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. (2015). Экспериментальное исследование мобилизации остаточной нефти при заводнении карбонатных коллекторов. Нефтяное хозяйство, 8, c. 72–76.

2. Михайлов Н.Н. (1985). 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.

3. Михайлов Н.Н. (1992). Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 240 с.

4. Михайлов Н.Н. (2011). Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. Каротажник, 7(205), c. 126–137.

5. Михайлов Н.Н., Высоковская Е.С. (1982). 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, с. 85–101.

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

7. Михайлов Н.Н., Мелехин С.В. (2021). Коэффициент вытеснения нефти водой при переменных значениях капиллярного числа. Нефтяное хозяйство, 4, с. 62–66. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-4-62-66

8. Мо Цзяли, Михайлов Н.Н., Хэнян Ван (2024). Влияние микроструктуры коллектора на состояние остаточной нефти по данным релаксометрии ядерно магнитного резонанса. Георесурсы, 26(1), с. 100–108. https://doi.org/10.18599/grs.2024.1.8

9. Шахвердиев А.Х. (2014). Ещё раз о нефтеотдаче. Нефтяное хозяйство, 1, с. 44–48.

10. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. (2007). Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечение нефти. Нефтяное хозяйство, 6, с. 76–79.

11. An Y, Yao X, Zhong J, Pang S, Xie H. (2022). Enhancement of oil recovery by surfactant-polymer synergy flooding: A review. Polymers and Polymer Composites, 30. DOI: 10.1177/09673911221145834

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

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

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

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

16. 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, pp. 219–228. doi: 10.1016/j.jcis.2020.02.083

17. Guo, H., Song, K., & Hilfer, R. (2022). A brief review of capillary number and its use in capillary desaturation curves. Transport in Porous Media, 144(1), pp. 3–31. https://doi.org/10.1007/s11242-021-01743-7

18. Jiang Haifeng (2004). Experimental research on the influence of capillary number on the displacement effect of ASP flooding under different conditions. Daqing Petroleum Institute. (In Chinese)

19. Li Kanyun, Li Cuiping, Zhao Guang et al. (2014). Experiment on reasonable capillary number for binary compound flooding in heterogeneous reservoir. PGRE, 21(1), pp. 87–91. (In Chinese) DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2014.01.022

20. Li Mingyan, Lu Xiangguo, Sun Gang et al. (2012). Study on Viscosity and Interfacial Tension of Compound Surfactant Ternary Compound System. Oilfield Chemistry, 29(03), pp. 326–330. (In Chinese) DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2012.03.017

21. Rücker, M., Bartels, W. B., Garfi, G., Shams, M., Bultreys, T., Boone, M., ... & Luckham, P. F. (2020). Relationship between wetting and capillary pressure in a crude oil/brine/rock system: From nano-scale to core-scale. Journal of colloid and interface science, 562, pp. 159–169. https://doi.org/10.1016/j.jcis.2019.11.086

22. 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), pp. 112–118. DOI: 10.1016/j.jcis.2012.02.016

23. Wu Wenxiang, Wang Demin (2011). Research on polymer viscoelasticity to improve oil displacement efficiency. Journal of China University of Petroleum (Natural Science Edition), 35(05), pp. 134–138. (In Chinese)

24. 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), pp. 669–681. DOI: 10.1002/jsde.12488