Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

108999

10.54859/kjogi108999

Research Article

Analysis of the effectiveness of surfactant application in enhanced oil recovery methods

Rakhmet

Birzhan G.

birzhan.rakhmet01@gmail.comhttps://orcid.org/0009-0006-9394-7624

Kazakh-British Technical University

30062026

822735

15052026

08062026

2026

Background: Conventional waterflooding typically achieves an oil recovery factor of no more than 35–40%, leaving a significant portion of the oil in place within the pore space of the reservoir rock, where it is retained by capillary forces. The application of chemical enhanced oil recovery methods, particularly Alkaline–Surfactant–Polymer (ASP) flooding, is a promising approach for high-viscosity oil reservoirs, where conventional waterflooding is characterized by a highly unfavorable mobility ratio between the displacing fluid and the oil. Aim: Systematic laboratory evaluation of ASP flooding effectiveness for the productive horizons of Field X (Western Kazakhstan),, based on real core samples from borehole K-2524, with the development development of recommendations for optimising the chemical slug formulation. Materials and Methods: The study employed methods such as incoming quality control of commercial surfactant samples, compatibility testing at a specified reservoir temperature over a defined period, phase behaviour screening of lauryl sulfate / sodium hydroxide systems with crude oil from two horizons, and filtration experiments conducted using the PLS-200 petrophysical laboratory setup. Results: ASP flooding with 0.02% sodium dodecyl sulfate (SDS) + 0.6–0.8% NaOH + 2,500–3,000 ppm hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) achieved an incremental oil recovery factor of 19.0–19.2% for the Cretaceous chalk horizon (total RF of 68.5–68.9%) and 17.7% for the Jurassic horizon at 3,000 ppm HPAM. The HPAM concentration is a critical design parameter: deviation from the required mobility ratio condition (M ≤ 1.0) reduces the incremental oil recovery by nearly half. Conclusion: ASP flooding demonstrated high efficiency for both horizons when the formulation parameters were properly optimized. The optimal formulation (0.02% SDS + 0.8% NaOH + 2,500 ppm HPAM) is recommended as providing the best balance between incremental oil recovery factor and reagent cost.

surfactantsincreased oil recoveryASP floodinginterfacial tensionoil recovery factorhigh-viscosity oilhydrolyzed polyacrylamidecore flooding studies

беттік белсенді заттармұнай беруді арттыруASP-су айдауфазааралық керілумұнай алу коэффициентітұтқырлығы жоғары мұнайгидролизденген полиакриламидсүзу зерттеулері

поверхностно-активные веществаувеличение нефтеотдачиASP-заводнениемежфазное натяжениекоэффициент извлечения нефтивысоковязкая нефтьгидролизованный полиакриламидфильтрационные исследования

<div class="standard-markdown grid-cols-1 grid [_>_*]:min-w-0 gap-3"> <h3>Введение</h3> Снижение нефтеотдачи на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений является одной из наиболее острых проблем нефтегазовой отрасли. Коэффициент извлечения нефти (далее – КИН) при традиционном водозаводнении, как правило, не превышает 35–40% от начальных геологических запасов [1–5], что означает значительный объём остаточной нефти, удерживаемой капиллярными силами в поровом пространстве коллектора. Применение поверхностно-активных веществ (далее – ПАВ) в рамках химических методов увеличения нефтеотдачи, или Chemical EOR (англ. Enhanced Oil Recovery) позволяет снижать межфазное натяжение (далее – МФН) на границе раздела нефть–вода до ультранизких значений и изменять смачиваемость породы, тем самым мобилизуя остаточную нефть [6, 7]. Особую актуальность данная проблема приобретает для месторождений Западного Казахстана с высоковязкими нефтями, где традиционное водозаводнение характеризуется крайне неблагоприятным соотношением мобильностей М (М = λр / λо, где λр – мобильность вытесняющего агента, λо – мобильность нефти). В подобных условиях щелочно-ПАВ-полимерное, или ASP (англ. Alkaline-Surfactant-Polymer), заводнение представляет собой наиболее перспективный вариант Chemical EOR [8, 9]: щёлочь генерирует природный ко-ПАВ из органических кислот нефти и подавляет адсорбцию синтетического ПАВ; ПАВ снижает МФН до ультранизких значений; полимер обеспечивает благоприятное соотношение мобильностей и выравнивание фронта закачки. Цель настоящей работы – систематическая лабораторная оценка эффективности ASP-заводнения применительно к условиям пластов месторождения X (Западный Казахстан), включающая входной контроль реагентов, испытания совместимости при пластовой температуре, тесты фазового поведения и фильтрационные эксперименты на керновых моделях двух продуктивных горизонтов. <h3>Материалы и методы</h3> Месторождение X расположено в Западном Казахстане и включает два продуктивных горизонта, исследованных в настоящей работе. Меловой горизонт М-II залегает на глубине 258–261 м при пластовой температуре 19,7°С; вязкость нефти составляет 407,4 мПа·с, что соответствует категории высоковязкой нефти. Юрский горизонт J-IV залегает на глубине 496–498 м при пластовой температуре 29,3°С; вязкость нефти – 66,1 мПа·с. Все лабораторные исследования выполнены на образцах керна и флюидов из скважины К-2524 месторождения X. Для мелового горизонта М-II использованы насыпные (рекомбинированные) керновые модели из разрушенного керна, отобранного с глубин 258,75–260,65 м; для юрского горизонта J-IV – выбуренные цилиндрические плаги диаметром 38 мм, отобранные с глубин 496,8–497,25 м. Скрининговое исследование охватывало шесть образцов ПАВ коммерческих марок, обозначенных как С-7, С-10, С-13, С-14, С-16 и С-18. Цель скрининга – на основании входного контроля качества и испытаний совместимости при пластовых условиях отобрать реагенты, пригодные для применения на месторождении X, а также определить оптимальный класс ПАВ для последующих фильтрационных экспериментов. В качестве основного реагента для фильтрационных экспериментов на основании результатов скрининга использовался лаурилсульфат натрия, или SDS (англ. Sodium Dodecyl Sulphate), – анионный ПАВ класса алкилсульфатов. Выбор SDS как модельного соединения обоснован тем, что именно реагенты данного класса (алкилсульфаты) продемонстрировали наилучшую совместимость с пластовыми флюидами месторождения X при пластовой температуре 71,3°С. В качестве щелочного агента применялся едкий натр (NaOH технический, 96%); полимерный реагент – гидролизованный полиакриламид FloPaam 5205 VHM<a href="#_ftn1" name="_ftnref1">[1]</a> при концентрациях 2000, 2500 и 3000 ppm. Все образцы прошли экстракцию на аппарате Сокслета<a href="#_ftn2" name="_ftnref2">[2]</a> (смесь спиртобензола и толуола), сушку при 60–90°С, определение пористости (гелиевый порозиметр ULTRA-PORE 300<a href="#_ftn3" name="_ftnref3">[3]</a>) и газопроницаемости (азот, прибор ULTRA-PERM 600<a href="#_ftn4" name="_ftnref4">[4]</a>). Физические характеристики моделей приведены в табл. 1. Таблица 1. Стандартные физические свойства керновых моделей, скважина К-2524, месторождение X Table 1. Standard Physical Properties of Core Models, Well K-2524, Field X <table> <tbody> <tr> <td> Параметр Parameter </td> <td style="text-align: center;"> Мод. 1 (Мел) Model 1 (Chalk) </td> <td style="text-align: center;"> Мод. 2 (Мел) Model 2 (Chalk) </td> <td style="text-align: center;"> Мод. 3 (Юра) Model 3 (Jurassic) </td> <td style="text-align: center;"> Мод. 4 (Юра) Model 4 (Jurassic) </td> </tr> <tr> <td> Горизонт Horizon </td> <td style="text-align: center;"> М-II </td> <td style="text-align: center;"> М-II </td> <td style="text-align: center;"> J-IV </td> <td style="text-align: center;"> J-IV </td> </tr> <tr> <td> Глубина, м Depth, m </td> <td style="text-align: center;"> 258,75 </td> <td style="text-align: center;"> 260,65 </td> <td style="text-align: center;"> 496,8 </td> <td style="text-align: center;"> 497,25 </td> </tr> <tr> <td> Длина, см Length, cm </td> <td style="text-align: center;"> 5,85 </td> <td style="text-align: center;"> 5,73 </td> <td style="text-align: center;"> 5,86 </td> <td style="text-align: center;"> 5,98 </td> </tr> <tr> <td> Поровый объём, см³ Pore volume, cm³ </td> <td style="text-align: center;"> 24,69 </td> <td style="text-align: center;"> 24,07 </td> <td style="text-align: center;"> 21,52 </td> <td style="text-align: center;"> 21,52 </td> </tr> <tr> <td> Пористость, % Porosity, % </td> <td style="text-align: center;"> 36,76 </td> <td style="text-align: center;"> 36,85 </td> <td style="text-align: center;"> 32,26 </td> <td style="text-align: center;"> 33,68 </td> </tr> <tr> <td> Газопроницаемость по азоту, мД Nitrogen gas permeability, mD </td> <td style="text-align: center;"> 1 460 </td> <td style="text-align: center;"> 1 300 </td> <td style="text-align: center;"> 92,3 </td> <td style="text-align: center;"> 127,7 </td> </tr> </tbody> </table> Входной контроль проводился по следующим показателям: внешний вид (ГОСТ 25336<a href="#_ftn5" name="_ftnref5">[5]</a>); плотность при 20°С (ГОСТ 3900-85<a href="#_ftn6" name="_ftnref6">[6]</a>); кинематическая вязкость при 20°С (ГОСТ 31391-2009<a href="#_ftn7" name="_ftnref7">[7]</a>); температура застывания (ГОСТ 20287-91<a href="#_ftn8" name="_ftnref8">[8]</a>, метод Б); кислотное число, мг КОН/г; pH 10%-го водного раствора. Полученные значения сравнивались с паспортными данными производителя. Образцы, не соответствующие паспортным данным, исключались из дальнейших испытаний, поскольку применение реагентов с неподтверждёнными характеристиками не позволяет корректно интерпретировать результаты лабораторных экспериментов. Совместимость образцов ПАВ, прошедших входной контроль, с пластовой водой месторождения X оценивалась при двух температурах: 25°С (комнатная) и 71,3°С (пластовая). Рабочие водные растворы ПАВ смешивались с пробами промысловых вод и выдерживались 72 ч с визуальной оценкой и фотофиксацией через 0, 2, 5, 20, 24, 48 и 72 ч. Растворы SDS/NaOH различных концентраций смешивались с нефтью горизонтов М-II и J-IV в соотношении 1:1 (по объёму) в запаянных пробирках и выдерживались 24 ч с визуальной оценкой фазового расслоения, осадкообразования и характера межфазной плёнки. Для мелового горизонта испытывались четыре рецептуры, для юрского – три рецептуры. Эксперименты проводились на системе PLS-200<a href="#_ftn9" name="_ftnref9">[9]</a> с четырьмя гидростатическими кернодержателями при пластовой температуре каждого горизонта в следующей последовательности: (1) насыщение водой → определение абсолютной водопроницаемости; (2) вытеснение нефтью до начальной водонасыщенности; (3) водозаводнение до обводнённости 95–99%; (4) закачка щёлочи / ПАВ-оторочки (1,0–1,5 поровой объём); (5) закачка полимерного раствора гидролизованного полиакриламида (далее – ГПАА); (6) доводнение до стабилизации. Коэффициент вытеснения нефти рассчитан по формуле (1): β = Vн / Vнач.н × 100% (1) где β – коэффициент вытеснения нефти, %; Vн – объём извлечённой нефти, см³; Vнач.н – начальный объём нефти в образце, см³. Фактор сопротивления Rf, а также остаточный фактор сопротивления Rrf рассчитаны по следующим формулам (2–3): Rf = λв/λп (2) Rrf = λв, до/λв, после (3) где λв, до – мобильность воды до закачки полимера, мД/(мПа·с); λв, после – мобильность воды после закачки полимера, мД/(мПа·с); λп – мобильность полимерного раствора, мД/(мПа·с). <h3>Результаты</h3> <h4>Анализ пластовых вод месторождения X</h4> Пробы пластовой воды отбирались с блочной кустовой насосной станции (далее – БКНС) месторождения X в трёх кампаниях (апрель-июнь 2019 г.) и анализировались по катионно-анионному составу, pH, содержанию железа согласно ГОСТ 26449.1-85<a href="#_ftn10" name="_ftnref10">[10]</a> и ГОСТ 23268.11-78<a href="#_ftn11" name="_ftnref11">[11]</a>. Основные результаты приведены в табл. 2. Таблица 2. Физико-химические свойства пластовой воды месторождения X, апрель-июнь 2019 г. Table 2. Physicochemical Properties of Formation Water, Field X, April–June 2019 <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center;"> Показатель Indicator </td> <td style="text-align: center;"> Апрель April </td> <td style="text-align: center;"> Май May </td> <td style="text-align: center;"> Июнь June </td> </tr> <tr> <td> Плотность при 20°С, г/см³ Density at 20°C, g/cm³ </td> <td style="text-align: center;"> 1,0008 </td> <td style="text-align: center;"> 1,0009 </td> <td style="text-align: center;"> 1,0009 </td> </tr> <tr> <td> Общая минерализация, мг/л Total mineralization, mg/L </td> <td style="text-align: center;"> 1 992 </td> <td style="text-align: center;"> 2 197 </td> <td style="text-align: center;"> 2 088 </td> </tr> <tr> <td> HCO₃⁻, мг/л / mg/l </td> <td style="text-align: center;"> 98 </td> <td style="text-align: center;"> 183 </td> <td style="text-align: center;"> 171 </td> </tr> <tr> <td> SO₄²⁻, мг/л / mg/l </td> <td style="text-align: center;"> 625 </td> <td style="text-align: center;"> 651 </td> <td style="text-align: center;"> 579 </td> </tr> <tr> <td> Cl⁻, мг/л / mg/l </td> <td style="text-align: center;"> 662 </td> <td style="text-align: center;"> 713 </td> <td style="text-align: center;"> 713 </td> </tr> <tr> <td> Ca²⁺, мг/л / mg/l </td> <td style="text-align: center;"> 200 </td> <td style="text-align: center;"> 281 </td> <td style="text-align: center;"> 261 </td> </tr> <tr> <td> Mg²⁺, мг/л / mg/l </td> <td style="text-align: center;"> 146 </td> <td style="text-align: center;"> 170 </td> <td style="text-align: center;"> 158 </td> </tr> <tr> <td> Общая жёсткость, мг-экв/л Total hardness, meq/L </td> <td style="text-align: center;"> 22 </td> <td style="text-align: center;"> 28 </td> <td style="text-align: center;"> 26 </td> </tr> <tr> <td> Fe³⁺, мг/л / mg/l </td> <td style="text-align: center;"> 0,98 </td> <td style="text-align: center;"> 2,24 </td> <td style="text-align: center;"> 1,4 </td> </tr> <tr> <td> pH </td> <td style="text-align: center;"> 6,95 </td> <td style="text-align: center;"> 7,52 </td> <td style="text-align: center;"> 7,38 </td> </tr> <tr> <td> Тип воды (по Сулину)<a href="#_ftn12" name="_ftnref12">[12]</a> Water type (Sulin classification) </td> <td style="text-align: center;"> Cl-Mg </td> <td style="text-align: center;"> Cl-Mg </td> <td style="text-align: center;"> Cl-Mg </td> </tr> </tbody> </table> Пластовые воды месторождения X относятся к хлоридно-магниевому типу по классификации Сулина, с минерализацией 1992–2197 мг/л и нейтральной реакцией среды (pH 6,95–7,52). Суммарное содержание Ca²⁺ и Mg²⁺ (346–451 мг/л) не превышает критического порога осадкообразования для анионных ПАВ (~500 мг/л), что исключает необходимость предварительного умягчения закачиваемой воды и благоприятствует применению лаурилсульфата натрия. <h4>Входной контроль качества реагентов</h4> Из шести испытанных образцов ПАВ четыре – С-7, С-10, С-14 и С-16 – соответствовали паспортным данным производителя по всем контролируемым показателям. Два образца не прошли входной контроль: <ol> <li>Образец С-13: кислотное число составило 1,77 мг КОН/г при норме 90–120 мг КОН/г – фактический состав реагента не соответствует заявленному;</li> <li>Образец С-18: динамическая вязкость при 25°С составила 2,54 мПа·с при норме ≥100 мПа·с, внешний вид – порошкообразная смесь вместо маслянистой жидкости.</li> </ol> Образцы С-13 и С-18 были исключены из всех последующих испытаний. Таблица 3. Результаты входного контроля качества образцов ПАВ, прошедших контроль Table 3. Results of Incoming Quality Control of Surfactant (SAA) Samples Passed Control <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center;"> Образец Sample </td> <td style="text-align: center;"> Внешний вид Appearance </td> <td style="text-align: center;"> Плотность, г/см³ Density, g/cm³ </td> <td style="text-align: center;"> Вязкость, мПа·с Viscosity, mPa·s </td> <td style="text-align: center;"> Кислотное число, мг КОН/г Acid number, mg KOH/g </td> <td style="text-align: center;"> pH 10%-го раствора pH of 10% solution </td> <td style="text-align: center;"> Соответствие паспорту Compliance with specification </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> С-7 </td> <td> Однородная жидкость Homogeneous liquid </td> <td style="text-align: center;"> 0,875 </td> <td style="text-align: center;"> 18,5 </td> <td style="text-align: center;"> 0,52 </td> <td style="text-align: center;"> 6,8 </td> <td style="text-align: center;"> соответствует compliant </td> </tr> <tr> <td> С-10 </td> <td> Бесцветная жидкость Colorless liquid </td> <td style="text-align: center;"> 0,965 </td> <td style="text-align: center;"> 22,1 </td> <td style="text-align: center;"> 0,48 </td> <td style="text-align: center;"> 7 </td> <td style="text-align: center;"> соответствует compliant </td> </tr> <tr> <td> С-14 </td> <td> Белые хлопья White flakes </td> <td style="text-align: center;"> 1,03 </td> <td style="text-align: center;"> – </td> <td style="text-align: center;"> 0,39 </td> <td style="text-align: center;"> 8,2 </td> <td style="text-align: center;"> соответствует compliant </td> </tr> <tr> <td> С-16 </td> <td> Светло-жёлтая жидкость Light yellow liquid </td> <td style="text-align: center;"> 0,939 </td> <td style="text-align: center;"> 15,8 </td> <td style="text-align: center;"> 0,44 </td> <td style="text-align: center;"> 4,75 </td> <td style="text-align: center;"> соответствует compliant </td> </tr> </tbody> </table> Таблица 4. Результаты испытаний на совместимость при 71,3°С (72 ч) Table 4. Compatibility Test Results at 71.3°C (72 h) <table> <thead> <tr> <td style="text-align: center;"> Образец Sample </td> <td style="text-align: center;"> 25°С / пластовая вода 25°C / Formation water </td> <td style="text-align: center;"> 71,3°С / пластовая вода 71.3°C / Formation water </td> <td style="text-align: center;"> 71,3°С / БКНС 71.3°C / BCPS </td> <td style="text-align: center;"> Итоговая оценка Final assessment </td> </tr> </thead> <tbody> <tr> <td> С-7 </td> <td> Мутность 0–5 ч, затем прозрачный Turbidity for 0–5 h, then transparent </td> <td> Плёнка жёлтая, устойчивая Yellow film, stable </td> <td> Плёнка фиолетовая Purple film </td> <td> Непригоден при пластовой температуре Not suitable at reservoir temperature </td> </tr> <tr> <td> С-10 </td> <td> Прозрачный Transparent </td> <td> Прозрачный Transparent </td> <td> Прозрачный Transparent </td> <td> Совместим, рекомендован к применению Compatible, recommended for use </td> </tr> <tr> <td> С-14 </td> <td> Прозрачный (к 20 ч) Transparent (20 h) </td> <td> Прозрачный Transparent </td> <td> Прозрачный Transparent </td> <td> Совместим, рекомендован к применению Compatible, recommended for use </td> </tr> <tr> <td> С-16 </td> <td> Прозрачный Transparent </td> <td> Прозрачный Transparent </td> <td> Прозрачный Transparent </td> <td> Совместим, рекомендован к применению Compatible, recommended for use </td> </tr> </tbody> </table> <h4>Результаты испытаний на совместимость</h4> Испытания при 25°С и при пластовой температуре 71,3°С выявили принципиальное различие в поведении образцов. Образцы С-10, С-14 и С-16 оставались прозрачными без осадков в течение всего 72-часового периода наблюдения при обеих температурах как с пластовой водой, так и с водой БКНС. Образец С-7 при 25°С в течение первых 5 ч имел молочный цвет, однако становился более прозрачным к 20-му часу. При 71,3°С образец С-7 образовывал устойчивую жёлтую плёнку на поверхности раствора в контакте с пластовой водой и фиолетовую плёнку в контакте с водой БКНС. Пластовая температура (71,3°С) является решающим дифференцирующим фактором при отборе ПАВ по следующим причинам. Во-первых, с ростом температуры происходит смещение критической концентрации мицеллообразования (далее – ККМ) анионных ПАВ в сторону бо́льших значений. Если рабочая концентрация реагента при 25°С превышает ККМ (обеспечивая мицеллярную солюбилизацию нефти), то при 71,3°С та же концентрация может оказаться ниже ККМ – мицеллярные структуры разрушаются, молекулы ПАВ теряют поверхностную активность и образуют видимые плёнки и осадки. Во-вторых, при повышенной температуре ускоряется гидролиз лабильных функциональных групп молекул ПАВ с образованием поверхностно-неактивных продуктов деградации. Образец С-7 претерпевает именно такое изменение: стабильный при 25°С, он проявляет необратимую фазовую нестабильность при 71,3°С. Оценка совместимости при комнатной температуре является недостаточной для квалификации ПАВ-реагентов при разработке нефтяных месторождений с пластовой температурой выше 60°С. Таким образом, для применения на месторождении X пригодны образцы С-10, С-14 и С-16 класса анионных ПАВ (алкилсульфаты и близкие по структуре соединения). Именно принадлежность к данному классу и устойчивость при 71,3°С послужили обоснованием выбора SDS – широко применяемого модельного представителя алкилсульфатов – для проведения фильтрационных экспериментов. Тем самым результаты скрининга шести образцов непосредственно определили выбор реагента для ASP-систем: скрининг установил пригодный класс ПАВ, а SDS в качестве его стандартного представителя был использован для количественной оценки эффективности ASP-заводнения. <h4>Тест фазового поведения раствора щёлочь/ПАВ-нефть</h4> Снижение концентрации лаурилсульфата с 0,1% до 0,02% значительно уменьшает осадкообразование при контакте с нефтью обоих горизонтов. Для мелового горизонта наилучшие показатели – минимальный осадок, выраженное микроэмульсионное поведение на границе раздела – продемонстрировали составы 0,02% SDS + 0,8% NaOH и 0,02% SDS + 0,6% NaOH. Для юрского горизонта оптимальной признана рецептура 0,02% SDS + 0,6% NaOH. Низкая концентрация синтетического ПАВ обоснована следующим: NaOH реагирует с органическими кислотами нефти месторождения X (кислотное число ~0,5–1,0 мг КОН/г) по реакции (4), генерируя природное мыло in situ, которое выступает дополнительным ко-ПАВ и существенно снижает необходимую концентрацию синтетического реагента: RCOONa = RCOOH + NaOH (4) <h4>Результаты фильтрационных экспериментов</h4> Фильтрационные эксперименты проводились на четырёх керновых моделях по схеме водозаводнение → ASP-воздействие. Результаты представлены в табл. 5. Таблица 5. Результаты фильтрационных экспериментов (ASP-заводнение, месторождение X) Table 5. Filtration Test Results (ASP Flooding, Field X) <table> <tbody> <tr> <td style="text-align: center;"> Параметр Parameter </td> <td style="text-align: center;"> Мод. 1 (Мел) Model 1 (Chalk) </td> <td style="text-align: center;"> Мод. 2 (Мел) Model 2 (Chalk) </td> <td style="text-align: center;"> Мод. 3 (Юра) Model 3 (Jurassic) </td> <td style="text-align: center;"> Мод. 4 (Юра) Model 4 (Jurassic) </td> </tr> <tr> <td> Рецептура SDS/NaOH, % SDS/NaOH formulation, % </td> <td style="text-align: center;"> 0,02/0,8 </td> <td style="text-align: center;"> 0,02/0,6 </td> <td style="text-align: center;"> 0,02/0,6 </td> <td style="text-align: center;"> 0,02/0,8 </td> </tr> <tr> <td> Концентрация ГПАА, ppm HPAM concentration, ppm </td> <td style="text-align: center;"> 2 500 </td> <td style="text-align: center;"> 3 000 </td> <td style="text-align: center;"> 2 000 </td> <td style="text-align: center;"> 3 000 </td> </tr> <tr> <td> Вязкость нефти, мПа·с Oil viscosity, mPa·s </td> <td style="text-align: center;"> 407,4 </td> <td style="text-align: center;"> 407,4 </td> <td style="text-align: center;"> 66,1 </td> <td style="text-align: center;"> 66,1 </td> </tr> <tr> <td> КИН – водозаводнение, % Oil recovery factor (water flooding), % </td> <td style="text-align: center;"> 49,9 </td> <td style="text-align: center;"> 49,3 </td> <td style="text-align: center;"> 51,2 </td> <td style="text-align: center;"> 50,7 </td> </tr> <tr> <td> КИН – ASP (итог), % Oil recovery factor (ASP, total), % </td> <td style="text-align: center;"> 68,9 </td> <td style="text-align: center;"> 68,5 </td> <td style="text-align: center;"> 60,5 </td> <td style="text-align: center;"> 68,4 </td> </tr> <tr> <td> Прирост КИН (ΔКИН), % Incremental oil recovery factor (ΔORF), % </td> <td style="text-align: center;"> 19,0 </td> <td style="text-align: center;"> 19,2 </td> <td style="text-align: center;"> 9,3 </td> <td style="text-align: center;"> 17,7 </td> </tr> <tr> <td> Фактор сопротивления Resistance factor </td> <td style="text-align: center;"> 50,6 </td> <td style="text-align: center;"> 128,4 </td> <td style="text-align: center;"> 96,9 </td> <td style="text-align: center;"> 53,97 </td> </tr> <tr> <td> Остаточный фактор сопротивления Residual resistance factor </td> <td style="text-align: center;"> 8,7 </td> <td style="text-align: center;"> 13,15 </td> <td style="text-align: center;"> 21,72 </td> <td style="text-align: center;"> 10,15 </td> </tr> </tbody> </table> <h4>Результаты и обсуждение</h4> Полученные данные подтверждают превосходство комплексного ASP-воздействия. ПАВ мобилизует нефть, снижая МФН до ультранизких значений; полимер устраняет вязкостную нестабильность при мобильности [10–12] (М) M 1(значительно больше единицы), характерную для высоковязких нефтей месторождения X; щёлочь дополняет действие синтетического ПАВ природным мылом и снижает его адсорбционные потери. Для юрского горизонта установлена принципиальная зависимость ΔКИН от концентрации ГПАА: при 2000 ppm ΔКИН = 9,3%, при 3000 ppm – 17,7% (увеличение почти вдвое). Это объясняется выполнением условия M ≤ 1,0. Минимально необходимая вязкость полимерного раствора, рассчитанная по формуле (5), составила13,2 мПа·с. μп,min = (krw/kro)·μо (5) где μп,min – минимальная вязкость полимерного раствора, мПа·с; krw – относительная фазовая проницаемость по воде, д. ед.; kro –относительная фазовая проницаемость по нефти, д. ед.; μо – вязкость нефти при пластовых условиях, мПа·с. При 2000 ppm ГПАА μп ≈ 12–15 мПа·с условие M ≤ 1 выполняется лишь на пределе, фронт нестабилен. При 3000 ppm μп ≈ 25–28 мПа·с условие M 1 с запасом, формируется стабильный фронт вытеснения. Этот результат имеет принципиальное значение для проектирования ASP-заводнения на высоковязких объектах: концентрацию полимера необходимо рассчитывать, исходя из условия M ≤ 1,0 при пластовых условиях. Иерархия факторов по степени влияния на ΔКИН в условиях месторождения X следующая: <ol> <li>концентрация полимера (условие M ≤ 1,0) – наиболее критичный параметр для высоковязких нефтей;</li> <li>термическая стабильность ПАВ при пластовой температуре определяет пригодность реагента для промышленного применения;</li> <li>адсорбционные потери SDS на поверхности породы – не измеренные в данной работе, но критически важные для полевого дизайна;</li> <li>соотношение NaOH/SDS влияет на интенсивность генерации природного ко-ПАВ из органических кислот нефти.</li> </ol> <h3>Заключение</h3> Пластовые воды месторождения X (хлоридно-магниевый тип, минерализация 1992–2197 мг/л, pH 6,95–7,52) создают благоприятные условия для применения анионных ПАВ без предварительной водоподготовки: содержание Ca²⁺ + Mg²⁺ (346–451 мг/л) не превышает критического порога для алкилсульфатных реагентов. Из шести образцов ПАВ входной контроль прошли четыре (С-7, С-10, С-14, С-16). Образцы С-13 и С-18 не соответствуют паспортным данным и исключены из дальнейших исследований. Испытания совместимости при 71,3°С показали, что образец С-7 образует необратимые плёнки при пластовой температуре. Для применения на месторождении X пригодны С-10, С-14 и С-16 класса анионных алкилсульфатов. Пластовая температура является решающим дифференцирующим фактором, что обусловлено смещением ККМ и термическим гидролизом функциональных групп при Т 60°С. Результаты скрининга определили выбор SDS как модельного представителя алкилсульфатного класса для фильтрационных экспериментов. Тест фазового поведения подтвердил, что рецептуры 0,02% SDS + 0,6–0,8% NaOH обеспечивают минимальное осадкообразование при контакте с нефтью обоих горизонтов. ASP-заводнение обеспечивает прирост КИН 19,0–19,2% для мелового горизонта (итоговый КИН 68,5–68,9%) и до 17,7% для юрского горизонта при 3000 ppm ГПАА. Высокие значения остаточного фактора сопротивления (8,7–21,72) подтверждают устойчивое снижение фазовой проницаемости по воде после закачки полимера. Для юрского горизонта концентрация полимера является определяющим параметром: при концентрации 3000 ppm прирост КИН составляет 17,7%, при 2000 ppm – только 9,3%. Обязательное условие проектирования – M ≤ 1,0. Рекомендуется проведение опытно-промышленного испытания ASP-заводнения при разработке мелового горизонта месторождения X с параллельным проведением адсорбционных испытаний SDS на керне для полевого дизайна оторочки. <h3>ДОПОЛНИТЕЛЬНО</h3> Источник финансирования. Автор заявляет об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования. Конфликт интересов. Автор декларирует отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи. <h3>ADDITIONAL INFORMATION</h3> Funding source. This study was not supported by any external sources of funding. Competing interests. Author declares that he has no competing interests. <a href="#_ftnref1" name="_ftn1">[1]</a> FloPaam 5205 VHM – это высокомолекулярный синтетический полимер (порошок или гранулы) на основе сополимера акриламида и акриламидо-третбутиловой сульфокислоты, выпускаемый французской компанией <a href="https://www.snf.com/">SNF</a>, Франция. <a href="#_ftnref2" name="_ftn2">[2]</a> Экстрактор Сокслета (аппарат Сокслета) – прибор для непрерывной экстракции труднорастворимых твёрдых веществ из твёрдых материалов. Впервые предложен в 1879 г. немецким агрохимиком Францем фон Сокслетом. <a href="#_ftnref3" name="_ftn3">[3]</a> Гелиевый порозиметр ULTRA-PORE 300 – это специализированная лабораторная установка, предназначенная для высокоточного измерения объёма пор, зерён и определения открытой пористости образцов керна горных пород газоволюметрическим методом. Производитель <a href="https://www.corelab.com/about/">Core Lab</a>, США. <a href="#_ftnref4" name="_ftn4">[4]</a> ULTRA-PERM 600 – это высокоточный стационарный газовый пермеаметр <a href="https://www.corelab.com/products/ultraperm-gas-permeameter/">UltraPerm Gas Permeameter</a>, предназначенный для автоматического измерения коэффициента газопроницаемости образцов керна горных пород. Производитель <a href="https://www.corelab.com/about/">Core Lab</a>, США. <a href="#_ftnref5" name="_ftn5">[5]</a> <a href="https://meganorm.ru/Index2/1/4294829/4294829084.htm">ГОСТ 25336-82 «Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры»</a> <a href="#_ftnref6" name="_ftn6">[6]</a> <a href="https://meganorm.ru/Data2/1/4294824/4294824357.pdf">ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности»</a> <a href="#_ftnref7" name="_ftn7">[7]</a> <a href="https://meganorm.ru/Data/704/70434.pdf">ГОСТ 31391-2009 «Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Метод определения кинематической вязкости и расчет динамической вязкости»</a> <a href="#_ftnref8" name="_ftn8">[8]</a> <a href="https://meganorm.ru/Data2/1/4294833/4294833059.pdf">ГОСТ 20287-91 «Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания»</a> <a href="#_ftnref9" name="_ftn9">[9]</a> Петрофизическая лабораторная система PLS-200 –специализированный лабораторный комплекс для физического моделирования процессов, происходящих в пласте, и проведения сложных исследований образцов горных пород. Производитель Petrolabs Tech Limited, <a href="https://www.corelab.com/about/">Core Lab</a>, США. <a href="#_ftnref10" name="_ftn10">[10]</a> <a href="https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4294850/4294850335.pdf">ГОСТ 26449.1-85 «Установки дистилляционные опреснительные стационарные. Методы химического анализа соленых вод»</a> <a href="#_ftnref11" name="_ftn11">[11]</a> <a href="https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4294830/4294830772.pdf">ГОСТ 23268.11-78 «Воды минеральные питьевые лечебные, лечебно-столовые и природные столовые. Метод определения ионов железа»</a> <a href="#_ftnref12" name="_ftn12">[12]</a> Классификация природных и подземных вод по В.А. Сулину базируется на их генезисе и химическом составе, отражая условия формирования. Она широко используется в гидрогеологии для оценки связи вод с осадочными породами и нефтегазовыми месторождениями. </div>

Sheng J.J. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery: Theory and Practice. 1st ed. Elsevier, 2010. 648 p.

Hirasaki G.J., Miller C.A., Puerto M. Recent Advances in Surfactant EOR // SPE Journal. 2011. Vol. 16, Issue 4. P. 889–907. doi: 10.2118/115386-PA.

Sheng J.J. A Comprehensive Review of Alkaline–Surfactant–Polymer (ASP) Flooding // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2014. Vol. 9, Issue 4. P. 417–489. doi: 10.1002/apj.1824.

Green D.W., Willhite G.P. Enhanced Oil Recovery. SPE Textbook Series. Vol. 6. Richardson, TX : SPE, 1998. 545 p.

Lake L.W., Johns R., Rossen B., Pope G. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery. Richardson, TX : SPE, 2014. 496 p.

Abrams A. The Influence of Fluid Viscosity, Interfacial Tension, and Flow Velocity on Residual Oil Saturation // SPE Journal. 1975. Vol. 15, Issue 5. P. 437–447. doi: 10.2118/5050-PA.

Salager J.-L., Forgiarini A.M., Bullón J. How to Attain Ultralow Interfacial Tension and Three-Phase Behavior with Surfactant Formulation for Enhanced Oil Recovery: A Review. Part 1. Optimum Formulation for Simple Surfactant–Oil–Water Ternary Systems // Journal of Surfactants and Detergents 25th Anniversary Virtual Issue. 2013. Vol. 16, Issue 4. P. 449–472. doi: 10.1007/s11743-013-1470-4.

Bryan J., Kantzas A. Enhanced Heavy-Oil Recovery by Alkali-Surfactant Flooding // SPE Annual Technical Conference and Exhibition; November 11–14, 2007; Anaheim, California, U.S.A. Available from: onepetro.org/SPEATCE/proceedings-abstract/07ATCE/All-07ATCE/SPE-110738-MS/143126.

Liu Sh., Li R.F., Miller C.A., Hirasaki G.J. Alkaline/Surfactant/Polymer Processes: Wide Range of Conditions for Good Recovery // SPE Journal. 2010. Vol. 15, Issue 02. P. 282–293. doi: 10.2118/113936-PA.

10.

Stoll W.M., al Shureqi H., Finol J., et al. Alkaline/Surfactant/Polymer Flood: From the Laboratory to the Field // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2011. Vol. 14, Issue 06. P. 702–712. doi: 10.2118/129164-PA.

11.

Sheng J.J., Leonhardt B., Azri N. Status of Polymer-Flooding Technology // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2015. Vol. 54, Issue 02. P. 116–126. doi: 10.2118/174541-PA.

12.

Wang D., Cheng J., Yang Q., et al. Viscous-Elastic Polymer Can Increase Microscale Displacement Efficiency in Cores // SPE Annual Technical Conference and Exhibition; October 1–4, 2000; Dallas, Texas. Available from: onepetro.org/SPEATCE/proceedings-abstract/00ATCE/00ATCE/SPE-63227-MS/132143.