Қазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысыҚазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысы2707-42262957-806XKMG Engineering10824510.54859/kjogi108245Научная статьяОценка эффективности использования малосольной воды для повышения нефтеотдачи на терригенном месторождении КазахстанаАскароваИнкар Аскаркызыaskarova.i@kmge.kzУтеевРахим Нагангалиулыuteyev.r@kmge.kzМардановАлтынбек Сулейменулы<p><span class="text">&nbsp;</span></p>mardanov.a@kmge.kzДжаксылыковТалгат Сайновичjaxylykov.t@kmge.kzДжунусбаеваАйнура Утетлеуовнаjunusbayeva.a@kmge.kzАтырауский филиал КМГ ИнжинирингАтырауский филиал ТОО "КМГ Инжиниринг"2101202344901030206202218112022Copyright © 2023, Аскарова И.А., Утеев Р.Н., Марданов А.С., Джаксылыков Т.С., Джунусбаева А.У.2023<p><strong>Обоснование.</strong> Регулярное увеличение спроса в углеводородах обуславливает необходимость внедрения оптимальных технологий для совершенствования выработки запасов. Метод утилизации воды с пониженной соленостью в качестве закачиваемого агента показался перспективным в решении этого вопроса.</p> <p><strong>Цель.</strong> Целью данной статьи является оценка потенциала малосольной воды для увеличения добычи и извлечения нефти на терригенном месторождении Казахстана.</p> <p><strong>Материалы и методы.</strong> Для исследования была смоделирована закачка малосольной воды в продуктивный пласт на симуляторе ECLIPSE 100. Воздействие концентрации солей на добычу и коэффициент вытеснения нефти на рассматриваемом месторождении во время вторичной закачки были определены путем моделирования заводнения растворов с различной солёностью. Модель была запущена на 18 лет. Анализ эффективности понижения солёности был проведен путем сравнения величины нефтедобычи после заводнения с высокосолёной водой.</p> <p><strong>Результаты.</strong> Снижение солёности воды привело к приросту извлечения нефти на 1,32%. Столь незначительное увеличение добычи объясняется изначальными гидрофильными свойствами породы. Для получения ответной реакции от контакта малосольной воды с породой требуется наличие адсорбированной нефти на поверхности минералов. С высокой вероятностью можно сказать, что в данном коллекторе повышение коэффициента нефтеотдачи при уменьшении солёности обуславливается активными взаимодействиями на границе нефть вода, одним из которых является увеличение вязкоупругих качеств.</p> <p><strong>Заключение.</strong> Незначительная разница в эффективности вытеснения нефти между изучаемыми малосольными водами говорит о наличии оптимальной солёности закачиваемой воды. Изначальная гидрофильность поверхности породы коллектора исключает изменение смачиваемости как причину увеличения добычи нефти. Рекомендуется дальнейшее изучение малосольного заводнения на керновом материале с исследуемого месторождения для получения точных данных и понимания того, насколько низкая солёность может повлиять на распределение нефти в породе.</p>low salt waterlow-salt water floodingterrigenous reservoirmechanismsrelative permeabilitieswettabilityviscoelasticityтұздылығы аз сутұзы аз суландырутерригендік коллектормеханизмдерсалыстырмалы өткізгіштікдымқылданғыштықтұтқыр серпімділікмалосольная водамалосольное заводнениетерригенный коллектормеханизмыотносительные фазовые проницаемостисмачиваемостьвязкоупругость1.Yildiz HO, Valat M, Morrow NR. Effect of Brine Composition On Wettability and Oil Recovery of a Prudhoe Bay Crude Oil. Journal of Canadian Petroleum Technology. 1999;38(01):26–31. DOI: 10.2118/99-01-02.2.Morrow NR. Wettability and Its Effect on Oil Recovery. Journal of Petroleum Technology. 1990;42:1476–1484. DOI: 10.2118/21621-PA.3.Bartels WB, Mahani H, Berg S, Hassanizadeh SM. Literature review of low salinity waterflooding from a length and time scale perspective. Fuel. 2019;236:338–353. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.09.018.4.Rock A, Hincapie RE, Hoffmann E, et al. Tertiary Low Salinity Waterflooding LSWF in Sandstone Reservoirs: Mechanisms, Synergies and Potentials in EOR Applications. SPE Europec featured at 80th EAGE Conference and Exhibition; 2018 June; Copenhagen, Denmark. Paper Number: SPE-190807-MS.5.Vledder P, Gonzalez IE, Carrera F, et al. Low Salinity Water Flooding: Proof of Wettability Alteration On a Field Wide Scale. SPE Improved Oil Recovery Symposium; 2010 April 24–28; Tulsa, Oklahoma, USA. Paper Number: SPE-129564-MS.6.Seccombe J, Lager A, Jerauld G, and et al. Demonstration of Low-Salinity EOR at Interwell Scale, Endicott Field, Alaska. SPE Improved Oil Recovery Symposium; 2010 April 24–28; Tulsa, Oklahoma, USA. Paper Number: SPE-129692-MS.7.McGuire PL, Chatham JR, Paskvan FK, et al. Low Salinity Oil Recovery: An Exciting New EOR Opportunity for Alaska's North Slope. SPE Western Regional Meeting; 2005 March 30 – April 1; Irvine, California. Paper Number: SPE-93903-MS.8.Nasralla RA, Nasr-El-Din HA. Impact of Electrical Surface Charges and Cation Exchange on Oil Recovery by Low Salinity Water. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition; 2011 September 20–22; Jakarta, Indonesia. Paper Number: SPE-147937-MS.9.Katende A, Sagala F. A Critical review of Low Salinity Water Flooding: Mechanism, Laboratory and Field Application. Journal of Molecular Liquids. 2019;278:627–649. DOI: 10.1016/j.molliq.2019.01.037.10.Lager A, Webb KJ, Black CJ, et al. Low salinity oil Recovery – An Experimental Investigation. Petrophysics. 2008;49:28–35.11.Austad T, RezaeiDoust A, Puntervold T. Chemical Mechanism of Low Salinity Water Flooding in Sandstone Reservoirs. SPE Improved Oil Recovery Symposium; 2010 April 24–28; Tulsa, Oklahoma, USA. Paper Number: SPE-129767-MS.12.Ligthelm DJ, Gronsveld J, Hofman JP, et al. Novel Waterflooding Strategy by Manipulation of Injection Brine Composition. SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition held; 2009 8–11 June; Amsterdam, The Netherlands. Paper Number: SPE-119835-MS.13.Rostami P, Fattahi MM, Sharifi M, et al. Effect of water salinity on oil/brine interfacial behaviour during low salinity waterflooding: A mechanistic study. Petroleum. 2019;5(4):367–374.14.Al-Sarihi A, Zeinijahromi A, Genolet L, et al. Fines Migration as an EOR Method During Low Salinity Waterflooding. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition; 2018 October 23–25; Brisbane, Australia. Paper Number: SPE-192070-MS.15.Alvarado V, Moradi Bidhendi M, Garcia-Olvera G, et al. Interfacial Visco-Elasticity of Crude Oil – Brine: An Alternative EOR Mechanism in Smart Waterflooding. SPE Improved Oil Recovery Symposium; 2014 April 12–16; Tulsa, Oklahoma, USA. Paper Number: SPE-169127-MS.