Докторант
Атырау
Doctoral Student
Atyrau
PhD, ассоциированный профессор
Сери-Искандар
PhD, Associate Professor
Seri Iskandar
Надежный выбор методов увеличения нефтеотдачи требует гидродинамического моделирования разработки, воспроизводящего не только динамику добычи, но и физические механизмы, определяющие давление, свойства флюидов, многофазное течение, подвижность газа, работу скважин и долгосрочную реакцию пласта. В работе предложен подход к моделированию разработки и кодированию физических процессов для оценки методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на основе закачки CO₂ на примере анонимизированного карбонатсодержащего объекта Field X в Казахстане. Полномасштабное моделирование выполнено в ECLIPSE E300 на трехмерной композиционной модели 93×88×78 ячеек, включая 194 413 активных ячеек, с прогнозным периодом 40 лет. Расчетная схема объединяет PVT/EOS, минимальное давление смесимости (MMP), трехфазные относительные проницаемости, гистерезис, вертикальную связанность и гравитационную сегрегацию, график закачки, ограничения по забойному давлению, термический отклик скважины и материальный баланс CO₂. Каждый физический механизм связан с функциональным блоком симулятора, диагностическим показателем, анализом чувствительности и критерием приемлемости. Последовательность RUNSPEC–GRID–PROPS–SOLUTION–SCHEDULE–SUMMARY с последующей обработкой в MATLAB обеспечивает прослеживаемость от пластовой физики до интерпретации прогноза. Анализ чувствительности выделил вертикальную связанность, газовую относительную проницаемость, неопределенность MMP, проводимость разломов, гистерезис и ограничения по забойному давлению как основные факторы. Непрерывная закачка CO₂ увеличивает накопленную добычу нефти с 17,96 до 25,37 млн т, обеспечивая 7,41 млн т дополнительной добычи (+41,3%). На 40-й год дебит нефти сохраняется на уровне 238,6 т/сут против нуля в базовом варианте. Результаты подтверждают, что интегрированное моделирование разработки обеспечивает инженерную основу для прогнозирования поведения пласта, количественной оценки неопределенности и обоснованного выбора метода МУН.
Enhanced oil recovery (EOR) selection requires reservoir performance simulation that reproduces not only production trends but also the physical mechanisms controlling pressure, fluid behavior, multiphase flow, gas mobility, well constraints, and long-term reservoir response. This study presents a reservoir performance simulation and process-to-simulator quality-control workflow for CO₂-based EOR evaluation in anonymized carbonatecontaining Field X, Kazakhstan. The field-scale simulation uses a three-dimensional ECLIPSE E300 compositional model with 93 × 88 × 78 grid cells, 194,413 active cells, and a 40-year forecast period. The framework integrates compositional pressure-volume-temperature/equation-of-state (PVT/EOS) behavior, minimum miscibility pressure (MMP), three-phase relative permeability, hysteresis, vertical connectivity and gravity override, injection scheduling, bottomhole-pressure (BHP) control, wellbore thermal response, CO₂ tracking, and mass-balance verification. Each mechanism is linked to a simulator functional block, diagnostic output, sensitivity test, and acceptance criterion. A representative ECLIPSE E300 process-to-code sequence – RUNSPEC, GRID, PROPS, SOLUTION, SCHEDULE, SUMMARY, followed by MATLAB post-processing – provides traceability from reservoir physics to forecast interpretation. Sensitivity analysis identifies vertical connectivity, gas relative permeability, MMP uncertainty, fault transmissibility, hysteresis, and BHP constraints as the principal controls on simulated reservoir performance. Continuous CO₂ injection increases cumulative oil production from 17.96 to 25.37 Mt, yielding 7.41 Mt of incremental oil (+41.3%); at year 40, the CO₂ case maintains 238.6 t/d while the Base case declines to zero. The results demonstrate that reservoir performance simulation provides a rigorous engineering basis for forecasting reservoir behavior, quantifying model sensitivity, validating physical consistency, and supporting defensible EOR method selection.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.