В статье представлен подход к оптимизации разработки нефтяных месторождений, включая месторождения высоковязкой нефти, с использованием химических методов воздействия на пласт. Рассмотрены два типа воздействия поверхностно-активными веществами (ПАВ). Первый подход обеспечивает снижение остаточной нефтенасыщенности за счет уменьшения межфазного натяжения в зависимости от концентрации ПАВ. В результате применения второго подхода образуется эмульсия «нефть – вода – ПАВ», которая обладает меньшей вязкостью и снижает остаточную насыщенность по сравнению с фазой «чистой» нефти. Дано описание метода моделирования обоих подходов, кратко изложены основные аспекты способов автоадаптации гидродинамической модели и оптимизации нефтедобычи для двух типов воздействия ПАВ. В задаче оптимизации целевая функция включает основные показатели разработки и регуляризирующие добавки, обеспечивающие выполнение технологических ограничений на параметры режимов добычи. Для каждого слагаемого вводится весовой коэффициент, что позволяет осуществлять оптимизацию при различных стратегиях. Оптимизация выполняется на основе модели пласта, построенной в результате автоматической адаптации. В обеих задачах (автоадаптации и оптимизации добычи) минимизация соответствующих функционалов выполняется методом Гаусса – Ньютона. При этом гидродинамическое моделирование при автоадаптации используется для расчета данных нефтедобычи для очередного приближения модели пласта и чувствительности этих данных к параметрам модели, а при оптимизации – для расчета процесса нефтедобычи при очередных режимах разработки и для расчета чувствительности показателей разработки к параметрам, описывающим режимы работы скважин. Для модели месторождения высоковязкой нефти представлены результаты оптимизации для обоих типов воздействия ПАВ при использовании различных весовых коэффициентов. Показано, что для рассматриваемых типов воздействий оптимальные планы различаются, поэтому при проектировании необходимо проводить оптимизацию для конкретной модели пласта с учетом результатов лабораторных экспериментов по исследованию воздействия выбранных химических агентов, проведенных для разных концентраций раствора и скоростей фильтрации в непосредственно рассматриваемых условиях.
Список литературы
1. Скрипкин А.Г., Кольцов И.Н., Мильчаков С.В. Экспериментальные исследования кривой капиллярного осушения при закачке ПАВ-полимерной композиции // PROнефть. – 2021. – Т. 6, № 1. – С. 40-46. - https://doi.org/10.51890/2587-7399-2021-6-1-40-46
2. Performance of a good-emulsification-oriented surfactant-polymer system in emulsifying and recovering heavy oil / Yefei Wang, Zongyang Li, Mingchen Ding [et al.] // Energy Science & Engineering. – 2020. – V. 8. – Issue. 2. – P. 353-365. – DOI: 10.1002/ese3.499.
3. Experimental investigation on transport property and emulsification mechanism of polymeric surfactants in porous media / Xiaolong Chen, Yiqiang Li, Wenbin Gao, Cheng Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – V. 186. – March. – 106687. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106687.
4. A comparative study of the mechanism and performance of surfactant- and alkali-polymer flooding in heavy-oil recovery / Ming Chen Ding, Yefei Wang, Fuqing Yuan [et al.] // Chemical Engineering Science. – 2020. – V. 219. – 115603. –https://doi.org/10.1016/j.ces.2020.115603
5. Optimized surfactant IFT and polymer viscosity for surfactant–polymer flooding in heterogeneous formations / Yefei Wang, Fulin Zhao, Baojun Bai [et al.] //SPE-127391-MS. – 2010. – https://doi.org/10.2118/127391-MS.
6. Displacement Characters of Combination Flooding Systems consisting of Gemini-Nonionic Mixed Surfactant and Hydrophobically Associating Polyacrylamide for Bohai Offshore Oilfield / Liu Jian-xin, Guo Yong-jun, Hu Jun [et al.] // Energy Fuels. – 2012. – V. 26. – Issue. 5. – P. 2858-2864. –https://doi.org/10.1021/ef3002185.
7. Моделирование ПАВ-полимерного заводнения на участке Бурейкинского месторождения / А.В. Насыбуллин, М.Г. Персова, Е.В. Орехов [и др.] // Нефтяное хозяйство – 2022. – № 7. – С. 38–42. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-38-42
8. A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs / Y.G. Soloveichik, M.G. Persova, A.M. Grif [et al.] // Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering. – 2022. – V. 390. – Articl № 114468 (49 p.). – DOI: 10.1016/j.cma.2021.114468.
9. 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. – Article № 108245. – DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108245.
10. Персова М.Г., Соловейчик Ю.Г., Гриф А.М. Балансировка потоков на неконформных конечноэлементных сетках при моделировании многофазной фильтрации // Программная инженерия. – 2021. – Т. 12. – № 9. – С. 450–458. – DOI: 10.17587/prin.12.450-458.
11. Применение процедуры группирования конечных элементов для повышения эффективности моделирования нестационарного многофазного потока в высоконеоднородных трехмерных пористых средах / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, И.И. Патрушев, А.С. Овчинникова // Вестник Томского государственного университета. Управление, вычислительная техника и информатика. – 2021. – № 57. – С. 34-44. – DOI: 10.17223/19988605/57/4.
12. Численное моделирование нефтедобычи с применением ПАВ-полимерного заводнения / М.Г. Персова, Ю.Г. Соловейчик, И.И. Патрушев, А.С. Овчинникова // Известия Саратовского университета. Новая серия. Серия: Математика. Механика. Информатика. – 2021. – Т. 21. – Вып. 4. – С. 544–558. – DOI: 10.18500/1816-9791-2021-21-4-544-558.
