Оценка эффективности вытеснения нефти газом путем проведения комплексных фильтрационных исследований на модели тонкой трубки с различными газами закачки для ачимовских отложений Западной Сибири

   Цель. Определение минимального давления смесимости, основанного на результатах физического моделирования на модели тонкой трубки, при вытеснении нефти газом для условий ачимовских отложений. Сравнение эффективности метана и попутного нефтяного газа в качестве агента вытеснения.

   Материалы и методы. Рекомбинация пластовой нефти производилась по двум направлениям — объединение всех сепараторных проб нефти и последующая рекомбинация, а также объединение глубинных проб пластовой нефти (частично дегазированных) с последующей рекомбинацией. Предварительная оценка минимального давления смесимости выполнялась на основе аналитической корреляции и pressure volume temperature (PVT) моделирования. Комплекс исследований по физическому моделированию проводился с использованием модели тонкой трубки — для определения динамики изменения вытеснения и хроматографами — для последующего анализа вышедших нефти и газа. Фильтрационные эксперименты выполнялись в соответствии с условиями ачимовских отложений.

   Заключение. Путем физического моделирования на модели тонкой трубки определены коэффициенты вытеснения при закачке метана и попутного нефтяного газа (ПНГ). В ходе анализа полученных результатов оценена динамика изменения газового фактора, депрессии, компонентных составов газа и нефти в ходе фильтрационных экспериментов. На основе полученных данных определены режимы вытеснения и рассчитаны интервалы минимального давления смесимости (МДС): 45,03 МПа — для ПНГ; 45,89 МПа — для метана.

1. Zhao-xia Liu, Yan Liang, Qiang Wang, Yong-jun Guo, Ming Gao, Zheng-bo Wang, Wan-lu Liu. Status and progress of world-wide EOR field applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, vol. 193, pp. 107449.

2. Burrows L.C., Haeri F., Cvetic P., Sanguinito S., Shi F., Tapriyal D., Goodman A., Enick R.M. A Literature Review of CO₂, Natural Gas, and Water-Based Fluids for Enhanced Oil Recovery in Unconventional Reservoirs. Energy & Fuels. 2020, no. 34(5), pp. 5331–5538.

3. Sorokin A.S., Bolotov A.V., Nuriev D.R., Derevyanko V.K., Minkhanov I.F., Varfolomeev M.A. Dynamic Criteria for Physical Modeling of Oil Displacement by Gas Injection. Processes. 2022, no. 10(12), pp. 2620.

4. Derevyanko V.K., Bolotov A.V., Minkhanov I.F., Varfolomeev M.A., Usmanov S.A., Saifullin E.R., Sagirov R.N. (2023, November). Feasibility of Foam-Enhanced Water-Gas Flooding for a Low-Permeability High-Fractured Carbonate Reservoir. Screening of Foaming Agent and Flooding Simulation / In SPE Annual Caspian Technical Conference (p. D031S015R008). SPE.

5. Luiz Felipe Niedermaier Custodio, Cleyton de Carvalho Carneiro. Global enhanced oil recovery assessment: A comprehensive data-driven analysis asing self-organizing maps. Geoenergy Science and Engineering. 2024, pp. 212771.

6. Dorcas S. Eyinla, Smith Leggett, Foued Badrouchi, Hossein Emadi, Olajide J. Adamolekun, Olumuyiwa T. Akinsanpe. A comprehensive review of the potential of rock properties alteration during CO₂ injection for EOR and storage. Fuel. 2023, vol. 353.

7. Ning Yanrui, Kazemi Hossein. Ethane-Enriched Gas Injection EOR in Niobrara and Codell: A Dual-Porosity Compositional Model. 2018

8. Steven B. Hawthorne, David J. Miller, Carol B. Grabanski, Lu Jin. Experimental Determinations of Minimum Miscibility Pressures Using Hydrocarbon Gases and CO₂ for Crude Oils from the Bakken and Cut Bank Oil Reservoirs. Energy & Fuels. 2020, vol. 34(5), pp. 6148–6157.

9. Salari Sardari F., Khorsand Movaghar M.R. A simulation approach to achieve the best miscible enrichment in gas flooding and chemical injection process for enhanced oil recovery. Asia-Pac. J. Chem. Eng. 2017, no. 12, pp. 230–246.

10. Dindoruk B., Johns R., and Franklin M. Orr. Measurement and Modeling of Minimum Miscibility Pressure: A State-ofthe-Art Review. SPE Res Eval & Eng 24. 2021, pp. 367–389.

11. Firoozabadi A., Aziz K. Analysis and correlation of nitrogen and lean-gas miscibility pressure. SPE Reservoir Engineering. 1986, vol. 1, issue 06. Available at: doi: 10.2118/13669-PA.

12. Maklavani A.M. [et al.] New minimum miscibility pressure (MMP) correlation for hydrocarbon miscible injections. Brazilian journal of petroleum and gas. 2010, vol. 4, issue 1, pp. 11–18. Available at: http://www.portalabpg.org.br/bjpg/index.php/bjpg/article/view/83/116

13. Деревянко В.К., Сергеев Г.Д., Болотов А.В., М.А. Варфоломеев, А.С. Сорокин, Коваленко В.А., Пенигин А.В., Федоровский С.А., Серопян Р.Ю., Морозов М.А., Еремеев Д.М. Сравнение эффективности вытеснения нефти при закачке углекислого и нефтяного газов на Царичанском + Филатовском месторождении // Нефтяное хозяйство. — 2023. — № 01. — С. 34–39. doi: 10.24887/0028-2448-2023-1-34-39.

14. Zhang K., Gu Y. Two different technical criteria for determining the minimum miscibility pressures (MMPs) from the slim-tube and corefood tests. Fuel. 015, no. 161, pp. 146–156.