Қазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысыҚазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысы2707-42262957-806XKMG Engineering10862310.54859/kjogi108623Научная статьяЭффективность внедрения чередующегося водогазового воздействия на примере карбонатного месторождения КазахстанаАскароваИнкар Аскаркызыinkar.askarova11@gmail.comУтеевРахим Нагангалиулыr.uteyev@kmge.kzМардановАлтынбек Сулейменулыa.mardanov@kmge.kzДжаксылыковТалгат Сайновичt.jaxylykov@kmge.kzДжунусбаеваАйнура Утетлеуовнаa.junusbayeva@kmge.kzТОО «Тенгизшевройл»Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг»180720235242531410202228042023Copyright © 2023, Аскарова И.А., Утеев Р.Н., Марданов А.С., Джаксылыков Т.С., Джунусбаева А.У.2023<p><strong>Обоснование.</strong> Чередующееся водогазовое воздействие (далее ВГВ) считается подходящим аналогом газовой закачки и заводнения, которые способствуют повышению эффективности вытеснения. При непрерывной закачке газа фронт вытеснения нестабилен из-за низкой вязкости газа, что ведёт к образованию языков газа в связи со значительным различием в подвижности газа и нефти. Попеременная закачка воды и газа считается подходящим вариантом в устранении данной проблемы и в стабилизации фронта вытеснения.</p> <p><strong>Цель.</strong> Целью данной работы являлось обобщение основных факторов, влияющих на эффективность процесса, на основе мирового опыта применения технологии водогазового воздействия на пласт. Также рассмотрена эффективность применения данной технологии на карбонатном месторождении.</p> <p><strong>Материалы и методы.</strong> В данной статье проанализирована эффективность вытеснения нефти с помощью метода ВГВ на карбонатном месторождении Казахстана. С целью исследования предлагаемой технологии нефтедобычи была смоделирована попеременная закачка воды и газа в продуктивный пласт на симуляторе ECLIPSE 100. В первую очередь был осуществлён процесс оптимизации параметров на основе двух нагнетательных скважин. В результате было выявлено, что для изучаемого месторождения продолжительность циклов воды и газа в 3 месяца и последовательность газ вода являются оптимальными условиями для наблюдения наибольшего эффекта от ВГВ. Далее на основе выбранных параметров было проведено масштабирование ВГВ на всё месторождение, для реализации которого были разработаны несколько вариантов с 3, 5, 6 и 12 нагнетательными скважинами.</p> <p><strong>Результаты.</strong> В результате проведенных исследований подобран оптимальный вариант вытеснения нефти, в котором задействованы 5 нагнетательных скважин с высокой приемистостью и большим объёмом закачанного газа.</p> <p><strong>Заключение.</strong> В связи с гидрофильностью коллектора эффект от чередующегося ВГВ оказался не столь значительным, как этого можно было ожидать, по причине эффекта гистерезиса относительных фазовых проницаемостей, что может служить темой для будущих исследований.</p>water-alternated-gas injectionmodelingoptimizationcycle durationwell gas injectivityhydrophilic reservoirсу және газды кезекпен айдау тәсілімодельдеуайналым ұзақтылығыоңтайландыругаз қабылдағыштығыгидрофильді коллекторчередующееся водогазовое воздействиемоделированиеоптимизацияпродолжительность циклаприемистость скважины по газугидрофильный коллектор1.Kulkarni M.M., Rao D.N. Experimental investigation of miscible and immiscible Water-Alternating-Gas (WAG) process performance // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2005. Vol. 48. N 1–2. P. 1–20. doi:10.1016/j.petrol.2005.05.001.2.Телков В.П., Любимов Н.Н. Определение условий смешиваемости нефти и газа в различных условиях при газовом и водогазовом воздействии на пласт // Бурение и нефть. 2012. Том 12. С. 38–42.3.Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge А. Review of WAG Field Experience. SPE Res Eval & Eng 4. 2001. P. 97–106.4.Jackson D.D., Andrews G.L., Claridge E.L. Optimum WAG Ratio vs. Rock Wettability in CO2 Flooding. SPE Annual Technical Conference and Exhibition; 1985 Sept; Las Vegas, Nevada. Paper Number: SPE-14303-MS.5.Sanchez N.L. Management of Water Alternating Gas (WAG) Injection Projects. Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference; 1999 Apr 21–23; Caracas, Venezuela. Paper Number: SPE-53714-MS.6.Afzali S., Rezaei N., Zendehboudi S. A comprehensive review on Enhanced Oil Recovery by Water Alternating Gas (WAG) injection // Fuel. 2018. Vol. 227. P. 218–246. doi:10.1016/j.fuel.2018.04.015.7.Samba M, Elsharafi M. Literature Review of Water Alternation Gas Injection // Journal of Earth Energy and Engineering. 2018. Vol. 6(1). P. 33–45. doi:10.25299/jeee.2018.vol7(2).2117.8.Belazreg L., Mahmood S.M., Aulia A. Novel approach for predicting water alternating gas injection recovery factor // J Petrol Explor Prod Technol. 2019. Vol. 9. P. 2893–2910. doi:10.1007/s13202-019-0673-2.9.Spiteri E., Juanes R. Impact of relative permeability hysteresis on the numerical simulation of WAG injection // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2006. Vol. 50(2). P. 115–139. doi: 10.1016/j.petrol.2005.09.004.10.Казаков К.В., Бравичев К.А., Лесной А.Н. Определение оптимальных условий для размещения нагнетательных скважин при закачке газа и водогазовом воздей- ствии // Экспозиция. Нефть и Газ. 2016. № 1(47). С. 37–41.11.Maklavani A.M., Vatani A., Moradi B., Tangsirifard J. New minimum miscibility pressure (MMP) correlation for hydrocarbon miscible injections // Braz J Petrol Gas. 2010. Vol. 4. P. 011–018.