geolmsuВЕСТНИК МОСКОВСКОГО УНИВЕРСИТЕТА. СЕРИЯ 4. ГЕОЛОГИЯMoscow University Bulletin. Series 4. Geology0579-9406Издательский Дом МГУ10.55959/MSU0579-9406-4-2023-63-6-144-155geolmsu-650Research ArticleСтатьиПроектирование положения изолирующего материала в обводненном слое суперколлектора для пятиточечной схемы заводнения нефтяного пластаDesign of the position of the blocking material in the waterflooded high-permeable interlayer of oil reservoir for five-spot flooding schemehttps://orcid.org/0000-0001-7107-2974ПоташевК. А.PotashevK. A.

Константин Андреевич Поташев

Казань

Konstantin A. Potashev

Kazan

kpotashev@mail.ruБаушинВ. В.BaushinV. V.

Вячеслав Валерьевич Баушин

Казань

Vyacheslav V. Baushin

Kazan

baushinv@mail.ruhttps://orcid.org/0000-0003-0003-2670МазоА. Б.MazoA. B.

Александр Бенцианович Мазо

Казань

Aleksandr B. Mazo

Kazan

abmazo1956@gmail.comРамазановР. Г.RamazanovR. G.

Роберт Галимьянович Рамазанов

Москва

Robert G. Ramazanov

Moscow

ramazanovrg@mail.ruШелеповВ. В.ShelepovV. V.

Валентин Васильевич Шелепов

Москва

Valentin V. Shelepov

Moscow

shelepov51@bk.ruИнститут математики и механики им. Н.И. Лобачевского КФУРоссияInstitute of Mathematics and Mechanics N.I. Lobachevsky KFURussian FederationООО «ИМПЕЛ»РоссияIMPEL LLCRussian FederationМосковский государственный университет имени М.В. ЛомоносоваРоссияLomonosov Moscow State UniversityRussian Federation20231102202406144155Copyright © Поташев К.А., Баушин В.В., Мазо А.Б., Рамазанов Р.Г., Шелепов В.В., 20242024Поташев К.А., Баушин В.В., Мазо А.Б., Рамазанов Р.Г., Шелепов В.В.Potashev K.A., Baushin V.V., Mazo A.B., Ramazanov R.G., Shelepov V.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://vestnik.geol.msu.ru/jour/article/view/650

   Представлен сравнительный анализ эффективности различного расположения блокирующего материала в тонком высокопроницаемом обводненном слое нефтяного пласта с целью снижения непроизводительной закачки и повышения нефтеотдачи. Расчет эффективности выполнен с помощью численного моделирования высокого разрешения в вертикальном сечении типичной трубки тока для пятиточечной схемы заводнения. Рассмотрено три типа расположения интервалов изоляции для двух характерных отношений вязкости водной и нефтяной фаз.

   The comparative analysis of the effectiveness of various arrangements of blocking material in a thin, high-permeable water-cut layer of an oil reservoir is presented in order to reduce unproductive injection and increase oil recovery. Efficiency calculation was performed using high-resolution numerical simulation in the vertical section of the typical stream tube for a five-spot waterflooding scheme. Three types of location of isolation intervals are considered for two representative ratios of the viscosity of the water and oil phases.

нефтяной пластвысокопроницаемый слойопережающее обводнениеизоляция водопритокачисленное моделированиедвухфазная фильтрациямодель трубок тока высокого разрешенияoil reservoirhigh-permeability layerearly wateringwater inflow isolationnumerical simulationtwo-phase flow in porous mediahigh-resolution stream tube modelРабота выполнена при финансовой поддержке Программы стратегического академического лидерства Казанского (Приволжского) федерального университета («ПРИОРИТЕТ-2030»)The work is carried out with financial support from the state policy of academic leadership of Kazan (Privolzhsky) Federal University (“PRIORITY-2030”)ReferencesАлтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Термообратимые полимерные гели для увеличения нефтеотдачи // Химия в интересах устойчивого развития. 2011. Т. 19. C. 127–136.Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Термообратимые полимерные гели для увеличения нефтеотдачи // Химия в интересах устойчивого развития. 2011. Т. 19. C. 127–136.Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.Бахшян Н.А. Снижение обводненности скважин с помощью потокоотклоняющих технологий на примере Ванкорского месторождения // Международный научно-исследовательский журнал. 2016. № 6 (48), ч. 2. С. 33–37.Бахшян Н.А. Снижение обводненности скважин с помощью потокоотклоняющих технологий на примере Ванкорского месторождения // Международный научно-исследовательский журнал. 2016. № 6 (48), ч. 2. С. 33–37.Закиров С.Н., Рощина И.В., Индрупский И.М., Рощин А.А. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе. М.: ООО «Контент-пресс», 2011. 248 с.Закиров С.Н., Рощина И.В., Индрупский И.М., Рощин А.А. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе. М.: ООО «Контент-пресс», 2011. 248 с.Мазо А.Б., Поташев К.А. Суперэлементы. Моделирование разработки нефтяных месторождений : Монография. М.: ИНФРА-М, 2020. 220 с.Мазо А.Б., Поташев К.А. Суперэлементы. Моделирование разработки нефтяных месторождений : Монография. М.: ИНФРА-М, 2020. 220 с.Мазо А.Б., Поташев К.А., Баушин В.В., Булыгин Д.В. Расчет полимерного заводнения нефтяного пласта по модели фильтрации с фиксированной трубкой тока // Георесурсы. 2017. № 19 (1). С. 15–20.Мазо А.Б., Поташев К.А., Баушин В.В., Булыгин Д.В. Расчет полимерного заводнения нефтяного пласта по модели фильтрации с фиксированной трубкой тока // Георесурсы. 2017. № 19 (1). С. 15–20.Нефть и газ Западной Сибири : материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. Т. 1 / Отв. ред. О.Ф. Данилов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. 328 с.Нефть и газ Западной Сибири : материалы Международной научно-технической конференции, посвященной 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. Т. 1 / Отв. ред. О.Ф. Данилов. Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. 328 с.Поташев К.А., Ахунов Р.Р. Оценка неоднородности притока пластового флюида к контуру поперечного сечения вертикальной скважины // Учен. зап. Казан. ун-та. Сер. Физ.-матем. науки. 2020. Т. 162. Кн. 2. С. 180–192.Поташев К.А., Ахунов Р.Р. Оценка неоднородности притока пластового флюида к контуру поперечного сечения вертикальной скважины // Учен. зап. Казан. ун-та. Сер. Физ.-матем. науки. 2020. Т. 162. Кн. 2. С. 180–192.Поташев К.А., Ахунов Р.Р., Мазо А.Б. Вычисление перетоков флюида между скважинами в фильтрационной модели разработки нефтяного пласта с помощью линий тока // Георесурсы. 2022. № 24 (1). С. 27–35.Поташев К.А., Ахунов Р.Р., Мазо А.Б. Вычисление перетоков флюида между скважинами в фильтрационной модели разработки нефтяного пласта с помощью линий тока // Георесурсы. 2022. № 24 (1). С. 27–35.Поташев К.А., Куличкова К.А., Баушин В.В. Эффективность изоляции высокопроницаемого обводненного пропластка при различном расположении блокирующего материала // Нефть. Газ. Новации. 2020. № 7. С. 54–58.Поташев К.А., Куличкова К.А., Баушин В.В. Эффективность изоляции высокопроницаемого обводненного пропластка при различном расположении блокирующего материала // Нефть. Газ. Новации. 2020. № 7. С. 54–58.Поташев К.А., Мазо А.Б. Численное моделирование локального воздействия на нефтяной пласт с применением фиксированных трубок тока для типичных схем заводнения // Георесурсы. 2020. № 22 (4). С. 70–78.Поташев К.А., Мазо А.Б. Численное моделирование локального воздействия на нефтяной пласт с применением фиксированных трубок тока для типичных схем заводнения // Георесурсы. 2020. № 22 (4). С. 70–78.Поташев К.А., Мазо А.Б., Рамазанов Р.Г., Булыгин Д.В. Анализ и проектирование разработки участка нефтяного пласта с использованием модели фиксированной трубки тока // Нефть. Газ. Новации. 2016. № 4 (187). С. 32–40.Поташев К.А., Мазо А.Б., Рамазанов Р.Г., Булыгин Д.В. Анализ и проектирование разработки участка нефтяного пласта с использованием модели фиксированной трубки тока // Нефть. Газ. Новации. 2016. № 4 (187). С. 32–40.Сизов Н.Е., Поздняков С.П., Муромец Н.Н. Влияние плановой неоднородности проводимости на результаты обработки откачек в изолированном неограниченном пласте // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. 2021. № 3. С. 113–123.Сизов Н.Е., Поздняков С.П., Муромец Н.Н. Влияние плановой неоднородности проводимости на результаты обработки откачек в изолированном неограниченном пласте // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. 2021. № 3. С. 113–123.Чекалин А.Н., Конюхов В.М., Костерин А.В. Двухфазная многокомпонентная фильтрация в нефтяных пластах сложной структуры. Казань: Казан. гос. ун-т, 2009. 180 с.Чекалин А.Н., Конюхов В.М., Костерин А.В. Двухфазная многокомпонентная фильтрация в нефтяных пластах сложной структуры. Казань: Казан. гос. ун-т, 2009. 180 с.Шелепов В.В., Булыгин Д.В., Мазо А.Б. и др. TubeGeo, версия 1.0. «Моделирование геолого-технических мероприятий методом трубок тока». Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2016611381 от 01. 02. 2016 г.Шелепов В.В., Булыгин Д.В., Мазо А.Б. и др. TubeGeo, версия 1.0. «Моделирование геолого-технических мероприятий методом трубок тока». Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2016611381 от 01. 02. 2016 г.Шелепов В.В., Булыгин Д.В., Рамазанов Р.Г., Баушин В.В. Компьютерные модели для анализа эффективности методов воздействия на пласт. М.: КДУ, Университетская книга, 2017. 232 с.Шелепов В.В., Булыгин Д.В., Рамазанов Р.Г., Баушин В.В. Компьютерные модели для анализа эффективности методов воздействия на пласт. М.: КДУ, Университетская книга, 2017. 232 с.Bai B., Wang Q., Du Y., Liu Y.Z. Factors Affecting In-Depth Gel Treatment for Reservoirs with Thick Heterogeneous Oil Layers // Petrol. Soc. 5<sup>th</sup> Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, 8–10 June, 2004, Paper 2004–140. P. 1–8.Bai B., Wang Q., Du Y., Liu Y.Z. Factors Affecting In-Depth Gel Treatment for Reservoirs with Thick Heterogeneous Oil Layers // Petrol. Soc. 5<sup>th</sup> Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, 8–10 June, 2004, Paper 2004–140. P. 1–8.Fletcher A.J.P., Flew S., Forsdyke I.N., et al. Deep diverting gels for very cost-effective waterflooding control // J. Petrol. Sci. Eng. 1992. Vol. 7. P. 33–43.Fletcher A.J.P., Flew S., Forsdyke I.N., et al. Deep diverting gels for very cost-effective waterflooding control // J. Petrol. Sci. Eng. 1992. Vol. 7. P. 33–43.Gao H.W., Chang M.M., Burchfield T.E., Tham M.K. Per meability Modification Simulator Studies of Polymer-Gel-Treatment Initiation Time and Crossflow Effects on Waterflood Oil Recovery // SPE Reservoir Engineering. 1993. Vol. 8 (3). P. 221–227.Gao H.W., Chang M.M., Burchfield T.E., Tham M.K. Per meability Modification Simulator Studies of Polymer-Gel-Treatment Initiation Time and Crossflow Effects on Waterflood Oil Recovery // SPE Reservoir Engineering. 1993. Vol. 8 (3). P. 221–227.Jahanbani Ghahfarokhi A., Kleppe J., Torsaeter O. Simulation Study of Application of a Water Diverting Gel in Enhanced Oil Recovery. Paper SPE-180190-MS, 2016. P. 1–17.Jahanbani Ghahfarokhi A., Kleppe J., Torsaeter O. Simulation Study of Application of a Water Diverting Gel in Enhanced Oil Recovery. Paper SPE-180190-MS, 2016. P. 1–17.Khamees T., Flori R.E., Wei M. Simulation Studi of In-Depth Gel Treatment in Heterogeneous Reservoirs with Sensitivity Analyses. Paper SPE-185716-MS, 2017. P. 1–23.Khamees T., Flori R.E., Wei M. Simulation Studi of In-Depth Gel Treatment in Heterogeneous Reservoirs with Sensitivity Analyses. Paper SPE-185716-MS, 2017. P. 1–23.Potashev K.A., Mazo A.B. Mathematical Modeling of Oil Reservoir Waterflooding Using Fixed Streamtube at Various Values of Viscosity Ratio // Lobachevskii Journal of Mathematics. 2021. Vol. 42 (8). P. 2023–2029.Potashev K.A., Mazo A.B. Mathematical Modeling of Oil Reservoir Waterflooding Using Fixed Streamtube at Various Values of Viscosity Ratio // Lobachevskii Journal of Mathematics. 2021. Vol. 42 (8). P. 2023–2029.Spirina E.A., Potashev K.A., Mazo A.B. Evaluation of the reliability of the averaging over the reservoir thickness for the model with a fixed streamtube. Conf. Series: J. of Physics. 2019, 1158 042024. P. 1–6.Spirina E.A., Potashev K.A., Mazo A.B. Evaluation of the reliability of the averaging over the reservoir thickness for the model with a fixed streamtube. Conf. Series: J. of Physics. 2019, 1158 042024. P. 1–6.Stavland A., Kvanvik B.A., Lonhe A. Simulation Model for Predicting Placement of Gels. 1994, Paper SPE-28600-MS. P. 1–16.Stavland A., Kvanvik B.A., Lonhe A. Simulation Model for Predicting Placement of Gels. 1994, Paper SPE-28600-MS. P. 1–16.Suleimanov B.A., Feizullaev H.A. Numerical Simulation of Water Shut-Off for Heterogeneous Composite Oil Reservoirs (Russian). SPE Annual Caspian Technical Conference, 16–18 October, Baku, Azerbaijan, 2019, Paper SPE-198388-RU. P. 1–10.Suleimanov B.A., Feizullaev H.A. Numerical Simulation of Water Shut-Off for Heterogeneous Composite Oil Reservoirs (Russian). SPE Annual Caspian Technical Conference, 16–18 October, Baku, Azerbaijan, 2019, Paper SPE-198388-RU. P. 1–10.Vossoughi S., Buller C.S. Permeability Modification by In-Situ Gelation with a Newly Discovered Biopolymer // SPE Reservoir Engineering. 1991. Vol. 6 (4). P. 485–489.Vossoughi S., Buller C.S. Permeability Modification by In-Situ Gelation with a Newly Discovered Biopolymer // SPE Reservoir Engineering. 1991. Vol. 6 (4). P. 485–489.Willhite G.P. Waterflooding // SPE Textbook Series. Richardson, TX, 1986. 331 p.Willhite G.P. Waterflooding // SPE Textbook Series. Richardson, TX, 1986. 331 p.

The authors declare that there are no conflicts of interest present.