенности горной породы за счет увеличения концентрации полимера и увеличения минерализации пластовой воды.

Влияние минерализации воды на изменение вязкостных параметров полимеров изучалось в работе (Azad, Trivedi, 2020) с целью определения реологической модели течения и входящих в нее показателей при полимерном заводнении, установлено, что снижение нефтенасыщенности обусловлено пробковым режимом течения на контакте с минерализованной водой за счет выравнивания профиля приемистости. В отличие от ГПАА, ксантановая камедь имеет более разветвленную структуру, соответственно, бóльшую молекулярную массу, что существенно снижает чувствительность к минерализации воды, в которой растворяется полимер, и скорости сдвига (Uzoho et al., 2020; Нажису, Ерофеев, 2018). Минерализация воды, в которой растворяется полимер, также влияет на адсорбцию полимерных молекул в скелете горной породы (Sebastian et al., 2022) и на изменение вязкоупругих свойств со скоростью сдвига (Romero-Zerón, Espinosa, 2020; Reinoso et al., 2018).

На рис. 1 представлена схема распределения полимерных молекул в пористой среде. Помимо адсорбции полимерного раствора 6, в порах горной породы происходят следующие процессы: гидродинамическое удержание полимерных молекул 5 и их агломерация по мере движения полимерной оторочки 2. Гидродинамическое удержание полимера зависит от скорости потока воды, поэтому можно считать, что сорбированный полимер временно находится в застойных поровых областях (Sugar et al., 2020). После срыва молекул полимера высока вероятность удержания 3 в узких фильтрационных каналах и закупоривания пор между зернами горной породы 1, меняя при этом направление фильтрационного потока 4 за счет увеличения фильтрационного сопротивления в обводненной зоне (Велиев, 2020). Очевидно, что применение полимерного вытеснения на стадиях 1–3 разработки месторождения может спровоцировать образование застойных зон с остаточной нефтенасыщенностью.

Авторы работы (Vik et al., 2018) провели лабораторные эксперименты по вытеснению нефти из насыпной модели пласта с отслеживанием фронта движения воды с полимером по результатам томографических исследований. Концентрации реагентов (ГПАА, глицерина и ксантана) были подобраны таким образом, чтобы вязкости полимерных растворов совпадали при средней скорости потока и скорости сдвига (27 мПа·с). Вязкость нефти в насыпной модели перед проведением экспериментов составляла около 470 мПа·с при 50 °С (3000 мПа·с при 22 °С). Параметры насыпных моделей были следующими: поровый объем – около 435 мл, средняя проницаемость – 1,282 мкм², остаточная водонасыщенность – 0,110 д. ед. После насыщения нефтью при 50 °С модель термостатировалась и выполнялось вытеснение нефти раствором полимера с объемным расходом 0,05 мл/мин, результаты определения коэффициента вытеснения нефти представлены на рис. 2.

Раствор ксантана по сравнению с другими полимерными растворами (глицерином и ГПАА) при низкой концентрации имеет наименьший коэффициент нефтевытеснения. Полученный результат связан как с химическим строением молекулы, так и со свойствами биополимера – уменьшением вязкости раствора (от 27 до 6 мПа·с) при увеличении скорости сдвига (с 1 до 100 с^–¹). Отметим также, что результаты, представленные на рис. 2, относятся к однородным пластам, содержащим высоковязкую нефть, и в случае проведения экспериментов на неоднородных моделях с другим насыщающим флюидом результаты могут существенно отличаться.

Изменение динамической вязкости при изменении скорости сдвига ксантана также рассматривалось в работе (Salmo et al., 2020). Механизм вытеснения нефти полимерным раствором представляет собой совокупность факторов, которые зависят от литологического состава и структуры порового пространства, наличия неоднородностей, а также от реологической модели течения и входящих в нее показателей полимерного раствора и скорости движения закачиваемой воды (истинной скорости) в фильтрационных каналах пористой среды.

В работе (Ogunkunle et al., 2022) провели экспериментальное исследование по закачке растворов гидрофобно ассоциированного полиакриламида, ксантана и гуаровой камеди с целью повышения нефтеотдачи из терригенных горных пород. Вытеснение одним из представленных выше полимерных растворов с концентрацией 0,6 г/л проводилось после закачки воды, причем аналогичные эксперименты проведены с закачкой растворов полимеров с концентрациями от 0,1 до 0,4 г/л. После закачки пластовой воды объемом 1,2 порового объема (1,2V_пор) без полимера коэффициент вытеснения составил 0,239 д. ед., закачка раствора ксантана 1,3V_пор с концентрациией 0,1 г/л и последующая закачка 1,3V_пор раствора ксантана с концентрацией 0,4 г/л увеличили коэффициент вытеснения на 0,088 и 0,209 д. ед. соответственно. При аналогичной закачке растворов гидрофобно ассоциированного полиакриламида коэффициент вытеснения нефти составил 0,170 и 0,142 д. ед. соответственно. Отличительной особенностью указанного исследования является созданный перепад давления после фильтрации полимерных растворов, так после фильтрации растворов ксантана дифференциальное давление составило 6 кПа, после растворов полиакриламида – 3,6 кПа при расходе 0,025 мл/мин через керновые образцы со средней исходной проницаемостью, равной 2,85 мкм². Полученные проницаемости в результате закачки растворов полимеров ксантана и полиакриламида составили 2,395 и 2,078 мкм² соответственно. Установленные перепады давлений могут быть вызваны реологическими свойствами полимерных растворов и размером молекул, которые создавали адсорбционные слои внутри фильтрационных каналов.

Результаты серии экспериментов (Hashmet et al., 2017) по закачке оторочек биополимера шизофиллана при температуре 120 °С и минерализации пластовой воды 167 г/л в карбонатные керновые образцы показали хорошую стабильность биополимера в кернах относительно высокой проницаемости (от 120 мкм²), а также механическую деструкцию шизофиллана в керновых образцах проницаемостью 3–44 мкм² при объемном расходе закачки 0,2 мл/мин. Выявлено также, что размер полимерной оторочки должен минимально составлять 0,1V_пор, поскольку при закачке пластовой воды наблюдалось явление адсорбции. Авторами отмечено, что скорость закачки оказывает незначительное влияние на коэффициент вытеснения нефти после закачки раствора шизофиллана.

В случае применения технологии полимерного заводнения на месторождениях высоковязких нефтей полимеры также могут применяться с целью довытеснения нефтяных линз, ранее не охваченных заводнением. В работе (Izuchukwu et al., 2018) проведено экспериментальное исследование на прозрачной физической 2D-модели по закачке воды, затем воды с ПАВ, после чего раствора ПАВ с концентрацией биологического полимера гуммиарабика 5 г/л. Очевидно, что закупоривание пустот в данной модели будут отсутствовать, поэтому авторы работы придерживались лишь идеи отслеживания изменения фронта вытеснения нефти при закачке агентов. Закачка раствора ПАВ перед закачкой раствора биополимера с ПАВ благоприятно повлияла на вытеснение нефти за счет увеличения вязкости и снижения поверхностного натяжения между нефтяной фазой и закачиваемой водой с полимером.

На основе вышеизложенного определена цель, задачи и методика выполнения экспериментальных работ.

Целью представленного в настоящей статье экспериментального (лабораторного) исследования является оценка влияния циклической закачки раствора ксантана на коэффициент вытеснения нефти путем проведения физического моделирования на неоднородной керновой модели. Для выполнения поставленной цели решается следующий ряд задач:

1) закачка раствора ксантана в нефтенасыщенную керновую модель;

2) закачка пластовой воды и отбор жидкости на выходе фильтрационной модели с оценкой содержания нефти и воды;

3) выполнение повторной закачки раствора ксантана с дальнейшей закачкой пластовой воды;

4) анализ результатов по вытеснению нефти при циклической закачке биополимера и определение основных факторов, влияющих на эффективность процесса.

Научная новизна настоящей работы состоит в использовании для экспериментального исследования продуктов жизнедеятельности бактерий Xanthomonas fuscans совместно с бактерицидом для полимерного заводнения на произвольном месторождении. Оригинальность работы заключается в обосновании циклической закачки биополимерных растворов с целью уменьшения экономических затрат на увеличение нефтеотдачи, а также изменения режима закачки воды в результате перераспределения потока и довытеснения нефти из образцов горной породы.

Материалы и методы

Настоящее исследование по определению коэффициента вытеснения нефти при циклической закачке растворов ксантана проведено на фильтрационной установке ПИК-ОФП/ЭП-К-Т (АО «Геологика», Россия). Гидравлическая схема основных используемых узлов и агрегатов фильтрационной установки представлена на рис. 3. В качестве кернового материала (пористой среды) использованы терригенные горные породы с наличием трещин в прослоях аргиллита. Коллектор характеризуется средне-, мелко- и тонкозернистыми песчаниками, относящимися к старооскольским отложениям среднего девона (D₂st). Керновые образцы 17, 26 и 16 имеют однообразный гранулометрический состав, весьма слабую сцементированность. Образцы 70, 90 и 76 представлены среднезернистым песчаником, имеют примеси аргиллита с наличием трещин по длине образцов. Низкопроницаемые образцы 68 и 80 с высокой сцементированностью (содержат аргиллит и мелкозернистый песчаник) и не имеют сквозных трещин по длине. В табл. 1 представлены параметры керновых образцов неоднородной составной модели, фильтрационные параметры которых определены волюметрическим методом на установке ПИК-ПП.

Сухие керновые образцы предварительно насыщали в сатураторе пластовой водой. Минерализация пластовой воды – 78,9 г/л, тип воды – хлоридно-кальциевый, плотность и вязкость при 20 ° С) – 14,35 мПа∙с, содержание серы – 0,07%, содержание парафина – 9,79%, содержание смол – 5,46%, содержание асфальтенов – 0,31%.

После насыщения пластовой водой керновые образцы помещали в кернодержатель с уменьшением проницаемости к выходу составной модели. Керновые образцы располагались таким образом, чтобы трещины были в одном направлении и частично пересекались между керновыми образцами составной модели, тем самым образуя канал с низким фильтрационным сопротивлением. Между торцами керновых образцов вставляли фильтрационную бумагу для снижения капиллярных концевых эффектов. Затем создавали горное давление (давление обжима керновой модели резиновой манжетой) и выполняли закачку дегазированной нефти в количестве 5 поровых объемов керновой модели (5V_пор). По мере прокачки нефти выходящий объем жидкости поступал по трубке в измерительную емкость для оценки вышедшего объема пластовой воды из керновой модели и расчета начальной нефтенасыщенности. Насыщение шло при постоянном объемном расходе закачки нефти, который составляет 0,04 мл/мин (или 0,09% V_пор/мин). Начальная нефтенасыщенность модели в результате насыщения составила 0,932 д. ед.

Нефть и вода по мере насыщения и выполнения экспериментального исследования по вытеснению отбирали в градуированную стеклянную тару объемами 10, 25 и 50 мл со шкалами основных делений 0,2 мл для 10 мл и 1 мл для 25/50 мл. Минимальный отбираемый объем жидкости на выходе равен 5 мл, максимальный – 50 мл. По отбираемым объемам рассчитывали содержание воды в отобранном объеме жидкости для оценки динамики обводненности по мере вытеснения нефти водой.

Биополимерный раствор ксантана готовили на основе той же пластовой воды с массовой концентрацией полимера 1 г/л. Такая концентрация выбрана с учетом результатов проведенных ранее исследований по определению реологической модели поведения полимерного раствора, а также с рассчитанными гидравлическими сопротивлениями течению. При выборе также принимались во внимание экономическая целесообразность и обеспечение условия выравнивания профиля приемистости. Для предупреждения биологической деструкции полимерного раствора с течением времени применялся бактерицид Atren Bio A с концентрацией 0,5 г/л (Дуркин, Саврей, 2023).

Определение коэффициента вытеснения нефти (КВН) и оценку влияния закачки биополимерного раствора выполняли по следующему алгоритму.

1. Оценка КВН пластовой водой с постоянным объемным расходом 0,08 мл/мин, что соответствует истинной скорости фильтрации 0,32 м/сут. Такая скорость выбиралась на основании данных, полученных в ходе проведенных ранее трассерных исследований на нефтяном месторождении N.
2. Закачка 0,15V_порраствора ксантана и продолжение вытеснения нефти пластовой водой с оценкой прироста КВН и уменьшения обводненности.
3. Закачка 0,20V_порраствора ксантана с продолжением вытеснения нефти пластовой водой.
4. Закачка 0,25V_порраствора ксантана и довытеснение нефти с изменением объемного расхода закачиваемой пластовой воды с оценкой влияния скорости фильтрации на изменение КВН и обводненности.

По завершению вытеснения нефти растворами ксантана с пластовой водой выполнена оценка распределения насыщенностей нефти и воды по керновым образцам составной модели с помощью аппарата Закса.

Предполагалось, что благодаря циклической стимуляции полимерным раствором будет происходить равномерное снижение коэффициента нефтенасыщенности по длине керновой модели до достижения обводненности 98–100% выходящей жидкости или момента прокачки 2V_пор пластовой воды. Обводненность выходящей жидкости из модели при постоянной скорости фильтрации является ключевым параметром эффективности вытеснения.

Кроме того, при циклической закачке раствора биополимера с дальнейшим довытеснением нефти пластовой водой оценивался эффект закупорки «промытых» фильтрационных каналов посредством удержания полимера между зернами песчаника. По мере закачки пластовой воды после закачек растворов полимера ожидалось включение новых, ранее не охваченных вытеснением фильтрационных каналов, а также, что изменение фильтрационного потока, в свою очередь, будет поспособствовать снижению обводненности и увеличению коэффициента вытеснения нефти.

Результаты

В результате выполнения экспериментального исследования рассчитаны КВН пластовой водой после каждой закачки полимерного раствора (табл. 2). При закачке воды без биополимера КВН составил 36,4%, что для данного кернового материала, насыщенного дегазированной нефтью и пластовой водой при температуре около 20–22 °С, является ожидаемым результатом. Прирост КВН после закачки полимерного раствора объемом 0,15V_пор составил 8,0%, что соответствует полученному КВН, равному 44,4%. Однако после второй закачки раствора биополимера в объеме 0,20V_пор прирост КВН составил всего 7,4% (суммарный КВН равен 51,8%) при большем объеме закачанной пластовой воды, а при последующей (последней) закачке полимерного раствора объемом 0,25V_пор получен более существенный прирост КВН.

По динамике КВН и обводненности (рис. 4) можно заключить, что при вытеснении без полимерного раствора содержание воды резко увеличивается до 98–100% при отборе около 1,20V_пор жидкости. После первой закачки биополимера обводненность снизилась до 90–94%, с уменьшением эффективности вытеснения нефти увеличивается содержание воды до последующей закачки полимерного раствора. При второй закачке полимерного раствора прирост давления отличается несущественно – максимальное зафиксированное давление выросло на 2,2% относительно полученного максимального давления после первой закачки полимерного раствора, а установившееся давление при фильтрации пластовой воды увеличилось на 4,2% (табл. 2). Увеличение КВН после второй закачки раствора ксантана с небольшой обводненностью длится около 1,2V_пор, после чего эффективность вытеснения резко снижается.

На рис. 5 представлена динамика давления закачки воды, КВН и обводненности выходящей жидкости в зависимости от прокачанного объема воды после закачки раствора ксантана объемом 0,25V_пор. Увеличение расхода закачиваемой пластовой воды не привело к вовлечению в процесс вытеснения новых нефтенасыщенных участков керновой модели. Изменение темпа закачки повлияло на КВН и обводненность как на этапе движения полимерного раствора в горной породе, так и при перераспределении полимерных молекул в горной породе с увеличением фильтрационного сопротивления в обводненных канах фильтрации. Кроме того, отметим, что чем больше времени с момента закачки полимерного раствора прошло, тем меньше вероятность изменения фильтрационного потока за счет отрыва молекул полимера и закупорки обводненных фильтрационных каналов, так как процесс диффузии проходит вне зависимости от скорости фильтрации, что указывает тренд снижения давления закачки воды при объемном расходе 0,08 мл/мин на рис. 5.

В конце экспериментального исследования керновые образцы извлекались из кернодержателя и по одному помещались в аппарат Закса для оценки водонасыщенности. На рис. 6 представлены фотографии торцов керна составной модели до и после проведения вытеснения, а также расчетные значения насыщенностей нефти и воды. Остаточная нефтенасыщенность преимущественно распределена в первой половине керновой модели. В образце 90 зафиксировано наибольшее содержание нефти после вытеснения и при визуальном осмотре выявлено, что движение воды было по одну сторону от продольной трещины. В низкопроницаемых образцах 68 и 80 остаточная нефтенасыщенность меньше, чем в других образцах.

Обсуждение результатов

Резкий рост обводненности перед закачкой полимерных растворов, вероятнее всего, вызван прорывом воды по каналу с низким фильтрационным сопротивлением. При первой закачке полимерного раствора за счет адсорбции часть полимерных молекул удерживается на горной породе, преимущественно в керновых образцах в начале составной модели – образцах повышенной проницаемости. После второй закачки полимера объемом 0,20V_пор молекулы ксантана имеют более высокую подвижность в начале керновой модели за счет уже сформированного адсорбционного слоя на горной породе, тем самым обеспечивается его движение и формирование адсорбционного слоя на последующих керновых образцах. Однако закачка двух полимерных растворов с вытеснением нефти пластовой водой, по всей видимости, не привела к существенному накоплению полимерных молекул в кернах с развитой трещиноватостью вдоль направления фильтрации (образцы 70, 90 и 76), поэтому эффективность вытеснения после закачки 0,20V_пор ксантана резко падает. Уменьшение объемного расхода в 2 раза (0,04 мл/мин) после достижения 100%-ного содержания воды в выходящей из модели жидкости привело к небольшому снижению обводненности и росту КВН на 0,6% (рис. 4).

При закачке полимерного раствора объемом 0,25V_пор зафиксировано снижение обводненности до 84% при объемном расходе 0,08 мл/мин. При вытеснении нефти после третьей закачки полимера выполнено заполнение емкости «В» (рис. 3), в связи с её опустошением и отсутствием пластовой воды (точка Г, рис. 7), далее вытеснение продолжалось с расходом 0,04 мл/мин.

По зафиксированной динамике давления закачки можно выделить несколько точек давления при объемном расходе 0,08 мл/мин. Видно, что после заполнения водой разделительной емкости фильтрационной установки при объемном расходе 0,04 мл/мин давление имеет тенденцию небольшого снижения по сравнению с темпом снижения при 0,08 мл/мин. С увеличением объемного расхода с 0,04 до 0,08 мл/мин и зафиксированным давлением в точке Б (рис. 7) объемный расход был снова снижен до 0,04 мл/мин, в результате чего наблюдается тенденция роста давления закачки, вызванная перераспределением потока закачиваемой пластовой воды и довытеснением нефти. Затем обводненность снова увеличивается, что отражается на динамике давления закачки за счет уменьшения фильтрационного сопротивления и вымывания полимерных молекул.

Для подтверждения процесса вымывания полимерных молекул на рис. 8 представлена динамика давления в керновой модели после остановки подачи пластовой воды в результате 2-й и 3-й закачки полимерного раствора объемом 0,20V_пор и 0,25V_пор соответственно. Видно, что установившееся давление в модели после 3-й закачки ниже, чем при остановке после 2-й закачки раствора ксантана. За счет увеличения объемного расхода (0,10 и 0,20 мл/мин) установившееся давление снизилось на 15%.

Остаточная нефтенасыщенность в начале керновой модели может быть вызвана герметизацией нефтенасыщенных участков после 1-й закачки полимерного раствора. Однако в случае попадания полимерных молекул и их адсорбции на горной породе пластовая вода двигается позади полимерного раствора, тем самым выравнивается профиль вытеснения нефти. Помимо адсорбции полимерных молекул, при движении раствора биополимера снижалась концентрация ксантана в фильтрационном канале при контакте как с пластовой водой в керне, так и с закачиваемой водой. Вероятней всего, изменение фильтрационного потока в первой половине составной модели и высокий градиент давления весьма положительно влияют на вытеснении нефти из низкопроницаемых образцов, что нельзя сказать о высокопроницаемых образцах керна в начале составной модели с наличием большего количества остаточной нефти после выполнения исследования.

Заключение

Таким образом, на основании полученных результатов можно сделать следующие выводы.

1. Закачка раствора ксантана 0,15 д. ед. от порового объема и последующая закачка пластовой воды приводят к росту коэффициента вытеснения нефти на 8,0%. Эффект наблюдается в течение 2 поровых объемов закачиваемой воды. Прирост коэффициента вытеснения нефти при последующих закачках растворов ксантана 0,20 и 0,25 д. ед. от порового объема составил 7,4% и 15,6% соответственно. Суммарный прирост коэффициента вытеснения нефти равен 31,0% при прокачке более 8 поровых объемов пластовой воды и 0,6 порового объема полимерного раствора ксантана.
2. На вытеснение нефти влияет изменение скорости фильтрации полимерного раствора в горной породе. Данный факт подтверждает тенденция роста давления закачки при изменении объемного расхода пластовой воды после 3-й закачки раствора ксантана объемом 0,25V_пор. Скорость потери вязкости посредством диффузии полимерного раствора ксантана концентрацией 1 г/л постоянна вне зависимости от прокачанного объема пластовой воды и объемного расхода воды (0,04–0,2 мл/мин).
3. Постепенное увеличение объема закачиваемого раствора ксантана привело к большему изменению фильтрационного потока, чем однократная закачка полимерного раствора. Это связано прежде всего с образованием адсорбционного слоя в обводненных фильтрационных каналах. Чем больше объем закачиваемого биополимера, тем выше вероятность герметизации зон с нефтенасыщенностью и отсутствием возможности вовлечения данных областей в процесс вытеснения в течение длительного промежутка времени.