期刊名称：Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering
印刷版ISSN：2224-9923
电子版ISSN：2305-1140
出版年度：2021
卷号：21
期号：1
页码：28-35
DOI：10.15593/2712-8008/2021.1.5
语种：English
出版社：Perm National Research Polytechnic University
摘要：As an option for enhancing oil recovery of a high-viscosity Permo-Carboniferous reservoir associated with the Usinskoye field, the use of technology based on technogenic carbon dioxide as an injection agent is considered. In the world practice, several fields are known as close in their parameters to the parameters of the Permo-Carboniferous reservoir, and in which CO2 injection was accepted as successful. Based on this, CO2 injection can potentially be applicable in the conditions of a Permo-Carboniferous reservoir. At present, as a result of the various development technologies implementation, reservoir zones are distinguished, characterized by different thermobaric properties. Depending on reservoir conditions, when displacing oil with gases, various modes of oil displacement can be realized. This article describes the results of studies carried out to study the effect of the concentration of carbon dioxide on the properties of high-viscosity oil in the Permo-Carboniferous Reservoir of the Usinskoye field, as well as the results of filtration experiments on slim models performed to assess the oil displacement regime under various temperature and pressure conditions of the Permo-Carboniferous Reservoir. The study of the influence of CO2 concentration on oil properties was carried out using the standard PVT research technique. The displacement mode was assessed using the slim-tube technique. Based on the performed experiments, it was established that an increase in the concentration of CO2 in high-viscosity oil led to a noticeable change in its properties; for the conditions of a Permo-Carboniferous Reservoir, the most probable mode of oil displacement by carbon dioxide was established. Difficulties associated with the preparation of the CO2-heavy oil system were described separately. Based on a literature review, it was shown that the rate of mixing of oil with carbon dioxide depended on certain conditions.
其他摘要：В качестве варианта повышения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти, приуроченной к Усинскому месторождению, рассматривается применение технологии, основанной на использовании техногенного диоксида углерода в качестве агента закачки в пласт. В мировой практике известно несколько месторождений, близких по своим параметрам к параметрам пермокарбоновой залежи, и на которых закачка СО2 была принята успешной. Исходя из чего закачка СО2 потенциально может быть применима в условиях пермокарбоновой залежи. В настоящее время, в результате реализации различных технологий разработки на залежи выделяются зоны пласта, характеризуемые различными термобарическими свойствами. В зависимости от пластовых условий при вытеснении нефти газами могут реализовываться различные режимы вытеснения нефти. В данной статье описаны результаты исследований, выполненных с целью изучения влияния концентрации диоксида углерода на свойства высоковязкой нефти пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, а также результаты фильтрационных экспериментов на слим-моделях, выполненных для оценки режима вытеснения нефти при различных термобарических условиях пермокарбоновой залежи. Изучение влияния концентрации СО2 на свойства нефти выполнялось с применением стандартной методики PVT-исследований. Оценка режима вытеснения осуществлялась с применением методики slim-tube. На основе выполненных экспериментов установлено, что увеличение концентрации СО2 в высоковязкой нефти приводит к заметному изменению ее свойств, для условий пермокарбоновой залежи установлен наиболее вероятный режим вытеснения нефти диоксидом углерода. Отдельно описаны трудности, связанные с подготовкой системы «СО2-тяжелая нефть». На основе обзора литературы показано, что скорость перемешивания нефти с углекислым газом зависит от определенных условий.
关键词：high-viscosity oil;enhanced oil recovery;carbon dioxide;PermoCarboniferous Reservoir of the Usinskoye field;oil displacement ratio;laboratory studies;PVT study;asphaltenes;viscosity;density;saturation pressure
