В статье рассмотрены результаты гидродинамического моделирования различных вариантов применения ПАВ-полимерной композиции для увеличения нефтеотдачи высокопроницаемых коллекторов порового типа, содержащих высоковязкую нефть. Приведены обоснование использования инструмента гидродинамического моделирования, особенности применяемой модели по сравнению с коммерческими программными продуктами моделирования. Дано краткое описание объекта исследования, проблемы исследования. Для прогнозирования эффективности химического воздействия, выбора оптимальной композиции и объемов закачки для планируемого в ПАО «Татнефть» пилотного проекта ПАВ-полимерного заводнения проведены соответствующие работы с использованием программного комплекса FlowER. Выполнена автоматическая адаптация модели к истории разработки в программном комплексе FlowER с подбором основных фильтрационно-емкостных параметров пласта, функций относительных фазовых проницаемостей. Проведены лабораторные исследования свойств двух типов химических композиций в зависимости от концентраций, входящих в них компонентов. Рассчитаны оптимальные приемистости нагнетательных скважин при различных объемах нагнетания с условием ограничения по забойному давлению. Проведены многовариантные расчеты закачки ПАВ-полимерной системы с изменением объема и концентрации реагента для двух типов композиций. Получены зависимости прироста добычи нефти от объема закачки реагента. Показаны изменение характера зависимости от объема закачки, изменение приемистости скважин как при увеличении объема закачки композиции, так и после завершения прокачки установленного объема при варьировании заданного порового объема пласта. Выполнено сравнение двух видов композиций при разных концентрациях компонентов. Оценена их эффективность при увеличении концентрации как ПАВ, так и полимера.
Список литературы
1. Optimization of high-viscosity oil field development using thermo-hydrodynamic modeling / L. Garipova, M. Persova, Y.Soloveichik [et al.] // 19th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM, 30 June - 6 July 2019. – Sofia, 2019. – V. 19. – P. 473-480. – https://doi.org/10.5593/sgem2019/1.3/S03.060
2. The design of high-viscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, D.V. Vagin [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – V. 199. – 108245. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108245
3. Numerical 3D simulation of enhanced oil recovery methods for high-viscosity oil field / M.G. Persova, Y.G. Soloveichik, A.S. Ovchinnikova [et al.] // 14th International Forum on Strategic Technology (IFOST 2019), 14th-17th October 2019, Tomsk, Russian Federation : IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. – 2021. – V. 1019. – 012050. – https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1757-899X/1019/1/012050/meta/.
4. Определение оптимальных параметров технологии воздействия на пласт полимерными композициями с помощью моделирования / М.Р. Хисаметдинов, А.С. Трофимов, К.Р. Рафикова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 9. – С. 90-93. – DOI: 10.24887/0028-2448-2019-9-90-93.
5. Подход к автоматической адаптации гидродинамической модели месторождения высоковязкой нефти на основе решения многомерной обратной задачи многофазной фильтрации / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, Д.В. Вагин [и др.] // Geomodel 2019 : 21st EAGE conference on oil and gas geological exploration and development, Gelendzhik, September 9-13, 2019: EAGE Publ., 2019.
