Design of the position of the blocking material in the waterflooded high-permeable interlayer of oil reservoir for five-spot flooding scheme
https://doi.org/10.55959/MSU0579-9406-4-2023-63-6-144-155
Abstract
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.
Keywords
oil reservoir,
high-permeability layer,
early watering,
water inflow isolation,
numerical simulation,
two-phase flow in porous media,
high-resolution stream tube model
Supporting agencies: The work is carried out with financial support from the state policy of academic leadership of Kazan (Privolzhsky) Federal University (“PRIORITY-2030”)
About the Authors
K. A. Potashev
Institute of Mathematics and Mechanics N.I. Lobachevsky KFU
Russian Federation
Russian Federation
Konstantin A. Potashev
Kazan
V. V. Baushin
IMPEL LLC
Russian Federation
Russian Federation
Vyacheslav V. Baushin
Kazan
A. B. Mazo
Institute of Mathematics and Mechanics N.I. Lobachevsky KFU
Russian Federation
Russian Federation
Aleksandr B. Mazo
Kazan
R. G. Ramazanov
Lomonosov Moscow State University
Russian Federation
Russian Federation
Robert G. Ramazanov
Moscow
V. V. Shelepov
Lomonosov Moscow State University
Russian Federation
Russian Federation
Valentin V. Shelepov
Moscow
References
1. 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.
2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.
3. 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.
4. 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.
5. Мазо А.Б., Поташев К.А. Суперэлементы. Моделирование разработки нефтяных месторождений : Монография. М.: ИНФРА-М, 2020. 220 с.
6. 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.
7. 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.
8. 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.
9. 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.
10. 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.
11. 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.
12. 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.
13. 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.
14. 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.
15. 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.
16. 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.
17. 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.
18. 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.
19. 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.
20. 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.
21. 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.
22. 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.
23. 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.
24. Stavland A., Kvanvik B.A., Lonhe A. Simulation Model for Predicting Placement of Gels. 1994, Paper SPE-28600-MS. P. 1–16.
25. 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.
26. 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.
27. Willhite G.P. Waterflooding // SPE Textbook Series. Richardson, TX, 1986. 331 p.
Review
For citations:
Potashev K.A., Baushin V.V., Mazo A.B., Ramazanov R.G., Shelepov V.V. Design of the position of the blocking material in the waterflooded high-permeable interlayer of oil reservoir for five-spot flooding scheme. Moscow University Bulletin. Series 4. Geology. 2023;(6):144-155. (In Russ.) https://doi.org/10.55959/MSU0579-9406-4-2023-63-6-144-155
Views:
96
Email this article 
