Kazakhstan journal for oil & gas industryKazakhstan journal for oil & gas industry2707-42262957-806XKMG Engineering8892710.54859/kjogi88927Research ArticleEffective EOR methods in high-viscosity oil fields: cyclical GEL-polymer flooding and ASP floodingSafarovF. E.safarovfi@ufntc.ruLobanovaS. Yu.svetlana.lobanova@buzachi.kzYelubaevB. Ye.berdibek.yelubayev@buzachi.kzTalamanovN. E.nikolay.talamanov@buzachi.kzZhijianSunsun.zhijian@buzachi.kzIsmagilovT. A.ismagilovta@yandex.ruTelinA. G.telinag@ufntc.ru301120213361742311202123112021Copyright © 2021, Safarov F.E., Lobanova S.Y., Yelubaev B.Y., Talamanov N.E., Zhijian S., Ismagilov T.A., Telin A.G.2021<p>The presented work discusses increasing oil recovery factor using physicochemical EOR methods.</p>
<p>This article presents the field pilot tests results related to cyclical gel polymer flooding technology as applied under the conditions productive reservoirs rich in high-viscosity oils (viscosity in reservoir conditions above 300 mPa • s) of the Buzachi North oil field, extending the boundaries of application of these methods. The work used the methods of hydrodynamic modeling, mathematical analysis; the necessary parameters of fractures and «super reservoirs» for calculating the working volumes of the injected compositions were estimated using tracer studies.</p>High-viscosity oilnon-uniform permeabilitywater breakthroughfissurationsuper reservoirsgel polymer floodingfissure isolationprofile log alignmenthigh-viscosity gelsdisplacement ratioASP (alkaline/surfactant/polymer)тұтқырлығы жоғары мұнайөткізгіштігі жоғары гетерогенділіксу серпілісіжарықшақтықсуперколлекторгель-полимерлі суландыружарықтарды оқшаулауқабылдау профилін теңестірутұтқырлығы жоғары гельдерығысу коэффициентіASPвысоковязкая нефтьпроницаемостная неоднородностьпрорывы водытрещиноватостьсуперколлекторгелеполимерное заводнениеизоляция трещинвыравнивание профиля приемистостивысоковязкие геликоэффициент вытесненияASP[Телин А.Г., Латыпов А.Р., Гусаков В.Н. Газообразующий состав для удаления воды и освоения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин. – Пат. РФ 2337125, 2007.][Мамыкин А.А., Муллагалин И.З., Харисов Р.Я. Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта. – Пат. РФ 2587203, 2015.][Сафаров Ф.Э., Вежнин С.А., Вульфович С.Л., и др. Трассерные исследования и работы по выравниванию профиля приемистости в скважине Дачного месторождения. – Нефтяное хозяйство, 2020. (4), с. 38–43. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-4-38-43.][Муллагалин И. З., Коптяева Е. И., Каразеев Д. В., Исмагилов Т. А. и др. Гелеобразующий состав, сухая смесь и способы его приготовления. – Пат. РФ 2553816, 2014.][Seright R.S. Plastment of gels to modify injection profiles. – SPE 17332, 1988.][Тома А. Основы технологии полимерного заводнения: пер. с англ. яз. под ред. И.Н. Кольцова. – СПб., ЦОП «Профессия», 2020, 240 с.][Телин А., Исмагилов Т., Лобанова С., Елубаев Б., Таламанов Н., Сунь Чжидзянь, Ван Чуньси, Чжао Бо. Технология циклического гелеполимерного заводнения – эффективный метод повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с высоковязкой нефтью. –SPE 201824-MS, 2020.][Koottungal, L. Ojl & Gaz Jоurnal: international petroleum news and technology. – Tulsa, Okla., 106, 2008, (15), р. 47–59.][Delamaide E. Using Horizontal Wells for Chemical EOR: Field Cases 2017. Georesursy, 2017, 19(3), р.166-175. DOI: 10.18599/grs.19.3.3.][Hirasaki G.J. Application of the Theory of Multicomponent, Multiphase Displacement to Three-Component, Two-Phase Surfactant Flooding. – SPE J., 21 (2), р. 191–204. SPE-8373-PA. DOI: 10.2118/8373-PA.][Winsor P.A.. Solvent properties of amphiphilic compounds. – Butterworths, London, 1954.][Sheng J. A Comprehensive review of ASP Flooding. – Paper SPE165358, Monterey, Carolina, USA, 2013. DOI: 10.2118/165358-MS.][Heyden Van der, Mikhaylenko F.H.J., E. de Reus A.J. et. al., Injectivity experiences and its surveillance in the west Salym ASP pilot. Paper EAGE ThB07, Stavanger, Norway, 2017.][Zhang J. W. Petrochemical Industry of Inner Mongolia. – 2013, (3), р. 28–30.][Urbissinova T. S., Trivedi J. J., Kuru E. Journal of Canadian Petroleum Technology, 2010, (12), р.: 49–56.][Clemens T., Tsikouris K., Buchgraber M. et. al. – SPE Improved Oil Recovery Symposium, 2012, Tulsa, USA. SPE 154169.][Xia H. F., Wang D. M., Liu Z. C. et. al. – Acta Petroleum Sinica, 2001, (4), р. 60-65.][Yue X. A., Zhang L. J., Liu Z. C. et. al. – Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2002 (3), р. 4–6.][Лю Икунь, Чжун Чойин и др. Факторы, определяющие эффективность охвата микропор пласта заводнением вязкоупругими полимерными растворами. – Химия и технология топлив и масел, 2015, (2), р. 18–21.][Silin D. B., Holtzman R., Patzek T. W. et. al. Monitoring Waterflood Operations Halls Method Revisited. –SPE 93879, 2005.][Bajun Bai, Fusheng Huang, Daqing Petr, Case Study on Preformed Particle Gel for In-depth Fluid Diversion. SPE 113997-MS, 2008.]