Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана

2707-42262957-806X

KMG Engineering

109014

10.54859/kjogi109014

MODELING OF MICROBIAL ENHANCED OIL RECOVERY IN RESERVOIRS CONTAINING HIGH-SALINITY FORMATION WATER: A CASE STUDY OF THE UZEN OIL FIELD

Keldibayeva

Svetlana

S.Keldibaeva@kmge.kzhttps://orcid.org/0000-0002-1825-0097

09062026

13102026

The paper addresses the problem of enhanced oil recovery in reservoirs with high-salinity formation water using the Uzen oil field as a case study. The objective of the study is to model the microbial enhanced oil recovery (MEOR) process considering the effects of salinity, temperature, and reservoir petrophysical properties. A coupled hydrodynamic–biokinetic model is developed to describe nutrient transport, microbial growth, and changes in porous media filtration properties. Scenario-based simulations were performed for baseline, moderate, and enhanced microbial treatment cases. The results show that the application of adapted halophilic microorganisms can increase the oil recovery factor by 10–22% compared to conventional water flooding. It is demonstrated that formation water salinity is the key limiting factor affecting MEOR efficiency. The obtained results confirm the potential of microbial technologies for the further development of mature oil fields.

microbial enhanced oil recovery, Uzen oil field, high-salinity formation water, mathematical modeling, hydrodynamic model, biokinetics, oil recovery factor, halophilic microorganisms, water flooding, porous media.

микробиологический метод повышения нефтеотдачи, месторождение Узень, высокоминерализованные пластовые воды, математическое моделирование, гидродинамическая модель, биокинетика, коэффициент нефтеотдачи, галофильные микроорганизмы, заводнение, пористая среда

Введение Повышение нефтеотдачи пластов (ПНП) остаётся одной из наиболее актуальных задач современной нефтегазовой отрасли, особенно в условиях истощения легкоизвлекаемых запасов и перехода большинства месторождений на поздние стадии разработки [1–4]. На данном этапе эксплуатации залежей наблюдается снижение пластового давления, рост обводнённости продукции и уменьшение эффективности традиционных методов добычи, что требует внедрения новых технологических решений, направленных на извлечение остаточных запасов углеводородов. Одним из существенных факторов, осложняющих процессы разработки нефтяных месторождений, является высокая минерализация пластовых вод. Повышенное содержание солей в водной фазе приводит к изменению физико-химических свойств поровой системы, снижению эффективности химических реагентов и ограничению применения ряда традиционных методов увеличения нефтеотдачи [7, 18, 23]. Кроме того, высокая солёность может негативно влиять на фильтрационные характеристики пласта и процессы вытеснения нефти, снижая общую эффективность заводнения. В этой связи значительный интерес представляют микробиологические методы повышения нефтеотдачи пластов, основанные на использовании метаболической активности микроорганизмов [6, 8, 9, 16, 17]. В процессе жизнедеятельности микроорганизмы способны продуцировать поверхностно-активные вещества, газы, органические кислоты и биополимеры, которые изменяют межфазное натяжение, улучшают подвижность нефти и способствуют вовлечению в разработку ранее недренируемых зон пласта. Важным преимуществом данных методов является их экологическая безопасность и возможность адаптации к различным геолого-физическим условиям. Несмотря на значительный потенциал микробиологических методов, их применение в условиях высокоминерализованных пластовых вод требует дополнительного исследования, связанного с ограниченной устойчивостью микроорганизмов к повышенной солёности и необходимостью подбора адаптированных штаммов и оптимальных режимов закачки питательных сред [7, 19, 23]. Целью данной работы является моделирование микробиологического метода повышения нефтеотдачи пластов с учётом особенностей высокоминерализованных пластовых вод на примере месторождения Узень, а также анализ условий, обеспечивающих эффективность данного метода в сложных гидрохимических условиях. Геолого-физическая характеристика месторождения Узень Месторождение Узень является одним из крупных нефтяных месторождений, расположенных на территории Прикаспийской нефтегазоносной провинции [22]. Оно характеризуется длительной историей разработки и относится к категории зрелых месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. В течение длительного периода разработки наблюдается значительное снижение пластового давления, рост обводнённости продукции и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. Геологическое строение месторождения отличается сложной многопластовой структурой, включающей продуктивные горизонты, приуроченные к терригенным отложениям [13, 28]. Значительная неоднородность разреза оказывает существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и характер вытеснения нефти. Коллекторы месторождения Узень представлены преимущественно песчаниками с различной степенью цементации и гранулометрической неоднородности. Поровое пространство характеризуется неравномерным распределением, что приводит к формированию зон с различной проницаемостью. Фильтрационно-емкостные свойства пластов изменяются в широких пределах, что обусловливает выраженную неоднородность фильтрационных потоков. Наличие высокопроницаемых каналов способствует преждевременному прорыву закачиваемой воды к добывающим скважинам, снижая коэффициент охвата пласта вытеснением. Кроме того, в ряде интервалов наблюдается наличие глинистого материала, что может приводить к снижению проницаемости и осложнению процессов фильтрации. Одной из характерных особенностей месторождения Узень является высокая минерализация пластовых вод. Содержание растворённых солей достигает значительных значений, что оказывает влияние на физико-химические свойства водной фазы и процессы вытеснения нефти [7, 18, 23]. Высокая минерализация приводит к изменению ионного состава пластовой системы, увеличению плотности и вязкости водной фазы, а также снижению эффективности ряда химических реагентов, применяемых в процессах увеличения нефтеотдачи. Кроме того, повышенная солёность создаёт неблагоприятные условия для жизнедеятельности большинства микроорганизмов, что ограничивает применение микробиологических методов без предварительной адаптации штаммов. Таблица 1 Геолого-физические параметры месторождения Узень <table width="642"> <tbody> <tr> <td width="274"> Параметр </td> <td width="190"> Значение </td> <td width="179"> Ед. изм. </td> </tr> <tr> <td width="274"> Глубина залегания </td> <td width="190"> 1200–1500 </td> <td width="179"> м </td> </tr> <tr> <td width="274"> Пористость </td> <td width="190"> 0.18–0.26 </td> <td width="179"> д. ед. </td> </tr> <tr> <td width="274"> Проницаемость </td> <td width="190"> 50–450 </td> <td width="179"> мД </td> </tr> <tr> <td width="274"> Пластовая температура </td> <td width="190"> 55–75 </td> <td width="179"> °C </td> </tr> <tr> <td width="274"> Минерализация пластовой воды </td> <td width="190"> 80–200 </td> <td width="179"> г/л </td> </tr> <tr> <td width="274"> Вязкость нефти </td> <td width="190"> 8–20 </td> <td width="179"> мПа·с </td> </tr> <tr> <td width="274"> Начальная нефтенасыщенность </td> <td width="190"> 0.65–0.80 </td> <td width="179"> д. ед. </td> </tr> <tr> <td width="274"> Обводнённость </td> <td width="190"> 70–95 </td> <td width="179"> % </td> </tr> </tbody> </table> Разработка месторождения Узень осложняется совокупностью геолого-физических и технологических факторов. К основным из них относятся высокая неоднородность коллекторов, значительная расчленённость продуктивных горизонтов и наличие высокопроницаемых каналов фильтрации, приводящих к неравномерному вытеснению нефти. Дополнительным осложняющим фактором является высокая обводнённость добываемой продукции, обусловленная длительным заводнением и прорывами закачиваемой воды по наиболее проницаемым зонам пласта. Это приводит к снижению текущих дебитов нефти и росту доли попутно добываемой воды. Также следует отметить негативное влияние высокой минерализации пластовых вод, ограничивающей эффективность химических и микробиологических методов повышения нефтеотдачи. В совокупности указанные факторы обусловливают необходимость разработки и внедрения новых технологий воздействия на пласт, включая микробиологические методы. Особенности применения ММПН для месторождения Узень Для месторождения Узень микробиологические методы представляют особый интерес в связи с высокой степенью обводнённости и выраженной неоднородностью коллекторов. При традиционном заводнении закачиваемая вода преимущественно движется по высокопроницаемым каналам, тогда как значительная часть нефти остаётся в слабо-дренируемых интервалах. Применение ММПН позволяет частично решить данную проблему за счёт селективного воздействия на наиболее проницаемые зоны пласта [10, 15, 25]. Образование биомассы и биополимеров способствует перераспределению потоков жидкости и вовлечению в фильтрационный процесс ранее неохваченных участков. Дополнительным фактором является наличие высокоминерализованных пластовых вод. Несмотря на ингибирующее влияние солёности на активность большинства микроорганизмов, использование адаптированных галофильных штаммов позволяет сохранить биологическую активность даже в сложных гидрохимических условиях. Для условий месторождения Узень наиболее значимыми механизмами являются: -снижение межфазного натяжения; -регулирование профиля приемистости; -перераспределение потоков воды; -вовлечение остаточной нефти из низкопроницаемых зон. Эффективность метода обусловлена тем, что микробиологическое воздействие происходит непосредственно внутри пласта и способно охватывать труднодоступные зоны, где применение традиционных методов ограничено. Микробиологический метод повышения нефтеотдачи представляет собой комплексную технологию воздействия на пласт, основанную на использовании метаболической активности микроорганизмов. Для месторождения Узень применение ММПН является перспективным направлением, позволяющим повысить охват пласта вытеснением и вовлечь в разработку остаточные запасы нефти в условиях высокой минерализации пластовых вод и неоднородного строения коллектора. Моделирование процесса микробиологического метода повышения нефтеотдачи (ММПН) для месторождения Узень Для описания процессов микробиологического воздействия на пластовую систему в условиях месторождения Узень целесообразно использовать гидродинамическую многофазную модель с био-кинетическим модулем, учитывающую фильтрацию нефти, воды, растворённых компонентов и биомассы микроорганизмов в пористой среде. Таблица 2 Параметры био-кинетической модели <table width="622"> <tbody> <tr> <td width="238"> Параметр </td> <td width="201"> Обозначение </td> <td width="183"> Значение </td> </tr> <tr> <td width="238"> Максимальная скорость роста </td> <td width="201"> max </td> <td width="183"> 0.18 сут⁻¹ </td> </tr> <tr> <td width="238"> Константа насыщения </td> <td width="201"> Ks </td> <td width="183"> 0.5 кг/м³ </td> </tr> <tr> <td width="238"> Скорость отмирания </td> <td width="201"> λ </td> <td width="183"> 0.03 сут⁻¹ </td> </tr> <tr> <td width="238"> Коэффициент ингибирования солью </td> <td width="201"> α </td> <td width="183"> 0.012 </td> </tr> <tr> <td width="238"> Энергия активации </td> <td width="201"> Ea </td> <td width="183"> 35 кДж/моль </td> </tr> <tr> <td width="238"> Коэффициент влияния биомассы </td> <td width="201"> γ </td> <td width="183"> 0.15 </td> </tr> </tbody> </table> Данная модель объединяет: -уравнения многофазной фильтрации; -уравнения переноса растворённых веществ; -кинетику роста и гибели микроорганизмов; -влияние геолого-физических и физико-химических факторов (солёность, температура, проницаемость). Перенос фаз и компонентов в пористой среде описывается системой уравнений неразрывности: где: -пористость, -насыщенность фазы , -плотность, -скорость фильтрации, -источники/стоки. Скорость фильтрации определяется законом Дарси: где: -абсолютная проницаемость, -относительная проницаемость, -вязкость фазы. Для растворённых компонентов (питательные вещества, метаболиты) используется уравнение адвекции-диффузии: где -концентрация компонента, -коэффициент дисперсии, -реакционный член. Динамика популяции микроорганизмов описывается уравнением типа Монода: где: -концентрация биомассы, -скорость роста, -скорость отмирания. Скорость роста задаётся зависимостью: где -концентрация субстрата (питательных веществ), -константа насыщения. Дополнительно вводится ограничение по солёности и температуре: Для условий высокоминерализованных вод месторождения Узень вводится функция ингибирования: где -минерализация, -коэффициент чувствительности микроорганизмов к соли. При высокой солёности наблюдается снижение скорости роста микроорганизмов, уменьшение продукции биосурфактантов и частичная инактивация культуры. Температурный фактор учитывается функцией Аррениусного типа: где -энергия активации, -газовая постоянная, -температура пласта. Оптимальный диапазон температур определяет максимальную активность микробиоты. Проницаемость влияет на транспорт питательных веществ, распределение микроорганизмов и локализацию зон биогенного воздействия. Эффективный перенос биомассы можно описать через модифицированную дисперсию: где -молекулярная диффузия, -эмпирический коэффициент. В низкопроницаемых зонах наблюдается ограничение доставки субстрата, что снижает эффективность ММПН. Рост биомассы и образование метаболитов приводят к изменению фильтрационных характеристик пласта: -снижение межфазного натяжения; -увеличение подвижности нефти; -частичное закупоривание высокопроницаемых каналов; -перераспределение потоков закачиваемой воды. Это может быть учтено через изменение относительных проницаемостей: где -коэффициент влияния биомассы. Разработанная модель представляет собой связанное гидродинамико-био-кинетическое описание процесса микробиологического воздействия, позволяющее учитывать влияние минерализации, температуры и фильтрационных свойств пласта. Для условий месторождения Узень ключевым ограничивающим фактором является высокая солёность, требующая применения адаптированных микроорганизмов и корректировки параметров модели. Результаты моделирования микробиологического воздействия Для оценки эффективности микробиологического метода повышения нефтеотдачи (ММПН) в условиях месторождения Узень были рассмотрены три расчётных сценария: -сценарий 1 (базовый): традиционное заводнение без микробиологического воздействия; -сценарий 2 (умеренный ММПН): закачка питательной среды и адаптированных микроорганизмов при средней активности; -сценарий 3 (усиленный ММПН): применение адаптированных галофильных штаммов с высокой устойчивостью к минерализации. Расчёты выполнены для условного участка пласта с фиксированными фильтрационно-емкостными свойствами, характерными для залежей месторождения Узень. Изменение коэффициента нефтеотдачи (КНО) во времени представлено на диаграме. Рисунок 1. Динамика коэффициента нефтеотдачи при различных сценариях микробиологического воздействия на пласт (месторождение Узень) На представленной диаграмме показана динамика коэффициента нефтеотдачи во времени для трёх сценариев разработки: базового заводнения и двух вариантов микробиологического воздействия (умеренного и усиленного ММПН). В базовом сценарии наблюдается типичная для поздней стадии разработки динамика: коэффициент нефтеотдачи увеличивается незначительно с ~0,25 до ~0,31 и выходит на плато уже после 24-30 месяцев. Это свидетельствует о достижении предела эффективности заводнения, обусловленного прорывами воды по высокопроницаемым каналам и снижением охвата пласта вытеснением. При внедрении микробиологического метода наблюдается устойчивое увеличение нефтеотдачи, причём эффект выражен в зависимости от интенсивности воздействия. В случае умеренного ММПН рост коэффициента нефтеотдачи достигает ~0,42 к концу периода моделирования, что соответствует дополнительному приросту порядка 10–12% относительно базового сценария. Это объясняется частичной модификацией фильтрационного потока за счёт образования биополимеров и биосурфактантов, которые снижают межфазное натяжение и перераспределяют движение закачиваемой воды. Наиболее выраженный эффект наблюдается при усиленном ММПН, где коэффициент нефтеотдачи достигает ~0,52. Это соответствует дополнительному приросту порядка 18–22%. В данном случае активное развитие микробной популяции приводит не только к улучшению вытеснения нефти, но и к селективному снижению проницаемости высоко-проводящих каналов. В результате происходит перераспределение потоков в пользу менее дренированных зон пласта, что увеличивает коэффициент охвата. Таблица 3 Сравнение сценариев моделирования <table width="624"> <tbody> <tr> <td> Показатель </td> <td> Базовый </td> <td> Умеренный ММПН </td> <td> Усиленный ММПН </td> </tr> <tr> <td> КНО конечный </td> <td> 0.31 </td> <td> 0.42 </td> <td> 0.52 </td> </tr> <tr> <td> Прирост КНО </td> <td> — </td> <td> +11% </td> <td> +21% </td> </tr> <tr> <td> Активность микроорганизмов </td> <td> — </td> <td> Средняя </td> <td> Высокая </td> </tr> <tr> <td> Устойчивость к минерализации </td> <td> — </td> <td> Частичная </td> <td> Высокая </td> </tr> <tr> <td> Изменение проницаемости </td> <td> Нет </td> <td> Умеренное </td> <td> Значительное </td> </tr> </tbody> </table> Модельные результаты демонстрируют, что микробиологическое воздействие оказывает комплексное положительное влияние на процессы вытеснения нефти. Эффективность метода возрастает с увеличением активности микроорганизмов и их устойчивости к условиям высокой минерализации. Таким образом, ММПН может рассматриваться как перспективный инструмент доразработки зрелых залежей, подобных месторождению Узень, особенно на поздней стадии эксплуатации. Изменение относительной проницаемости высокопроницаемых каналов во времени при микробиологическом воздействии Рисунок 2. Влияние относительной проницаемости высокопроницаемых каналов во времени при микробиологическом воздействии Рисунок 2 отражает изменение относительной проницаемости высокопроницаемых каналов пласта во времени при различных сценариях разработки. В базовом варианте заводнения изменение проницаемости практически отсутствует, что свидетельствует о сохранении преимущественных каналов фильтрации и раннем прорыве воды. При применении микробиологического воздействия наблюдается постепенное снижение относительной проницаемости вследствие накопления биомассы и образования биополимеров в наиболее проницаемых интервалах. Наиболее выраженный эффект характерен для усиленного ММПН, где к концу периода моделирования относительная проницаемость снижается до 0.35 от начального значения. Полученные результаты подтверждают способность микробиологического воздействия селективно ограничивать движение воды по высокопроводящим каналам и перераспределять фильтрационные потоки в менее дренируемые зоны пласта, что способствует увеличению коэффициента охвата вытеснением и росту нефтеотдачи. Влияние минерализации на эффективность ММПН Для месторождения Узень ключевым ограничивающим фактором является высокая минерализация пластовых вод. В модели это выражается через снижение скорости роста микроорганизмов (рис. 3). Рисунок 3. Влияние минерализации пластовой воды на активность микроорганизмов и прирост коэффициента нефтеотдачи при микробиологическом воздействии Результаты моделирования, представленные на рисунке 3, демонстрируют выраженную зависимость эффективности микробиологического метода повышения нефтеотдачи от минерализации пластовой воды. С увеличением солёности пластовой среды наблюдается устойчивое снижение активности микроорганизмов, что обусловлено осмотическим стрессом и нарушением метаболических процессов микробных клеток. При увеличении минерализации с 50 до 200 г/л активность микроорганизмов снижается с 100% до 35%, что приводит к соответствующему уменьшению прироста коэффициента нефтеотдачи с ~20% до ~6%. Данная тенденция указывает на существенное ингибирующее влияние высокоминерализованных пластовых вод на биотехнологические процессы в пористой среде. Несмотря на снижение эффективности, даже при максимальных значениях минерализации сохраняется положительный эффект от микробиологического воздействия, что свидетельствует о возможности применения адаптированных галофильных штаммов микроорганизмов в условиях месторождения Узень. Таким образом, полученные результаты подтверждают, что ключевым ограничивающим фактором эффективности ММПН является минерализация пластовой воды, определяющая уровень биологической активности и конечный прирост нефтеотдачи. Результаты моделирования показывают, что применение микробиологического метода приводит к устойчивому увеличению коэффициента нефтеотдачи по сравнению с базовым сценарием заводнения. Наибольший эффект наблюдается при использовании адаптированных галофильных микроорганизмов, способных функционировать в условиях высокой минерализации пластовых вод. Усиленный сценарий обеспечивает прирост нефтеотдачи до 18-22% относительно базового варианта, что подтверждает перспективность применения ММПН для месторождения Узень. При этом эффективность метода существенно зависит от минерализации пластовых вод, что требует оптимизации состава закачиваемых био-реагентов. Выводы 1.Проведено исследование эффективности микробиологического метода повышения нефтеотдачи для условий месторождения Узень, характеризующегося высокой минерализацией пластовых вод и поздней стадией разработки. 2.Установлено, что рост минерализации отрицательно влияет на активность микроорганизмов и снижает эффективность биологического воздействия на пласт. 3.Разработанная гидродинамико - биокинетическая модель позволила оценить влияние солёности, температуры и фильтрационных свойств коллектора на процессы микробиологического вытеснения нефти. 4.Результаты моделирования показали, что применение адаптированных микроорганизмов обеспечивает дополнительный прирост коэффициента нефтеотдачи до 18–22% по сравнению с традиционным заводнением. 5.Полученные результаты подтверждают перспективность применения ММПН для доразработки зрелых нефтяных месторождений с высокоминерализованными пластовыми водами. Введение Повышение нефтеотдачи пластов (ПНП) остаётся одной из наиболее актуальных задач современной нефтегазовой отрасли, особенно в условиях истощения легкоизвлекаемых запасов и перехода большинства месторождений на поздние стадии разработки [1–4]. На данном этапе эксплуатации залежей наблюдается снижение пластового давления, рост обводнённости продукции и уменьшение эффективности традиционных методов добычи, что требует внедрения новых технологических решений, направленных на извлечение остаточных запасов углеводородов. Одним из существенных факторов, осложняющих процессы разработки нефтяных месторождений, является высокая минерализация пластовых вод. Повышенное содержание солей в водной фазе приводит к изменению физико-химических свойств поровой системы, снижению эффективности химических реагентов и ограничению применения ряда традиционных методов увеличения нефтеотдачи [7, 18, 23]. Кроме того, высокая солёность может негативно влиять на фильтрационные характеристики пласта и процессы вытеснения нефти, снижая общую эффективность заводнения. В этой связи значительный интерес представляют микробиологические методы повышения нефтеотдачи пластов, основанные на использовании метаболической активности микроорганизмов [6, 8, 9, 16, 17]. В процессе жизнедеятельности микроорганизмы способны продуцировать поверхностно-активные вещества, газы, органические кислоты и биополимеры, которые изменяют межфазное натяжение, улучшают подвижность нефти и способствуют вовлечению в разработку ранее недренируемых зон пласта. Важным преимуществом данных методов является их экологическая безопасность и возможность адаптации к различным геолого-физическим условиям. Несмотря на значительный потенциал микробиологических методов, их применение в условиях высокоминерализованных пластовых вод требует дополнительного исследования, связанного с ограниченной устойчивостью микроорганизмов к повышенной солёности и необходимостью подбора адаптированных штаммов и оптимальных режимов закачки питательных сред [7, 19, 23]. Целью данной работы является моделирование микробиологического метода повышения нефтеотдачи пластов с учётом особенностей высокоминерализованных пластовых вод на примере месторождения Узень, а также анализ условий, обеспечивающих эффективность данного метода в сложных гидрохимических условиях. Геолого-физическая характеристика месторождения Узень Месторождение Узень является одним из крупных нефтяных месторождений, расположенных на территории Прикаспийской нефтегазоносной провинции [22]. Оно характеризуется длительной историей разработки и относится к категории зрелых месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. В течение длительного периода разработки наблюдается значительное снижение пластового давления, рост обводнённости продукции и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. Геологическое строение месторождения отличается сложной многопластовой структурой, включающей продуктивные горизонты, приуроченные к терригенным отложениям [13, 28]. Значительная неоднородность разреза оказывает существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и характер вытеснения нефти. Коллекторы месторождения Узень представлены преимущественно песчаниками с различной степенью цементации и гранулометрической неоднородности. Поровое пространство характеризуется неравномерным распределением, что приводит к формированию зон с различной проницаемостью. Фильтрационно-емкостные свойства пластов изменяются в широких пределах, что обусловливает выраженную неоднородность фильтрационных потоков. Наличие высокопроницаемых каналов способствует преждевременному прорыву закачиваемой воды к добывающим скважинам, снижая коэффициент охвата пласта вытеснением. Кроме того, в ряде интервалов наблюдается наличие глинистого материала, что может приводить к снижению проницаемости и осложнению процессов фильтрации. Одной из характерных особенностей месторождения Узень является высокая минерализация пластовых вод. Содержание растворённых солей достигает значительных значений, что оказывает влияние на физико-химические свойства водной фазы и процессы вытеснения нефти [7, 18, 23]. Высокая минерализация приводит к изменению ионного состава пластовой системы, увеличению плотности и вязкости водной фазы, а также снижению эффективности ряда химических реагентов, применяемых в процессах увеличения нефтеотдачи. Кроме того, повышенная солёность создаёт неблагоприятные условия для жизнедеятельности большинства микроорганизмов, что ограничивает применение микробиологических методов без предварительной адаптации штаммов. Таблица 1 Геолого-физические параметры месторождения Узень <table width="642"> <tbody> <tr> <td width="274"> Параметр </td> <td width="190"> Значение </td> <td width="179"> Ед. изм. </td> </tr> <tr> <td width="274"> Глубина залегания </td> <td width="190"> 1200–1500 </td> <td width="179"> м </td> </tr> <tr> <td width="274"> Пористость </td> <td width="190"> 0.18–0.26 </td> <td width="179"> д. ед. </td> </tr> <tr> <td width="274"> Проницаемость </td> <td width="190"> 50–450 </td> <td width="179"> мД </td> </tr> <tr> <td width="274"> Пластовая температура </td> <td width="190"> 55–75 </td> <td width="179"> °C </td> </tr> <tr> <td width="274"> Минерализация пластовой воды </td> <td width="190"> 80–200 </td> <td width="179"> г/л </td> </tr> <tr> <td width="274"> Вязкость нефти </td> <td width="190"> 8–20 </td> <td width="179"> мПа·с </td> </tr> <tr> <td width="274"> Начальная нефтенасыщенность </td> <td width="190"> 0.65–0.80 </td> <td width="179"> д. ед. </td> </tr> <tr> <td width="274"> Обводнённость </td> <td width="190"> 70–95 </td> <td width="179"> % </td> </tr> </tbody> </table> Разработка месторождения Узень осложняется совокупностью геолого-физических и технологических факторов. К основным из них относятся высокая неоднородность коллекторов, значительная расчленённость продуктивных горизонтов и наличие высокопроницаемых каналов фильтрации, приводящих к неравномерному вытеснению нефти. Дополнительным осложняющим фактором является высокая обводнённость добываемой продукции, обусловленная длительным заводнением и прорывами закачиваемой воды по наиболее проницаемым зонам пласта. Это приводит к снижению текущих дебитов нефти и росту доли попутно добываемой воды. Также следует отметить негативное влияние высокой минерализации пластовых вод, ограничивающей эффективность химических и микробиологических методов повышения нефтеотдачи. В совокупности указанные факторы обусловливают необходимость разработки и внедрения новых технологий воздействия на пласт, включая микробиологические методы. Особенности применения ММПН для месторождения Узень Для месторождения Узень микробиологические методы представляют особый интерес в связи с высокой степенью обводнённости и выраженной неоднородностью коллекторов. При традиционном заводнении закачиваемая вода преимущественно движется по высокопроницаемым каналам, тогда как значительная часть нефти остаётся в слабо-дренируемых интервалах. Применение ММПН позволяет частично решить данную проблему за счёт селективного воздействия на наиболее проницаемые зоны пласта [10, 15, 25]. Образование биомассы и биополимеров способствует перераспределению потоков жидкости и вовлечению в фильтрационный процесс ранее неохваченных участков. Дополнительным фактором является наличие высокоминерализованных пластовых вод. Несмотря на ингибирующее влияние солёности на активность большинства микроорганизмов, использование адаптированных галофильных штаммов позволяет сохранить биологическую активность даже в сложных гидрохимических условиях. Для условий месторождения Узень наиболее значимыми механизмами являются: -снижение межфазного натяжения; -регулирование профиля приемистости; -перераспределение потоков воды; -вовлечение остаточной нефти из низкопроницаемых зон. Эффективность метода обусловлена тем, что микробиологическое воздействие происходит непосредственно внутри пласта и способно охватывать труднодоступные зоны, где применение традиционных методов ограничено. Микробиологический метод повышения нефтеотдачи представляет собой комплексную технологию воздействия на пласт, основанную на использовании метаболической активности микроорганизмов. Для месторождения Узень применение ММПН является перспективным направлением, позволяющим повысить охват пласта вытеснением и вовлечь в разработку остаточные запасы нефти в условиях высокой минерализации пластовых вод и неоднородного строения коллектора. Моделирование процесса микробиологического метода повышения нефтеотдачи (ММПН) для месторождения Узень Для описания процессов микробиологического воздействия на пластовую систему в условиях месторождения Узень целесообразно использовать гидродинамическую многофазную модель с био-кинетическим модулем, учитывающую фильтрацию нефти, воды, растворённых компонентов и биомассы микроорганизмов в пористой среде. Таблица 2 Параметры био-кинетической модели <table width="622"> <tbody> <tr> <td width="238"> Параметр </td> <td width="201"> Обозначение </td> <td width="183"> Значение </td> </tr> <tr> <td width="238"> Максимальная скорость роста </td> <td width="201"> max </td> <td width="183"> 0.18 сут⁻¹ </td> </tr> <tr> <td width="238"> Константа насыщения </td> <td width="201"> Ks </td> <td width="183"> 0.5 кг/м³ </td> </tr> <tr> <td width="238"> Скорость отмирания </td> <td width="201"> λ </td> <td width="183"> 0.03 сут⁻¹ </td> </tr> <tr> <td width="238"> Коэффициент ингибирования солью </td> <td width="201"> α </td> <td width="183"> 0.012 </td> </tr> <tr> <td width="238"> Энергия активации </td> <td width="201"> Ea </td> <td width="183"> 35 кДж/моль </td> </tr> <tr> <td width="238"> Коэффициент влияния биомассы </td> <td width="201"> γ </td> <td width="183"> 0.15 </td> </tr> </tbody> </table> Данная модель объединяет: -уравнения многофазной фильтрации; -уравнения переноса растворённых веществ; -кинетику роста и гибели микроорганизмов; -влияние геолого-физических и физико-химических факторов (солёность, температура, проницаемость). Перенос фаз и компонентов в пористой среде описывается системой уравнений неразрывности: где: -пористость, -насыщенность фазы , -плотность, -скорость фильтрации, -источники/стоки. Скорость фильтрации определяется законом Дарси: где: -абсолютная проницаемость, -относительная проницаемость, -вязкость фазы. Для растворённых компонентов (питательные вещества, метаболиты) используется уравнение адвекции-диффузии: где -концентрация компонента, -коэффициент дисперсии, -реакционный член. Динамика популяции микроорганизмов описывается уравнением типа Монода: где: -концентрация биомассы, -скорость роста, -скорость отмирания. Скорость роста задаётся зависимостью: где -концентрация субстрата (питательных веществ), -константа насыщения. Дополнительно вводится ограничение по солёности и температуре: Для условий высокоминерализованных вод месторождения Узень вводится функция ингибирования: где -минерализация, -коэффициент чувствительности микроорганизмов к соли. При высокой солёности наблюдается снижение скорости роста микроорганизмов, уменьшение продукции биосурфактантов и частичная инактивация культуры. Температурный фактор учитывается функцией Аррениусного типа: где -энергия активации, -газовая постоянная, -температура пласта. Оптимальный диапазон температур определяет максимальную активность микробиоты. Проницаемость влияет на транспорт питательных веществ, распределение микроорганизмов и локализацию зон биогенного воздействия. Эффективный перенос биомассы можно описать через модифицированную дисперсию: где -молекулярная диффузия, -эмпирический коэффициент. В низкопроницаемых зонах наблюдается ограничение доставки субстрата, что снижает эффективность ММПН. Рост биомассы и образование метаболитов приводят к изменению фильтрационных характеристик пласта: -снижение межфазного натяжения; -увеличение подвижности нефти; -частичное закупоривание высокопроницаемых каналов; -перераспределение потоков закачиваемой воды. Это может быть учтено через изменение относительных проницаемостей: где -коэффициент влияния биомассы. Разработанная модель представляет собой связанное гидродинамико-био-кинетическое описание процесса микробиологического воздействия, позволяющее учитывать влияние минерализации, температуры и фильтрационных свойств пласта. Для условий месторождения Узень ключевым ограничивающим фактором является высокая солёность, требующая применения адаптированных микроорганизмов и корректировки параметров модели. Результаты моделирования микробиологического воздействия Для оценки эффективности микробиологического метода повышения нефтеотдачи (ММПН) в условиях месторождения Узень были рассмотрены три расчётных сценария: -сценарий 1 (базовый): традиционное заводнение без микробиологического воздействия; -сценарий 2 (умеренный ММПН): закачка питательной среды и адаптированных микроорганизмов при средней активности; -сценарий 3 (усиленный ММПН): применение адаптированных галофильных штаммов с высокой устойчивостью к минерализации. Расчёты выполнены для условного участка пласта с фиксированными фильтрационно-емкостными свойствами, характерными для залежей месторождения Узень. Изменение коэффициента нефтеотдачи (КНО) во времени представлено на диаграме. Рисунок 1. Динамика коэффициента нефтеотдачи при различных сценариях микробиологического воздействия на пласт (месторождение Узень) На представленной диаграмме показана динамика коэффициента нефтеотдачи во времени для трёх сценариев разработки: базового заводнения и двух вариантов микробиологического воздействия (умеренного и усиленного ММПН). В базовом сценарии наблюдается типичная для поздней стадии разработки динамика: коэффициент нефтеотдачи увеличивается незначительно с ~0,25 до ~0,31 и выходит на плато уже после 24-30 месяцев. Это свидетельствует о достижении предела эффективности заводнения, обусловленного прорывами воды по высокопроницаемым каналам и снижением охвата пласта вытеснением. При внедрении микробиологического метода наблюдается устойчивое увеличение нефтеотдачи, причём эффект выражен в зависимости от интенсивности воздействия. В случае умеренного ММПН рост коэффициента нефтеотдачи достигает ~0,42 к концу периода моделирования, что соответствует дополнительному приросту порядка 10–12% относительно базового сценария. Это объясняется частичной модификацией фильтрационного потока за счёт образования биополимеров и биосурфактантов, которые снижают межфазное натяжение и перераспределяют движение закачиваемой воды. Наиболее выраженный эффект наблюдается при усиленном ММПН, где коэффициент нефтеотдачи достигает ~0,52. Это соответствует дополнительному приросту порядка 18–22%. В данном случае активное развитие микробной популяции приводит не только к улучшению вытеснения нефти, но и к селективному снижению проницаемости высоко-проводящих каналов. В результате происходит перераспределение потоков в пользу менее дренированных зон пласта, что увеличивает коэффициент охвата. Таблица 3 Сравнение сценариев моделирования <table width="624"> <tbody> <tr> <td> Показатель </td> <td> Базовый </td> <td> Умеренный ММПН </td> <td> Усиленный ММПН </td> </tr> <tr> <td> КНО конечный </td> <td> 0.31 </td> <td> 0.42 </td> <td> 0.52 </td> </tr> <tr> <td> Прирост КНО </td> <td> — </td> <td> +11% </td> <td> +21% </td> </tr> <tr> <td> Активность микроорганизмов </td> <td> — </td> <td> Средняя </td> <td> Высокая </td> </tr> <tr> <td> Устойчивость к минерализации </td> <td> — </td> <td> Частичная </td> <td> Высокая </td> </tr> <tr> <td> Изменение проницаемости </td> <td> Нет </td> <td> Умеренное </td> <td> Значительное </td> </tr> </tbody> </table> Модельные результаты демонстрируют, что микробиологическое воздействие оказывает комплексное положительное влияние на процессы вытеснения нефти. Эффективность метода возрастает с увеличением активности микроорганизмов и их устойчивости к условиям высокой минерализации. Таким образом, ММПН может рассматриваться как перспективный инструмент доразработки зрелых залежей, подобных месторождению Узень, особенно на поздней стадии эксплуатации. Изменение относительной проницаемости высокопроницаемых каналов во времени при микробиологическом воздействии Рисунок 2. Влияние относительной проницаемости высокопроницаемых каналов во времени при микробиологическом воздействии Рисунок 2 отражает изменение относительной проницаемости высокопроницаемых каналов пласта во времени при различных сценариях разработки. В базовом варианте заводнения изменение проницаемости практически отсутствует, что свидетельствует о сохранении преимущественных каналов фильтрации и раннем прорыве воды. При применении микробиологического воздействия наблюдается постепенное снижение относительной проницаемости вследствие накопления биомассы и образования биополимеров в наиболее проницаемых интервалах. Наиболее выраженный эффект характерен для усиленного ММПН, где к концу периода моделирования относительная проницаемость снижается до 0.35 от начального значения. Полученные результаты подтверждают способность микробиологического воздействия селективно ограничивать движение воды по высокопроводящим каналам и перераспределять фильтрационные потоки в менее дренируемые зоны пласта, что способствует увеличению коэффициента охвата вытеснением и росту нефтеотдачи. Влияние минерализации на эффективность ММПН Для месторождения Узень ключевым ограничивающим фактором является высокая минерализация пластовых вод. В модели это выражается через снижение скорости роста микроорганизмов (рис. 3). Рисунок 3. Влияние минерализации пластовой воды на активность микроорганизмов и прирост коэффициента нефтеотдачи при микробиологическом воздействии Результаты моделирования, представленные на рисунке 3, демонстрируют выраженную зависимость эффективности микробиологического метода повышения нефтеотдачи от минерализации пластовой воды. С увеличением солёности пластовой среды наблюдается устойчивое снижение активности микроорганизмов, что обусловлено осмотическим стрессом и нарушением метаболических процессов микробных клеток. При увеличении минерализации с 50 до 200 г/л активность микроорганизмов снижается с 100% до 35%, что приводит к соответствующему уменьшению прироста коэффициента нефтеотдачи с ~20% до ~6%. Данная тенденция указывает на существенное ингибирующее влияние высокоминерализованных пластовых вод на биотехнологические процессы в пористой среде. Несмотря на снижение эффективности, даже при максимальных значениях минерализации сохраняется положительный эффект от микробиологического воздействия, что свидетельствует о возможности применения адаптированных галофильных штаммов микроорганизмов в условиях месторождения Узень. Таким образом, полученные результаты подтверждают, что ключевым ограничивающим фактором эффективности ММПН является минерализация пластовой воды, определяющая уровень биологической активности и конечный прирост нефтеотдачи. Результаты моделирования показывают, что применение микробиологического метода приводит к устойчивому увеличению коэффициента нефтеотдачи по сравнению с базовым сценарием заводнения. Наибольший эффект наблюдается при использовании адаптированных галофильных микроорганизмов, способных функционировать в условиях высокой минерализации пластовых вод. Усиленный сценарий обеспечивает прирост нефтеотдачи до 18-22% относительно базового варианта, что подтверждает перспективность применения ММПН для месторождения Узень. При этом эффективность метода существенно зависит от минерализации пластовых вод, что требует оптимизации состава закачиваемых био-реагентов. Выводы 1.Проведено исследование эффективности микробиологического метода повышения нефтеотдачи для условий месторождения Узень, характеризующегося высокой минерализацией пластовых вод и поздней стадией разработки. 2.Установлено, что рост минерализации отрицательно влияет на активность микроорганизмов и снижает эффективность биологического воздействия на пласт. 3.Разработанная гидродинамико - биокинетическая модель позволила оценить влияние солёности, температуры и фильтрационных свойств коллектора на процессы микробиологического вытеснения нефти. 4.Результаты моделирования показали, что применение адаптированных микроорганизмов обеспечивает дополнительный прирост коэффициента нефтеотдачи до 18–22% по сравнению с традиционным заводнением. 5.Полученные результаты подтверждают перспективность применения ММПН для доразработки зрелых нефтяных месторождений с высокоминерализованными пластовыми водами.

Андреева Е.С., Маринина О.А., Туровская Л.Г. Наножидкостное заводнение как метод повышения нефтеотдачи: механизм, преимущества. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. Том 335, №6 (2024) Страницы:189-202 https://doi.org/10.18799/24131830/2024/6/4408

2.Применение наносуспензий для увеличениянефтеотдачи /А.В. Минаков, В.Я. Рудяк, М.И. Пряжников, Д.В. Гузей, В.А.Жигарев, Д.В. Платонов, Е.И. Михиенкова // Нефть. Газ. Новации. – 2021. –No 3. –С. 17–20.

3.А.В. Минаков, М.И. Пряжников, А.И. Пряжников, А.С. и др. Применение микро и нано-флюидных технологий в задачах увеличения нефтеотдачи/ // Нефть. Газ. Новации. – 2022. –No 2. –С. 68–73.

4.Сафаров Ф.Э., Лобанова С.Ю., Елубаев Б.У., Таламанов Н.Е., Чжидзянь С., Исмагилов Т.А., Телин А.Г. Эффективные методы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с высоковязкой нефтью: технологии циклического гелеполимерного заводнения и ASP-воздействие. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 2021. Том: 3. Выпуск: №3. Страницы:61–74 DOI: 10.54859/kjogi88927

5. Abbas A.K., Hasan B.O. Integrated Reservoir Simulation of Microbial Enhanced Oil Recovery under High Temperature and Salinity Conditions. Energy Reports, 2024, Vol. 10, pp. 1450–1465.

6. Al-Wahaibi Y., Joshi S., Al-Bahry S. Recent Advances in Microbial Enhanced Oil Recovery Applications in Carbonate Reservoirs. Petroleum Research, 2021, Vol. 6(4), pp. 314–326.

7. Baghir A. Suleimanov, Sabina J. Rzayeva, Svetlana S. Keldibayeva. A new microbial enhanced oil recovery (MEOR) method for oil formations containing highly mineralized water. Petroleum Science and Technology, 2020, Vol. 38, Issue 23, pp. 999–1006. https://doi.org/10.1080/10916466.2020.1793777

8. Chen L., Sun H., Li J. Mathematical Modeling of Nutrient Transport and Microbial Plugging in Porous Media for MEOR Applications. Transport in Porous Media, 2023, Vol. 148, pp. 95–118.

9. Ghojavand H., Vahabzadeh F., Roayaei E. Application of Biosurfactant-Producing Bacteria in High Salinity Oil Reservoirs. Biochemical Engineering Journal, 2020, Vol. 163, 107752.

10.

10. Haratian A., Meybodi S.E. Review on Microbial Enhanced Oil Recovery and Controlling Its Produced Hydrogen Sulfide Effects on Reservoir and Transporting Pipelines. Eurasia Proceedings of Science Technology Engineering and Mathematics, 2021, Vol. 15, pp. 88–98. https://doi.org/10.55549/epstem.1055611

11.

11. Jeong M.S., Lee Y.W., Lee H.S., Lee K.S. Simulation-Based Optimization of Microbial Enhanced Oil Recovery with a Model Integrating Temperature, Pressure, and Salinity Effects. Energies, 2021, 14(4), 1131. https://doi.org/10.3390/en14041131

12.

12. Kumar M., Sharma S., Pandey A. Advances in Biosurfactant-Assisted Microbial Enhanced Oil Recovery. Environmental Technology & Innovation, 2024, Vol. 33, 103512.

13.

13. Li K., Husein M.M. Numerical Modeling of Microbial Transport and Growth in Porous Reservoir Media. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2022, Vol. 25(3), pp. 1172–1185.

14.

14. Mahajan S., Yadav H., Rellegadla S., Agrawal A. Polymers for enhanced oil recovery: fundamentals and selection criteria revisited. Applied Microbiology and Biotechnology, 2021, 105(21–22), pp. 8073–8090. https://doi.org/10.1007/s00253-021-11618-y

15.

15. Maleyka Mammadova. (2022). Investigation of fluid dynamics in microfracture channels. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, Vol. 4, 7(118), pp. 42–50.

16.

16. Maleyka Mammadova. (2024). Development of a new method for solving problems of compressing various liquids with the manifestation of the “microcrack-liquid” effect. Eureka: Physics and Engineering, No. 2, pp. 34–44.

17.

17. Maleyka Mammadova. (2026). Identifying liquid flow regularities in microcrystal environments with manifestations of the "microcrack-liquid" effect. EUREKA: Physics and Engineering, No. 2, pp. 96–107.

18.

18. Nikolova C., Gutierrez T. Biosurfactants and Their Applications in the Oil and Gas Industry: Current State of Knowledge and Future Perspectives. Frontiers in Bioengineering and Biotechnology, 2021, Vol. 9, 626639. https://doi.org/10.3389/fbioe.2021.626639

19.

19. Nikolova C., Gutierrez T. Use of Microorganisms in the Recovery of Oil From Recalcitrant Oil Reservoirs: Current State of Knowledge, Technological Advances and Future Perspectives. Frontiers in Microbiology, 2020, Vol. 10, 2996. https://doi.org/10.3389/fmicb.2019.02996

20.

20. Niu J., Wang Q., Zhao F. Review on microbial enhanced oil recovery: Mechanisms, modeling and field trials. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, Vol. 192, 107350. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107350

21.

21. Othman N.H., Yahya N., Harun A. et al. Prospects of microbial enhanced oil recovery: Mechanisms and environmental sustainability. Sustainable Energy Technologies and Assessments, 2022, Vol. 53, 102527. https://doi.org/10.1016/j.seta.2022.102527

22.

22. Patel J., Singh R., Kalia V.C. Halophilic Microorganisms for Sustainable Enhanced Oil Recovery. Bioresource Technology Reports, 2021, Vol. 15, 100771.

23.

23. Quraishi M., Bhatia S.K., Pandit S. et al. Exploiting Microbes in the Petroleum Field: Analyzing the Credibility of Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR). Energies, 2021, 14(15), 4684. https://doi.org/10.3390/en14154684

24.

24. Saravanan A., Kumar P.S., Vo D.-V.N. et al. A review on systematic approach for microbial enhanced oil recovery technologies: Opportunities and challenges. Journal of Cleaner Production, 2020, Vol. 258, 120777. https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2020.120777

25.

25. Sharma N., Lavania M., Singh N., Lal B. Microbial Enhanced Oil Recovery: An Overview and Case Studies. IntechOpen, 2022. https://doi.org/10.5772/intechopen.106641

26.

26. Silva R., de França F.P., Almeida P.F. Reservoir Salinity Effects on Microbial Enhanced Oil Recovery Performance. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2022, Vol. 12, pp. 2241–2256.

27.

27. Singh A., Gupta P., Sen R. Recent developments in MEOR using extremophilic and halotolerant microorganisms. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2025, Vol. 189, 114002.

28.

28. Varjani S., Upasani V.N. Biosurfactants as microbial bioactive compounds in microbial enhanced oil recovery. Journal of Biotechnology, 2022, Vol. 352, pp. 1–15. https://doi.org/10.1016/j.jbiotec.2022.05.003

29.

29. Wang Z., Zhao Y., Chen X. Coupled hydrodynamic and biochemical simulation of MEOR processes in mature oil fields. Fuel, 2023, Vol. 334, 126512.

30.

30. Zhang Y., Xu B., Liu H. Biokinetic modeling of halophilic bacteria for enhanced oil recovery in high-salinity reservoirs. Journal of Energy Resources Technology, 2023, Vol. 145(5), 053001.