Перспективная технология для увеличения нефтеотдачи на месторождениях с разной проницаемостью пластов

Abstract

Актуальность работы. Месторождения часто имеют сложную неоднородную структуру с трудно извлекаемыми запасами, разработка которых осложнена ещё и тем, что различные пропластки имеют разную проницаемость. В результате использования технологии заводнения, наиболее распространенного метода повышения нефтеотдачи, месторождение достаточно быстро становится неэффективным, так как вода после начальной стадии нефтевытеснения начинает фильтроваться к добывающим скважинам по уже промытым высокопроницаемым каналам. Решением данной проблемы является применение блокирующих реагентов из химических композиций, закрывающих промытые каналы и вынуждающих воду вытеснять нефть из ранее незадействованных (низкопроницаемых) зон. Цель работы: сравнительный анализ эффективности действия композиций на основе карбамида и уротропина в качестве блокирующих экранов для высокопроницаемых зон нефтеносного пласта, предварительно промытых водой. Методы: моделирование процесса нефтевытеснения на установке SAP-700 с двумя параллельно работающими колонками; газовый метод определения проницаемости породы. Результаты. В лабораторных условиях на установке SAP-700 с колонками насыпного типа была экспериментально подтверждена эффективность применения композиций на основе карбамида и уротропина в качестве основных компонентов для формирования блокирующих экранов с целью повышения коэффициента извлечения нефти. Так, по первому эксперименту с применением композиции, содержащей в своем составе карбамид, общий коэффициент извлечения нефти составил 0,4, из которых величина 0,16 является добавочной. Во втором же эксперименте общий коэффициент извлечения нефти составил 0,38, при этом 0,24 добавочные. Данные технологии для месторождений с разной проницаемостью пластов позволяют значительно увеличить степень выработки запасов по сравнению с обычным заводнением.

Relevance. Oil deposits often have a complex heterogeneous structure with hard-to-recover reserves, the development of which is complicated by the fact that different layers have different permeability. As a result, the use of flooding, the most common method of increasing oil recovery, quickly becomes ineffective as water begins to circulate through washed, highly permeable channels. The solution to this problem is the use of blocking agents, special compositions that close these channels and force water to displace oil from previously unused zones. The main aim of the research is the analysis of the effectiveness of compositions based on urea and urotropin as blocking agents in enhanced oil recovery process. Research methods: simulation of oil displacement process on SAP-700 setup with two parallel columns; gas method for determining permeability of the rock. Results. The effectiveness of the use of compositions based on urea and urotropin as blocking agents in order to increase recovery factor was experimentally confirmed in laboratory conditions. The first experiment showed that ultimate oil recovery factor was 0,4, 0,16 of which was additional The second experiment showed, that ultimate recovery factor was 0,38, 0,24 of which was additional. These technologies for oilfields with different reservoir permeability can significantly increase the degree of reserve development compared to conventional flooding.