georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.1.27geores-493Research ArticleГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, ПОИСК, РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВGEOLOGICAL-GEOCHEMICAL RESEARCH, PROSPECTING, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF HYDROCARBON FIELDSЦелесообразность удаленного размещения от нагнетательной скважины водоизолирующего состава в высокопроницаемом слоеThe expediency of remote location from an injection well of water shut-off material in a high-permeability sublayerСалимьяноваД. Р.SalimyanovaD. R.

Дилара Радиковна Салимьянова, магистрант

420008;  ул. Кремлевская, д. 35; Казань

Dilara R. Salimyanova, Master’s student

420008; 35 Kremlevskya st.; Kazan

Dilara.Salimyanova@gmail.comПоташевК. А.PotashevK. A.

Константин Андреевич Поташев, доктор физ.-мат. наук, доцент, заведующий кафедрой

Институт математики и механики им. Н. И. Лобачевского; кафедра аэрогидромеханики

420008;  ул. Кремлевская, д. 35; Казань

Konstantin A. Potashev, Dr. Sci. (Physics and Mathematics), Associate Professor, Head of the Department

Fluid Mechanics Department

420008; 35 Kremlevskya st.; Kazan

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

Вячеслав Валерьевич Баушин, генеральный директор

420111; ул. Лобачевского, д. 10; Казань

Vyacheslav V. Baushin, General Director

420111; 10 Lobachevsky st.; Kazan

baushinv@mail.ruКазанский (Приволжский) федеральный университетРоссияKazan Federal UniversityRussian FederationКазанский (Приволжский) федеральный университет; казанский государственный энергетический университетРоссияKazan Federal University; Kazan State Power Engineering UniversityRussian FederationООО «ИМПЕЛ-СОФТ»РоссияIMPEL-SOFT LLCRussian Federation202530032025271261266Copyright © Салимьянова Д.Р., Поташев К.А., Баушин В.В., 20252025Салимьянова Д.Р., Поташев К.А., Баушин В.В.Salimyanova D.R., Potashev K.A., Baushin 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://www.geors.ru/jour/article/view/493

   Исследована целесообразность удаленного от нагнетательной скважины размещения изоляционного материала в высокопроницаемом обводненном пропластке. Такой сценарий расположения в пласте блокирующего состава со сложной реологией предполагает надежное проектирование и точный контроль выполнения, что существенно затрудняет технологию воздействия на пласт и поэтому требует надежного обоснования. На основе проведенной серии многовариантных расчетов проанализировано влияние отношения вязкости закачиваемого и извлекаемого флюидов и расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами на эффективность изоляционных мероприятий. Моделирование процесса заводнения выполнено с помощью быстродействующей модели фильтрации в трубке тока высокого разрешения с размером расчетного блока порядка 0.1 м. Применение такой модели позволило с высокой степенью детальности воспроизвести мелкомасштабные гидродинамические эффекты и структуру течения в области относительно тонкого высокопроницаемого пропластка и вблизи интервала его изоляции. Выделены основные динамические структуры областей заводнения эффективной трубки тока между скважинами. Выявлена зависимость между варьируемыми параметрами и оптимальным расстоянием от нагнетательной скважины до изолирующего состава, доставляющим максимальный прирост извлечения нефти при фиксированном уровне обводнения. Представлен гидродинамический анализ различных режимов заводнения межскважинного объема пласта, упрощающий прогноз и принятие решения о целесообразности удаленного расположенияизоляционного материала по заданному отношению вязкости фаз и расстоянию между скважинами.

   The paper investigates the expediency of placement a water shut-off material in a high-permeability watered sublayer away from the injection well. This scenario of location the blocking agent with complex rheological properties in a reservoir requires reliable design and accurate control of execution, which significantly complicates the reservoir treatment process and, therefore, demands well-founded justification. The analysis of the impact of the viscosity ratio between the injected and produced fluids, as well the distance between the injection and production wells, on the effectiveness of shut-off measures was performed based on a series of multivariate simulations. The waterflooding process is simulated using g a high-speed computing two-dimensional model of stream tube with a computational block size of about 0.1 m. Applying of this a model allowed to reproduce small-scale hydrodynamic effects and the flow structure in the area of a relatively thin high-permeability sublayer and near the interval of its isolation with a high degree of detail. The fundamental dynamic structures of the waterflooding areas of the effective stream tube between the wells are introduced. The dependence of the optimal location from the injection well to the optimal location of the blocking material, which provides the maximum increase in oil recovery at a fixed level of water cut, on the variable parameters is revealed. A hydrodynamic analysis of various modes of waterflooding of the inter-well area of the formation is presented. This analysis simplifies the prediction and decision-making on the advisability of a remote location of the blocking material for a given ratio of phase viscosity and distance between wells.

нефтяной пластвысокопроницаемый слойнепроизводительная закачкаизоляция водопритокадвухфазная фильтрациямодель трубок токаpetroleum reservoirhigh-permeability layernon-productive injectionwater shut-offtwo-phase flowmodel of stream tubeРабота выполнена за счет гранта Республики Татарстан, предоставленного молодым ученым и молодежным научным коллективам на проведение научных исследований в наиболее перспективных и значимых для развития Республики Татарстан областяхThis study was supported by a grant from the Republic of Tatarstan, awarded to young scientists and youth research teams for conducting scientific research in the most promising and strategically important fields for the development of the Republic of TatarstanReferencesБахшян Н.А. (2016). Снижение обводненности скважин с помощью потокоотклоняющих технологий на примере Ванкорского месторождения. Международный научно-иследовательский журнал, 6(2), с. 33–37.Bakhshyan N.A. (2016). The reduction of water content of wells with flow diverter technology on the example of Vankor field. Mezhdunarodnyy nauchno-isledovatel’skiy zhurnal, 6(2), pp. 33–37. (In Russ.)Мазо А.Б., Поташев К.А. (2020). Суперэлементы. Моделирование разработки нефтяных месторождений : Монография. Москва: ИНФРА-М, 220 с. doi: 10.12737/1043236Chekalin A.N., Konyukhov V.M., Kosterin A.V. (2009). Two-phase multicomponent filtration in oil reservoirs of complex structure. Kazan: Kazan State University, 180 p. (In Russ.)Мазо,А.Б., Поташев К.А., Баушин В.В., Булыгин Д.В. (2017). Расчет полимерного заводнения нефтяного пласта по модели фильтрации с фиксированной трубкой тока. Георесурсы, 19(1), с. 15–20. doi: 10.18599/grs.19.1.3Grayson C.J. (1960). Decisions under uncertainty: drilling decisions by oil and gas operators. Harvard University, Division of Research, Graduate School of Business Administration, 402 p.Поташев К.А., Мазо А.Б. (2020). Численное моделирование локального воздействия на нефтяной пласт с применением фиксированных трубок тока для типичных схем заводнения. Георесурсы, 22(4), с. 70–78. doi:10.18599/grs.2020.4.70-78Martin J.C.,Wegner R.E. (1979). Numerical Solution of Multiphase, Two-Dimensional Incompressible Flow Using Streamtube Relationships. S.P.E. Journal, October, pp. 313–323. doi: 10.2118/7140-PAПоташев К.А., Баушин В.В., Мазо А.Б., Рамазанов Р.Г., Шелепов В.В. (2023). Проектирование положения изолирующего материала в обводненном слое суперколлектора для пятиточечной схемы заводнения нефтяного пласта. Вестник Моск. ун-та. Сер. 4. Геология, 6, с. 144–155.Mazo A.B., Khamidullin M.R., Potashev K.A. and Uraimov A.A. (2024). Mathematical Model of Water- and Oil-Soluble Tracers Transfer in Studying Multistage Hydraulic Fracturing. Fluid Dynamics, 59(3), 427–443.Чекалин А.Н., Конюхов В.М., Костерин А.В. (2009). Двухфазная многокомпонентная фильтрация в нефтяных пластах сложной структуры. Казань: Казан. гос. ун-т, 180 с.Mazo A.B., Potashev K.A. (2020). Superelements. Modelling of oil fields development. Moscow: INFRA-M, 220 p. (In Russ.) doi: 10.12737/1043236Grayson C.J. (1960). Decisions under uncertainty: drilling decisions by oil and gas operators. Harvard University, Division of Research, Graduate School of Business Administration, 402 p.Mazo A.B., Potashev K.A., Baushin V.V., Bulygin D.V. (2017). Numerical simulation of oil reservoir polymer flooding by the model of fixed stream tube. Georesursy = Georesources, 19(1), pp. 15–20. doi: 10.18599/grs.19.1.3Martin J.C.,Wegner R.E. (1979). Numerical Solution of Multiphase, Two-Dimensional Incompressible Flow Using Streamtube Relationships. S.P.E. Journal, October, pp. 313–323. doi: 10.2118/7140-PAPotashev K.A., Mazo A.B., Mukhina M.V., Uraimov A.A., Maklakov D.V., Khamidullin M.R. (2024). High-speed algorithm for computing the inflow to multiple-fractured horizontal wells using stream tubes. Computational Geosciences, 28(4). doi: 10.1007/s10596-024-10322-wMazo, A.B., Khamidullin, M.R., Potashev, K.A. and Uraimov, A.A. (2024). Mathematical Model of Water- and Oil-Soluble Tracers Transfer in Studying Multistage Hydraulic Fracturing, Fluid Dynamics, 59(3), pp. 427–443. DOI: 10.1134/S0015462824600287Potashev K.A., Mazo A.B. (2020). Numerical modeling of local effects on the petroleum reservoir using fixed streamtubes for typical waterflooding schemes. Georesursy = Georesources, 22(4), pp. 70–78. doi: 10.18599/grs.2020.4.70-78Potashev K.A., Mazo A.B., Mukhina M.V., Uraimov A.A., Maklakov D.V., Khamidullin M.R. (2024). High-speed algorithm for computing the inflow to multiple-fractured horizontal wells using stream tubes. Computational Geosciences, 28(4). doi: 10.1007/s10596-024-10322-wPotashev K.A., Mazo A.B., Mukhina M.V., Uraimov A.A., Maklakov D.V. and Khamidullin M.R. (2024). High-speed algorithm for computing the inflow to multiple-fractured horizontal wells using stream tubes, Computational Geosciences, 28(4). doi: 10.1007/s10596-024-10322-w.Salimyanova D.R., Potashev K.A. (2023). Numerical simulation of highpermeability waterflooded sublayer water shut-off under uncertainty of its location in a petroleum reservoir. SOCAR Proceedings, 4, pp. 92–98. doi: 10.5510/OGP20230400921Salimyanova D.R., Potashev K.A. (2023). Numerical simulation of highpermeability waterflooded sublayer water shut-off under uncertainty of its location in a petroleum reservoir. SOCAR Proceedings, 4, pp. 92–98. doi: 10.5510/OGP20230400921Thiele M.R. (1994). Modeling Multiphase Flow in Heterogeneous Media Using Streamtubes. PhD dissertation. Stanford University, Dept. of Petroleum Engineering, Stanford, CA, 217 p.Thiele M.R. (1994). Modeling Multiphase Flow in Heterogeneous Media Using Streamtubes. PhD dissertation. Stanford University, Dept. of Petroleum Engineering, Stanford, CA, 217 p.Willhite G.P. (1986). Waterflooding. Richardson: SPE Textbook Series, 331 p. doi: 10.2118/9781555630058Willhite G.P. (1986). Waterflooding. Richardson: SPE Textbook Series, 331 p. doi: 10.2118/9781555630058

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