Введение: ввиду невысокой скорости реакции растворителей с нефтью при пластовой температуре, их закачку необходимо комбинировать с применением теплоносителей. Очередность закачки растворителя и теплоносителя зависит от геолого-физических свойств изучаемого объекта. В данной работе изучен механизм интенсификации добычи сверхвязкой нефти из карбонатной породы с единичной трещиной закачкой углеводородных растворителей при различных температурах и расходах. Материалы и методы: Проведены реологические исследования с дозированием различных растворителей. В качестве объекта исследований использованы образцы устьевых проб сверхвязкой нефти и карбонатный керн одного из месторождений Самарской области. Для изучения влияния температуры и расхода закачиваемого углеводородного растворителя, керны перед началом фильтрационных исследований были распилены пополам с целью моделирования продольной трещины. В качестве рассматриваемых растворителей использовались как химические композиции, так и индивидуальные вещества. Результаты исследований: получены зависимости динамической вязкости нефти от типа и концентрации растворителя для температур 20-70 °С. Экспериментально определены зависимости коэффициента вытеснения нефти от температуры и расхода закачиваемого растворителя для модели породы-пласта с единичной трещиной. Проведены расчеты, отражающие механизм добычи нефти (диффузионный/конвективный), при закачке растворителя. Аналитически рассчитана глубина проникновения растворителя в матрицу пласта в зависимости от времени выдержки растворителя и температуры пласта. Обсуждение и заключение: на основе аналитических расчетов обоснована низкая эффективность закачки растворителей при пластовой температуре из-за необходимости продолжительного времени выдержки на диффузионный обмен. Для условий изучаемого объекта предложена методика закачки растворителя и его состав.
Introduction: due to the low rate of solvents reaction with heavy oil at the reservoir temperature, solvent injection must be combined with thermal fluids. Solvent and thermal fluids injection order depends on reservoir geological and physical properties. The mechanism of heavy oil intensification from carbonate rock with single fracture by injection of solvents at various temperature and rate has been studied in this paper. Materials and methods: The rheological property of the heavy oil with solvents has been studied. Heavy oil samples and carbonate core of one field from Samara Region used as an object of research. For simulate longitudinal fracture the core has been cut before filtration experiments. Chemical compositions and individual substances were used as solvents. Results: The dependences of the heavy oil dynamic viscosity on the type and concentration of solvent for temperatures 20-70 °C has been defined. The dependences of the oil recovery factor on the system temperature and injected solvent flow rate for model of carbonate rock with single fracture has been experimentally determined. The mechanism of oil production (diffusion/ convective) during solvent injection has been calculated. Analytically calculated solvent penetration depth into the matrix depending on the time and the temperature of the core Discussion and conclusion: on the basis of analytical calculations, the low eficiency of solvent injection at reservoir temperature has been justiied due to the need long time for diffusion exchange. For the studied reservoir properties method for solvent injection and its composition have been proposed.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.