Хорюшин Вадим Юрьевич, кандидат технических наук, руководитель проекта «Реновация» блока директора по геологии и разработке
Тюмень
Vadim Yu. Khoryushin, Candidate of Engineering, the Head of Renovation Project Manager
Tyumen
Телегин Игорь Григорьевич, кандидат физико-математических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Тюмень
Igor G. Telegin, Candidate of Physics and Mathematics Sciences, Associate Professor at the Department at Development and Exploitation of Oil and Gas Fields
Tyumen
Ермилов Олег Михайлович, доктор технических наук, профессор, академик РАН, зам. ген. директора по науке
Москва
Oleg M. Yermilov, Doctor of Engineering, Professor, Academician of the Russian Academy of Sciences, Deputy General Director for Science
Moscow
Мулявин Семен Федорович, доктор технических наук, профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Тюмень
Semyon F. Mulyavin, Doctor of Engineering, Professor at the Department of Oil and Gas Field Development
Tyumen
Разработка нефтяных месторождений в настоящее время характеризуется почти полным исчерпанием запасов легкоизвлекаемой нефти и интенсивной разработкой запасов с осложненным геологическим строением пласта. В силу нестандартности геологического строения таких нефтяных пластов недропользователь при разработке сталкивается с рядом сложностей, которые не проявляются при добыче легкоизвлекаемой нефти. Ярким примером такого месторождения выступает месторождение К с нефтью незначительной вязкости, хорошо проницаемым терригенный поровым коллектором. Исходная информация, полученная при разведочном бурении и пробной эксплуатации, позволяла строить оптимистический прогноз по достижению коэффициента извлечения нефти 0,364. Однако особенности геологического строения не позволили добиться такой нефтеотдачи.
В этой статье изучаются возможные варианты повышения нефтеотдачи объекта АВ1-2 нефтяного месторождения К.
Цель исследования — определить причины низкой нефтеотдачи на нефтяном месторождении К и разработать рекомендации по применению методов повышения нефтеотдачи для увеличения коэффициента извлечения нефти.
Авторами была создана синтетическая гидродинамическая модель нефтяного объекта АВ1-2 . Проведены многовариантные расчеты, благодаря которым была проанализирована структура нефтенасыщенности и выяснена причина низкой нефтеотдачи.
В работе рассмотрены 6 вариантов разработки объекта АВ1-2 : традиционное заводнение, циклическое заводнение нагнетательными скважинами, циклическое заводнение нагнетательными и добывающими скважинами и полимерное заводнение. Коэффициент извлечения нефти в этих вариантах был получен в пределах 0,238–0,265. Рекомендуется использовать сочетание циклического и полимерного заводнения.
The almost complete depletion of easily recoverable oil reserves and intensive development of reserves with complex geological structures characterize the development of oil fields today. Due to the non-standard geological structure of such reservoirs, operators face multiple challenges that do not appear with the production of easily recoverable oil. A vivid example is oil field K, which contains low-viscosity oil and has a well-permeable terrigenous pore reservoir. Initial data obtained during exploratory drilling and trial production allowed optimistic forecasts of achieving an oil recovery factor (ORF) of 0.364. However, features of the geological structure hindered the achievement of this recovery target.
This paper studies explore potential strategies for increasing oil recovery in the AB1-2 area of oil field K.
The aim of this paper is to identify reasons for the low oil recovery at oil field K and to develop recommendations for methods, which could enhance recovery and increase the oil recovery factor.
The authors created synthetic hydrodynamic model of the AB1-2 oil object. They also performed multivariate calculations to analyze the structure of oil saturation and clarify the causes of low oil recovery.
The authors reviewed six development strategies for the AB1-2 object model: traditional water flooding, cyclic water flooding with injection wells, cyclic water flooding with injection and production wells, and polymer flooding. The oil recovery factor values obtained in these scenarios ranged from 0,238 to 0,265. Based on the results of this study, the authors recommend to use a combination of cyclic and polymer flooding.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.