Влияние капиллярного числа на изменение остаточного нефтенасыщения при химическом заводнении

Представлены экспериментальные результаты изучения кривых капиллярного вытеснения при химических методах повышения нефтеотдачи. Проведён анализ теории капиллярного числа и изменений этого параметра при химических методах повышения нефтеотдачи. Проанализированы результаты исследований кривых капиллярного вытеснения и выявлены общие закономерности и особенности поведения этих кривых в различных экспериментальных условиях. Анализ показал, что при изменении смачиваемости пласта, пористости, проницаемости и поровой структуры кривые капиллярного вытеснения изменяются. В изменяющихся пластовых условиях классические кривые капиллярного вытеснения, ранее полученные в ходе базовых экспериментов, не позволяют осуществлять прогноз остаточной нефтенасыщенности, и кроме того, максимальная нефтеотдача не соответствует максимальным значениям капиллярных чисел. В практике разработки нефтяных месторождений, как правило, нет необходимости в использовании высоких концентраций поверхностно-активных веществ для снижения поверхностного натяжения до сверхнизкого уровня. Добавление полимера и щелочи (в соответствующей концентрации) обеспечивает высокое нефтеизвлечение за счёт взаимодействия поверхностно-активных веществ, полимера и щелочи. В настоящее время в Китае технологии ASP заводнения (alkaline-surfactant-polymer flooding - щёлочное заводнение и совместное применение щелочи, ПАВ и полимера) является наиболее эффективным методом повышения нефтеотдачи на заводнённых нефтяных месторождениях и даёт хорошие результаты. Поэтому необходимо исследовать микромеханизмы подвижности и фильтрации остаточной нефти. Исследования кривой капиллярного вытеснения, с учётом структуры коллектора и его базовых фильтрационных характеристик, имеют определяющее значение при разработке нефтяных месторождений Китая, также эти кривые могут быть использованы в мировой практике в качестве основы для повышения нефтеотдачи с помощью третичных методов.

1. Мелехин, С.В., Михайлов, Н. Н. Экспериментальное исследование мобилизации остаточной нефти при заводнении карбонатных коллекторов/ С. В. Мелехин, Н. Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 8. – С. 72-76.

2. Михайлов Н.Н. К методике оценки прироста нефтеотдачи за счет воздействия на призабойную зону и на пласт в целом // Сб.: Геолого-геофизические исследования при физико-химических и термических методах повышения нефтеотдачи. Тр.МИНГ, вып.191. М., 1985.

3. Михайлов Н.Н., Высоковская Е.С. Прогноз остаточного нефтенасыщения по данным изучения динамики проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт // Сб.: Усовершенствование методов изучения месторождений с целью увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1982, с.85-101.

4. Михайлов Н.Н., Глазова В.И., Высоковская Е.С., Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону // Научно-технич. обзор. М., ВНИИОЭНГ, серия: Нефтепромысловое дело, Вып. 22(71), 1983. – 71с.

5. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра, 1992. – 240 с.

6. Михайлов, Н. Н. Коэффициент вытеснения нефти водой при переменных значениях капиллярного числа / Н. Н. Михайлов, С. В. Мелехин // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 4. – С. 62-66. – DOI 10.24887/0028-2448-2021-4-62-66. – EDN NXNUSC.

7. Михайлов, Н. Н. Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей / Н. Н. Михайлов // Каротажник. – 2011. – № 7(205). – С. 126-137. – EDN LCWFVR.

8. Мо Цзяли, Н.Н. Михайлов, Ван Хэнян Влияние микроструктуры коллектора на состояние остаточной нефти по данным релаксометрии ядерно‑магнитного резонанса // Георесурсы, 2024. Т. 26. № 1. С. 100–108.

9. Шахвердиев А. Х. Ещё раз о нефтеотдаче//Нефтяное хозяйство -2014.- №1. – С. 44-48.

10. Шахвердиев А. Х., Мандрик И. Э. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечение нефти// Нефтяное хозяйство -2007.-№6. – С. 76-79.

11. Azizaga Kh. Shakhverdiev, Geylani M. Panahov, Renqi Jiang, and Eldar M. Abbasov //High efficiency in-situ CO2 generation technology: the method for improving oil recovery factor /PETROLEUM SCIENCE AND TECHNOLOGY, 2024, Vol. 42, №7, 828-845. Hhtps://doi.org/10.1080/10916466.2022.2157010

12. Chatzis, I., & Morrow, N. R. (1984). Correlation of Capillary Number Relationships for Sandstone. Society of Petroleum Engineers Journal, 24(05), 555–562. doi:10.2118/10114-pa

13. Chatzis, I., Kuntamukkula, M. S., and N. R. Morrow. "Effect of Capillary Number on the Microstructure of Residual Oil in Strongly Water-Wet Sandstones." SPE Res Eng 3 (1988): 902–912. doi: https://doi.org/10.2118/13213-PA

14. Deng Chao, Hou Baofeng, Yang Xiwu, etc. "The Mechanism of Surfactants Changing Reservoir Wettability and Enhancing Recovery". Contemporary Chemical Industry, 2022, 51(04): 757-761+765. DOI: 10.13840/j.cnki. cn21-1457/tq.2022.04.025.

15. Dong Yue. "Influence of Capillary Number on Residual Oil Variation Law after ASP Flooding in Type II Reservoir". Chemical Engineering and Equipment, 2017(12):77-81. DOI:10.19566/j.cnki.cn35-1285/tq.2017.12. 024.

16. Foster, W.R.. "A Low-Tension Waterflooding Process." J Pet Technol 25 (1973): 205–210. doi: https://doi.org/10.2118/3803-PA

17. Fulcher, R.A., Ertekin, Turgay, and C.D. Stahl. "Effect of Capillary Number and Its Constituents on Two-Phase Relative Permeability Curves." J Pet Technol 37 (1985): 249–260. doi: https://doi.org/10.2118/12170-PA

18. Gong, L., Liao, G., Luan, H., Chen, Q., Nie, X., Liu, D., & Feng, Y. (2020). "Oil solubilization in sodium dodecylbenzenesulfonate micelles: New insights into surfactant enhanced oil recovery". Journal of Colloid and Interface Science, 569, 219–228. doi:10.1016/j.jcis.2020.02.083

19. Hou Jirui, Liu Zhongchun, Yue Xiangan, etc. "Analysis of the application limit of low-alkali ASP composite flooding technology". Journal of Petroleum University (Natural Science Edition), 2003(03):46-49+6.

20. Ji Bingyu. "Progress and prospect of enhanced oil recovery technology at home and abroad". Oil and Gas Geology, 2012, 33(01): 111-117.

21. Jiang Haifeng. "Experimental research on the influence of capillary number on the displacement effect of ASP flooding under different conditions". Daqing Petroleum Institute, 2004.

22. Jiang Yanli. "Prediction of the relationship between capillary number and residual oil saturation." Daqing Petroleum Geology and Development 1(1987):66-69.

23. Li Kanyun, Li Cuiping, Zhao Guang et al. "Experiment on rational capillary number of binary compound flooding in heterogeneous reservoirs". Oil and Gas Geology and Recovery,2014,21(01):87-91+117.DOI:10.13673 /j.cnki.cn37-1359/te.2014.01.022.

24. Li Mingyan, Lu Xiangguo, Sun Gang, etc. "Study on Viscosity and Interfacial Tension of Compound Surfactant Ternary Compound System". Oilfield Chemistry, 2012, 29 (03): 326-330. DOI: 10.19346/j.cnki.1000- 4092.2012.03.017.

25. LIU Weidong, LUO Litao, LIAO Guangzhi, et al. "Experimental study on the mechanism of enhancing oil recovery by polymer - surfactant binary flooding". Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4): 600-607.

26. Liu Weidong, Luo Litao, Liao Guangzhi, etc. Mechanism Experiment of Enhanced Oil Recovery by Polymer-Surfactant Binary Flooding[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017,44(04):600-607.

27. Lü Ping, Liu Piwen. Experimental Study on the Effect of Capillary Number on Seepage Characteristics[J]. Mechanics and Practice, 1984, 6(6): 44-46. doi: 10.6052/1000-0879-1984-123

28. Lu Ping, Liu Piwen.Experimental study on the effect of capillary number on seepage characteristics. Mechanics and Practice, 1984, 6(6): 44-46. doi: 10.6052/1000-0879-1984-123

29. Qin Guowei, Pu Chunsheng, Luo Mingliang, etc. "The effect of different viscoelastic displacement fluids on the effect of capillary number on oil displacement". Journal of Petroleum and Natural Gas, 2007(02):97-100+151.

30. Tehrani-Bagha, A. R., Singh, R. G., & Holmberg, K. (2012). "Solubilization of two organic dyes by cationic ester-containing gemini surfactants". Journal of Colloid and Interface Science, 376(1), 112–118. doi:10.1016/j.jcis.2012.02.016

31. TONG Min, HU Yong-le, LI Xiang-fang, WANG Zhi-wei. "The Influence of Capillary Number Effect on Inflow Performance in Condensate Gas Well". Xinjiang Petroleum Geology, 2006, 27(2): 194-196.

32. Wang Demin, Wang Gang, Wu Wenxiang, etc. "Influence of Microscopic Force Generated by Viscoelastic Displacement Fluid on Oil Displacement Efficiency". Journal of Xi'an Petroleum University (Natural Science Edition), 2008(01):43-55+112.

33. Wang Weinan. "Changes of microscopic remaining oil after ASP flooding in the second type oil layer". Northeast Petroleum University, 2015.

34. Wang, Demin, Cheng, Jiecheng, Xia, Huifen, Li, Qun, and Jingping Shi. "Viscous-Elastic Fluids Can Mobilize Oil Remaining after Water-Flood by Force Parallel to the Oil-Water Interface." Paper presented at the SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, October 2001. doi: https://doi.org/10.2118/72123-MS

35. Wu Wenxiang, Wang Demin. "Research on polymer viscoelasticity to improve oil displacement efficiency". Journal of China University of Petroleum (Natural Science Edition),2011,35(05):134-138.

36. Xu Qinghua. "Distribution characteristics of microscopic remaining oil after ASP flooding in Daqing Oilfield". Daqing Petroleum Geology and Development, 2019, 38 (04): 110-116. DOI: 10.19597/j.issn.1000-3754.201812038.

37. Yan Yitian. "Research on ASP flooding formulation of Gaotaizi second type reservoir". Daqing Petroleum Institute, 2006.

38. Zhan, F., Gong, L., Luan, H., Chen, Q., Liao, G., & Feng, Y. (2021). "Enhancing Oil Recovery by Low Concentration of Alkylaryl Sulfonate Surfactant without Ultralow Interfacial Tension". Journal of Surfactants and Detergents, 24(4), 669–681. doi:10.1002/jsde.12488

39. Zhang Yuliang, Li Caihong, Wang Xiaoming, etc. "Viscoelastic Effects of Polymer Solutions in Porous Media". Journal of Daqing Petroleum Institute, 1994(02):139-143.

40. Zhao X, Liao G, Liu W, Peng B, Luan H, Chen Q, Su X, Feng Y. "New advances in surfactant EOR mechanism: micellar solubilization and in-situ emulsification". Sci Sin Chim, 2023, 53: 1088–1103, doi: 10.1360/SSC-2023-0018