Результаты лабораторно-экспериментальных исследований по физическому моделированию вытеснения нефти различными агентами

ДОБЫЧА

УДК 622.276

Результаты лабораторно-экспериментальных исследований по физическому моделированию вытеснения нефти различными агентами

Р.Ф. Шарафутдинов

директор центра «Центр проектирования разработки нефтегазоконденсатных залежей и месторождений трудноизвлекаемых запасов»1 Sharafutdinov@tngg.ru

С.И. Грачев

д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»2

А.Н. Нестеренко

к.т.н., заместитель генерального директора по научным и проектным работам в области разработки и эксплуатации газоконденсатных и нефтяных месторождений1 Nesterenko@tngg.ru

м.Г. Ложкин

старший научный сотрудник отдела физики пласта, «Тюменский научно-исследовательский центр»1

м.А. моисеев

заведующий лабораторией отдела физики пласта, «Тюменский научно-исследовательский центр»1

А.С. Самойлов

к.т.н., научный сотрудник отдела разработки ачимовских залежей1 SamovlovAS@tngg.ru

1ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, Россия

2ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный

университет», Тюмень, Россия

С целью достижения высоких утвержденных коэффициентов извлечения нефти на большинстве разрабатываемых объектов проектными документами предусматривается внедрении системы поддержания пластового давления, а в качестве агента воздействия на пласт рекомендована вода. Как показывает отечественный и мировой опыт, применение заводнения малоэффективно при разработке нефтяных оторочек, и приводит к осложнениям в работе газовых и газоконденсатных скважин. В связи с чем предполагается, что большей эффективностью характеризуется вытеснение нефти газообразными агентами, применением циклического водогазового воздействия, органических растворителей.

Перед выполнением лабораторно-экс-периментальных исследований изучен опыт реализации МУН на различных объектах с использованием общедоступных источников, некоторые результаты представлены в работах [1-7].

Наиболее перспективными объектами разработки для испытания технологий повышения вытеснения нефти определены залежи следующих месторождений Севера Западной Сибири, дочерних компаний ПАО «Газпром»:

• Уренгойское (пласты БУ8, БУ10, БУ112, БУ14);

• Заполярное (пласты БТ6-8, БТ10, БТ110, БТ11).

Также по результатам анализа российского и зарубежного опыта применения способов воздействия на пласт, критериев применимости определенной технологии заданным горно-геологическим условиям для исследуемых объектов, выбран ряд МУН, и выполнена предварительная оценка прироста КИН.

При вытеснении нефти газовыми агентами (азот, газ сепарации, углекислый газ) определены относительные фазовые

проницаемости. При вытеснении нефти последовательной закачкой газа и воды (ВГВ), т.е. в случае трехфазной фильтрации флюидов, определены только значения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения.

Методической основой проведения экспериментов по определению ОФП и коэффициентов вытеснения нефти являлись ОСТ 39-195-86 [8] и ОСТ 39-235-89 [9], а также накопленный опыт проведения подобных работ на керновом материале месторождений Западной Сибири.

Некоторые характеристики исследуемых образцов керна (центральные образцы моделей коллектора) из этих месторождений представлены в таб. 2 и 3.

Во всех запланированных опытах по фильтрации использованы модели пластовых флюидов: нефти, газа, воды и агентов для вытеснения.

Физические свойства всех модельных флюидов при заданных термобарических условиях представлены в таб. 4.

Фильтрационные эксперименты проведены на специальной лабораторной установке по двухфазной фильтрации. Принципиальная схема установки приведена на рис. 1.

Эксперименты по фильтрации проведены на образцах керна в условиях, моделирующих условия залегания продуктивных пластов исследуемых месторождений (таб. 5 и 6).

При вытеснении нефти одним флюидом (газом) дополнительно определяли относительные фазовые проницаемости в системе нефть - газ в диапазоне двухфазной фильтрации, а при водогазовом воздействии определяли только коэффициент вытеснения кыт. Общее количество выполненных экспериментов по вытеснению нефти различными агентами представлено в таб. 7.

месторождение, объект Утв. КИН

Уренгойское, БУ8, БУ

Заполярное, БТ68, БТ10

БТ110, БТ11 6-8 10

0,193

0,204/0,232

Предлагаемый мУН

вытеснение нефти водными растворами ПАВ

вытеснение нефти щелочными растворами

вытеснение нефти кислотами

воздействие на пласт углеводородным газом

водогазовое воздействие

воздействие на пласт углеводородным газом

водогазовое воздействие

Прогнозный прирост Прогнозный КИН*, д.ед. КИН+мУН**, д.ед.

0,14 0,333

0,17

0,135

0,08

0,06 0,08

0,06

0,363 0,328 0,273

0,253

0,284/0,312 0,264/0,292

28

Примечание:

* — средний прирост КИН по результатам анализа более 150 проектов по всему миру; ** — сумма утвержденного значения КИН и прогнозного прироста КИН за счет воздействия

Таб. 1 — Рекомендуемые технологии для исследуемых объектов с прогнозной оценкой КИН

Экспозиция НЕфть газ МАЙ 3 (56) 2017

БУ112, БУ14

Для обеспечения достоверной оценки эффективности МУН необходимо применение различных методов моделирования,одним из которых является физическое, выполняемое на образцах керна исследуемого объекта и зачастую определяющего один из основных параметров вытеснения. В настоящей статье приведены результаты выполнения лабораторно-экспериментальных исследований по определению коэффициента вытеснения при воздействии на пласт различными агентами (с использованием керновых моделей конкретных объектов разработки): азота, диоксида углерода, газа сепарации, а также циклического водогазового воздействия (ВГВ).

Материалы и методы

Эксперименты по фильтрации проведены на специальной лабораторной установке по двухфазной фильтрации, которая смонтирована на базе системы определения относительных фазовых проницаемостей.

На сухих образцах керна измерялась проницаемость по воздуху в атмосферных условиях с учетом поправки Клинкенберга по ГОСТ 26450.2-85. На образцах керна создавалась остаточная водонасыщенность методами центрифугирования и полупроницаемой мембраны.

Эксперименты по фильтрации проводились на образцах керна в условиях, моделирующих условия залегания продуктивных пластов исследуемых месторождений. Моделирование пластовых условий заключалось в том, что термические условия модели пласта полностью соответствовали реальному объекту, а барические моделировались по эффективному давлению.

Ключевые слова

газовые методы увеличения нефтеотдачи, водогазовое воздействие, керн, углекислый газ, азот, вытеснение нефти

Для анализа и обобщения результатов экспериментов двухфазной фильтрации по определению относительных фазовых проницаемостей в системе нефть - газ был применен принцип двойной нормировки данных, как по проницаемости, так и по насыщенности.

Нормировка по проницаемости заключалась в том, что фазовая проницаемость по двум фазам нормировалась к максимальным значениям фазовой проницаемости по этим фазам в диапазоне насыщенности двухфазной фильтрации (от критической газонасыщенности до остаточной нефтенасы-щенности). Например, при нормировке фазовой проницаемости в системе нефть - газ, текущая фазовая проницаемость по нефти нормируется к фазовой проницаемости по нефти при критической газонасыщенности, а текущая фазовая проницаемость по газу нормируется к фазовой проницаемости по газу при остаточной нефтенасыщенности.

Нормировка по насыщенности заключается в том, что текущая насыщенность флюидом нормируется на динамическое поровое

пространство (объем пор, не занятый остаточными флюидами). В результате такой нормировки текущая насыщенность флюидом масштабируется от 0 до 1. Например, при нормировке насыщенностей по данным ОФП в системе нефть - газ, текущие значения газонасыщенности нормируются к объему пор, не занятому остаточной водой, остаточной нефтью и критическим газом (1-£ш-£ог-.у.

Таким образом, приводя все результаты определения ОФП к одному числовому масштабу, как по насыщенности, так и по про-ницаемостям, становится возможным обобщение данных ОФП для керна с различными фильтрационно-емкостными свойствами для последующей компьютерной симуляции разработки месторождений.

Результаты экспериментов на образцах керна Уренгойского, Заполярного месторождений по определению фазовых прони-цаемостей, в системах нефть - азот, нефть - углекислый газ, нефть - газ сепарации на рис. 2-4.

На рис. 2 представлено обобщение семи экспериментов по определению

№ скв № обр кп(в), д. ед. кпрг(а), 10-3 мкм2 к^ д. ед. Пласт Вытесняющий агент

50980 50 0,157 66,55 0,223 БУ8 азот

50980 146 0,147 4,67 0,356 БУ10 азот

50980 140 0,155 10,56 0,317 БУ10 азот

50980 203 0,143 26,96 0,267 БУ10 азот

50980 329 0,154 6,01 0,367 БУ14 азот

50980 426 0,168 24,08 0,263 БУ14 азот

50980 390 0,150 2,04 0,441 БУ14 азот

50980 102 0,155 20,56 0,263 БУ8 газ сепарации

50980 132 0,146 5,69 0,338 БУ10 газ сепарации

50980 232 0,164 51,13 0,315 БУ10 газ сепарации

50980 283 0,137 5,22 0,292 БУ14 газ сепарации

50980 385 0,170 11,68 0,310 БУ14 газ сепарации

50980 133 0,154 12,49 0,311 БУ10 углекислый газ

50980 150 0,150 6,25 0,330 БУ10 ВГВ

50980 195 0,165 89,02 0,266 БУ10 ВГВ

50980 386 0,169 10,68 0,308 БУ14 ВГВ

50980 407 0,172 27,55 0,289 БУ14 ВГВ

Таб. 2 — Исследуемые образцы керна пластов БУ Уренгойского месторождения для экспериментов по вытеснению нефти различными агентами

№ скв № обр кп(в), д. ед. кпрГ(а), 10-3 мкм2 д.ед. Пласт Вытесняющий агент

109 8 0,179 128,08 0,229 БТ6-8 азот

109 6 0,165 54,13 0,270 БТ6-8 азот

106 11 0,154 21,95 0,341 БТ6-8 азот

102 80 0,164 61,00 0,228 БТ10 азот

115 1860 0,150 3,48 0,391 БТ10 азот

12201 71 0,209 27,42 0,346 БТ11 газ сепарации

12201 57 0,156 6,46 0,332 БТ11 газ сепарации

12201 12,1 0,153 1,10 0,491 БТ11 газ сепарации

12201 65 0,207 19,85 0,367 БТ11 углекислый газ

12201 62 0,215 31,60 0,333 БТ11 ВГВ

12201 7 0,143 8,97 0,363 БТ11 ВГВ

12201 84,1 0,189 0,90 0,434 БТ11 ВГВ

Таб. 3 — Исследуемые образцы керна пластов БТЗаполярного месторождения для экспериментов по вытеснению нефти различными агентами

Рис. 1 - Принципиальная схема лабораторной установки по фильтрации нефти,

воды и газа

Н,, Н2 - поршневые насосы; ПК, ПК2, ПК3 - поршневые контейнеры с водой, нефтью и газом; ПК0 - заправочный контейнер с рекомбинированными модельными флюидами; КД - кернодержатель; ДМ - датчик дифференциального давления; ТС - термостат суховоздушный с нагревателем; СПГ - система поддержания горного давления; Г - термопара; Т - терморегулятор; Р, - Р00 - датчики давления; СВД - сепаратор высокого давления акустический; РК - клапан, регулирующий поровое давление; МП - мерная пробирка; ГС - счетчик измерения расхода газа; I, I', и, и' - токовые электроды и по напряжению

ОФП нефть - азот в нормированных координатах для керна пластов БУ8, БУ10, БУ14 Уренгойского месторождения. Коллекция керна Уренгойского месторождения для экспериментов в системе нефть - азот характеризуется абсолютной проницаемостью в диапазоне 2-10-3-66-10-3 мкм2, по открытой пористости 0,14-0,17 д. ед., по остаточной водонасыщенности 0,22-0,44 д. ед.

На рис. 3 представлено обобщение пяти экспериментов по определению ОФП нефть - газ сепарации в нормированных координатах для керна пластов БУ8, БУ10, БУ14 Уренгойского месторождения. Коллекция керна Уренгойского месторождения для экспериментов в системе нефть - газ сепарации характеризуется абсолютной проницаемостью в диапазоне 510-3-51-10-3 мкм2, по открытой пористости 0,14-0,17 д. ед., по остаточной водонасыщенности 0,26-0,34 д. ед.

На рис. 4 представлено обобщение двух экспериментов по определению ОФП нефть-углекислый газ в нормированных координатах для керна пласта БУ10 Уренгойского и БТ11 Заполярного месторождений. Коллекция керна для экспериментов нефть - углекислый газ характеризуется абсолютной проницаемостью в диапазоне 12-10-30-19-10-3 мкм2, по открытой пористости 0,15-0,20 д. ед., по остаточной водонасыщенности 0,31-0,37 д. ед.

По результатам вытеснения нефти различными агентами на керне Уренгойского,

0,9

0,8

>0,6

! 0,5

: 0,3

: 0,2

0,1 -

1^=0,9322 Кгд-е 1?2=0,9947

♦

\ ♦ \ ♦

♦ * /

* *

1

0,2

0,4

0,6

0,8

0,9 си

0,8

Ш'

0,7

0,6

>•

ГО 03 0,5

0,4

-в-

а> I 0,3

с 0,2

:—

е о 0,1

лго—с ^=0,9826 Й<Ч1,1Гв) ¡99

♦

\ ♦ ♦У ♦

к ♦ V * / * /

Л

>с ш

- - я ^ __. * —г-

0,2

0,4

0,6

0,8

Газонасыщенность 5' д. ед.

Газонасыщенность 5'я, д. ед.

Рис. 2 — Обобщение ОФП в системе нефть - азот для пластов БУ8, БУ10 и БУи Уренгойского месторождения

Рис. 3 — Обобщение ОФП в системе нефть - газ сепарации для пластов БУ8, БУ10 и БУи Уренгойского месторождения

Модель нефти Газовый агент Температура, °С Давление, МПа Вязкость нефти, Плотность нефти, Вид эксперимента

мПа-с г/см3

Уренгойское месторождение

стабильная 79 10 0,648

стабильная 20 0,769

газированная азот 79 10 0,633 ОФП н - N2

газированная метан 79 10 0,493 ОФП н - СН4/ВГВ

газированная углекислый газ 90 8 0,287 ОФП н- со2

Заполярное месторождение

газированная азот 71 10 0,870 ОФП н - N

газированная азот 77 10 0,910 ОФП н - N

газированная метан 78 10 0,417 ОФП н -СН4

газированная метан 78 10 0,493 ВГВ

газированная углекислый газ 90 9 0,287 ОФП н - С02

Таб. 4 — Физические свойства моделей нефти для Уренгойского, Заполярного месторождений

30

Экспозиция НЕфть газ МАЙ 3 (56) 2017

Заполярного месторождений наиболее эффективными технологиями оказались: применение последовательной закачки газа и воды (ВГВ) и вытеснение углекислым газом. Менее эффективными оказались технологии вытеснения нефти азотом и газом сепарации (рис. 5).

Высокая эффективность ВГВ обуславливается образованием водогазовой смеси, подвижность которой заметно ниже, чем подвижность воды. Тем самым существенно уменьшается скорость фильтрации вытесняющего агента, растет градиент давления фильтрации, и, как следствие, увеличивается вытеснение нефти. Также высокой эффективности ВГВ способствуют благоприятные геолого-физические факторы исследуемых объектов разработки. К ним можно отнести малую вязкость нефти, высокую температуру продуктивных пластов, высокое начальное пластовое давление. Все эти факторы способствуют снижению подвижности газа, а, значит, и замедляют прорыв фронта вытеснения нефти водогазовой смесью. Следовательно, это приводит к более эффективному вытеснению нефти.

Высокая эффективность вытеснения нефти углекислым газом по сравнению с азотом и газом сепарации обуславливается его способностью растворяться в нефти. При предельном насыщении нефти углекислым газом, объем растворенного газа значительно превышает объем метана растворенного в той же нефти при тех же термобарических условиях. Большее содержание углекислого газа в нефти приводит к уменьшению ее вязкости, сильнее, чем при насыщении нефти метаном или азотом. Кроме того, вязкость углекислого газа в пластовых термобарических условиях выше, чем у метана или азота. Эти два фактора, в свою очередь, определяют меньшее соотношение вязкостей между углекислым газом и нефтью по сравнению с метаном и азотом. Так, соотношение вяз-костей между углекислым газом и нефтью в исследованиях в среднем составляет порядка 13, а в системах азот - нефть и метан - нефть составляет более 30. Низкое соотношение вязкостей приводит к вытеснению, более близкому к поршневому, что обуславливает высокий коэффициент вытеснения.

Меньшая эффективность применения метана и азота для вытеснения нефти

Пласты

бУ8 бУ,о

2639 2741 2953

75 79 83

62,3 64,9 69,8

26,7 27,5 29,1

35,6 37,4 40,7

12 12 12

0,54 0,49 0,44

0,389 0,364 0,314

Показатели

Средняя глубина залегания, м Пластовая температура, °С Горное давление, МПа Пластовое давление, МПа Эффективное давление, МПа Общая минерализация пластовой воды, г/л Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с

Таб. 5 — Геолого-физическая характеристика пластов Уренгойского месторождения

Показатели

Средняя глубина залегания, м

Пластовая температура, °С

Горное давление, МПа

Пластовое давление, МПа

Эффективное давление, МПа

Общая минерализация пластовой воды, г/л

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с

Таб. 6 — Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Заполярного месторождения

Пласты

«и

2800 2970 3050

70 77 78

62,6 67,4 69,5

28,0 30,0 30,5

34,6 37,4 39,0

4 4 4

0,86 0,91

Месторождение № скв

Пласт

Количество экспериментов

Агент

Уренгойское 50980 ^ БУ14 7 азот

50980 БУ^ ^ БУ14 5 газ сепарации

50980 БУ10 1 углекислота

50980 БУ10> • БУ14 4 ВГВ

Заполярное 12201 БТ11 3 газ сепарации

12201 БТ11 1 углекислота

12201 БТ11 3 ВГВ

102, 106, 109, 115 БТ6-8 , ^^ БТ11 5 азот

Таб. 7 - Количество выполненных экспериментов по вытеснению нефти различными агентами

Рис. 4 — Обобщение ОФП в системе нефть - углекислый газ для пластов БУ10 Уренгойского и БТ11 Заполярного месторождений

Рис. 5 — Диаграмма эффективности вытеснения нефти различными агентами на керне Уренгойского, Заполярного месторождений

обуславливается, как было сказано выше, меньшей способностью растворяться в нефти и неблагоприятным соотношением вяз-костей нефти и газа (более 30). Несмотря на то, что метан гораздо лучше растворяется в нефти, чем азот, результаты вытеснения этими газами оказались примерно одинаковы. Это объясняется тем, что исследуемые нефти не насыщаются метаном и азотом при вытеснении этими газами. Метан не растворяется в нефти по причине предельного насыщения нефти подгазовой зоны газовой фазой, а азот плохо растворим в жидких углеводородах. По этой причине соотношение вязкостей в системе нефть - метан и нефть - азот оказались приблизительно одинаковыми (30 и 34) для систем флюидов азот - нефть и метан - нефть соответственно.

Итоги

По результатам вытеснения легкой нефти различными агентами на керне Уренгойского и Заполярного месторождений установлено, что наиболее эффективными технологиями являются последовательная закачка газа и воды (ВГВ) и вытеснение углекислым газом. Менее эффективными оказались технологии вытеснения нефти азотом и газом сепарации.

Выводы

Результаты лабораторных экспериментов обеспечили расширение представлений о фильтрации флюидов нижнемеловых отложений Уренгойского и Заполярного месторождений при воздействии как газовыми агентами, так и водогазовыми. В итоге

установлено, что высокая эффективность ВГВ обусловлена меньшей подвижностью, тем самым существенно уменьшается скорость фильтрации вытесняющего агента, растет градиент давления фильтрации, и, как следствие, увеличивается вытеснение нефти.

Высокая эффективность вытеснения нефти углекислым газом по сравнению с азотом и ГС предопределена его высокой способностью растворяться в нефти. При предельном насыщении нефти углекислым газом, объем растворенного газа значительно превышает объем метана, растворенного в той же нефти при тех же ТБУ.

Меньшая эффективность применения метана и азота для вытеснения нефти обусловлена меньшей способностью растворяться в нефти и неблагоприятным соотношением вязкостей нефти и газа (более 30). Несмотря на то, что метан гораздо лучше растворяется в нефти, чем азот, результаты вытеснения этими газами в данных НИР оказались примерно одинаковы. Это объясняется тем, что нефти подгазовых зон не растворяются метаном и азотом.

Список литературы

1. Боксерман А.А. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи — обязательное условие преодоления падения нефтедобычи в стране // Нефтяное хозяйство. 2004. №10. С. 34-38.

2. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей

со слоисто-неоднородными коллекторами. Дис. канд.техн.наук, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.

3. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974. 376 с.

4. Косачук Г.П., Сагитова Д.З., Титова Т.Н. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами и оторочками // Газовая промышленность. 2005. №3.

С. 27-30.

5. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999. 659 с.

6. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: Газоил пресс, 2006. 200 с.

7. Берлин А.В. Классификация физико-химических методов повышения нефтеотдачи // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2011. Выпуск 22. С. 20-30.

8. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

М.: Миннефтепром, 1987. 18 с.

9. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.

М.: Миннефтепром, 1989. 35 с.

ПКК «ЭнергоМаш Санкт-Петербург»

i

Наша производственно-коммерческая компания специализируется на ремонте и обслуживании дизельных двигателей, электростанций. Мы также производим диагностику и ремонт топливной аппаратуры всех систем и производителей:

BOSCH, SIEMENS, DENSO, DELPHI.

Мы являемся поставщиком оригинальных и альтернативных запчастей для двигателей:

PERKINS, CATERPILLAR, CUMMINS, DEUTZ, JOHN DEER, YANMAR, KUBOTA, DOOSAN, WAUKESHA, DETROIT DIEZEL, FG WILSON

ООО «ПКК «ЭнергоМаш», 196605, Санкт-Петербург, г. Пушкин, Павильон Урицкого, д. 1

e-mail: 9169913@gmai!.com (Г) +7(812)916-99-13

www.energomash-spb.ru " +7(812)916-95-63

Производим продажу, ремонт, обслуживание и поставку запасных частей для дизельных и газовых электростанций:

FG WILSON, CATERPILLAR, OLYMPIAN, DOOSAN, STAMEGNA,

WARTSILA, WAUKESHA, PERKINS

ENGLISH

OIL PRODUCTION

Results of oil displacement laboratory tests during field simulation, using various inhibitors

UDC 622.276

Authors:

Ruslan F. Sharafutdinov — director of "Engineering center of oil and gas condensate deposits and hard-to-recover reserves development"1; Sharafutdinov@tngg.ru

Sergey I. Grachev — Sc.D., professor, head of department2

Alexander N. Nesterenko — Ph.D., deputy general director, R&D in oil and gas-condensate fields development and operation1; Nesterenko@tngg.ru

Mikhail G. Lozhkin — senior research engineer, petrophysics section, Tyumen research and development center1 Mikhail A. Moiseev — laboratory head, petrophysics section, Tyumen research and development center1 Alexander S. Samoylov — Ph.D., senior researcher, Achimov deposits development section1; SamoylovAS@tngg.ru

1"TyumenNIIgiprogaz" LLC, Tyumen, Russian Federation 2"Tyumen Industrial University", Tyumen, Russian Federation

Abstract

Various simulation methods are required for accurate evaluation of oil recovery enhancement efficiency. One of them is physical simulation, performed in core samples of reservoirs and commonly defining as one of the key displacement parameters.

The results of laboratory tests, concerning with defining displacement index of formation stimulation, using various inhibitors (core models of particular development targets): nitrogen, carbon dioxide, separated gas and cyclic water-gas stimulation, are provided in the article.

Materials and methods

The filtration experiments were carried out, using special two-phase laboratory unit, manufactured on the basis of the system for defining relative phase permeability. Rock permeability, according to Klinkenberg allowance, as per GOST 26450.2-85, was measured in dry core samples. The residual water saturation was created in the core samples with the methods of centrifuging and semi-permeable

membrane.

The filtration experiments were carried out, using core samples under the conditions of simulating productive reservoirs of the fields. Simulation of formation conditions was carried out under the temperature conditions, fully corresponding to the real reservoir conditions, and the pressure conditions were simulated, according to the efficient pressure.

Results

According to the results of light oil displacement by various inhibitors in the core of the Urengoyskoe and Zapolyarnoe fields, the most effective technologies are: the injection of gas and water and carbon dioxide miscible displacement. Gas-oil displacement by nitrogen and separated gas proved to be of less efficiency.

Conclusions

Laboratory tests helped to know more about the fluid filtration of the Lower Cretaceous deposits of the Urengoy and Zapolyarnoye fields under the influence of gas and watergas injection. Finally, it was stated that high

efficiency of water-gas injection is caused by less fluidity, considerably reducing the filtration velocity of the displacing inhibitor, the filtration pressure gradient is growing and, thus, oil displacement is increasing. High efficiency of oil displacement by carbon dioxide in comparison with nitrogen and separated gas is determined by its high solubility in oil. When the level of oil saturation by carbon dioxide is highest, volume of dissolved gas will be significantly higher than volume of methane, dissolved in the same oil under the same temperature and pressure conditions. Less efficiency of oil displacement by methane and nitrogen is caused by worse solubility in oil and negative oil-gas viscosity ratio (above 30). Though methane has better solubility in oil than nitrogen, R&D results of oil displacement are almost the same. This is due to the fact that oil of under-gas-cap-zone is not dissolved by methane and nitrogen.

Keywords

gas methods of oil recovery enhancement, water-gas stimulation, core, carbon dioxide, nitrogen, oil displacement

References

1. Bokserman A.A. Vostrebovannost' sovremennykh metodov uvelicheniya nefteotdachi - obyazatel'noe uslovie preodoleniya padeniya neftedobychi v strane [Claiming for modern methods of oil recovery increase — an obligatory condition of overcoming of oil recovery decline in the country]. Oil industry, 2004, issue 10,

pp. 34-38.

2. Zakirov I.S. Sovershenstvovanie razrabotki neftegazovykh zalezhey so sloisto-neodnorodnymi kollektorami [Perfection of oil and gas deposits with layered heterogeneous reservoirs development]. Dissertation, Candidate of Science in Engineering, IPNG RAN, GANG imeni Gubkina, 1996.

3. Zakirov S.N., Lapuk B.B. Proektirovanie i razrabotka gazovykh mestorozhdeniy

[Gas fields engineering and development]. Moscow: Nedra, 1974, 376 p.

4. Kosachuk G.P., Sagitova D.Z., Titova T.N. Opyt razrabotki gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy s neftyanymizalezhami i otorochkami [The experience of gas and gas-condensate fields with oil deposits and rims development]. GAS Industry of Russia, 2005, issue 3, pp. 27-30.

5. Ter-Sarkisov P.M. Razrabotka mestorozhdeniy prirodnykh gazov [Development of natural gas fields]. Moscow: Nedra, 1999, 659 p.

6. Ctepanova G.S. Gazovye i vodogazovye metody vozdeystviya na neftyanye plasty [Gas and water-gas methods of oil reservoirs stimulation]. Moscow: Gazoil press, 2006, 200 p.

7. Berlin A.V. Klassifikatsiya fiziko-khimicheskikh povysheniya

nefteotdachi [Classification of physical and chemical oil recovery enhancement methods]. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO «NK «Rosneft'», 2011, issue 22, pp. 20-30.

8. OST 39-195-86 Neft'. Metod opredeleniya koeffitsienta vytesneniya nefti vodoy

v laboratornykh usloviyakh [The methodology of waterflood oil recovery factor in the laboratory conditions determination]. Moscow: Minnefteprom, 1987, 18 p.

9. OST 39-235-89 Neft'. Metod opredeleniya fazovykh pronitsaemostey v laboratornykh usloviyakh pri sovmestnoystatsionarnoy fil'tratsii [The methodology of relative phase permeability determination in

the laboratory conditions under the joint steady-state filtration]. Moscow: Minnefteprom, 1989, 35 p.