МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ПЕРЕНОСА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА В СИМУЛЯТОР ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ ВЫБОРА МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В КАРБОНАТСОДЕРЖАЩИХ КОЛЛЕКТОРАХ

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.

1. Lee, H.-S.; Cho, J.; Lee, Y.-W.; Lee, K.-S. Compositional Modeling of Impure CO₂ Injection for Enhanced Oil Recovery and CO₂ Storage. Applied Sciences 2021, 11(17), 7907. https://doi.org/10.3390/app11177907.

2. Song, Y.; Song, Z.; Chen, Z.; Mo, Y.; Zhou, Q.; Tian, S. Simulation of CO₂ enhanced oil recovery and storage in shale oil reservoirs: Unveiling the impacts of nano-confinement and oil composition. Advances in Geo-Energy Research 2024, 13(2), 106–118. https://doi.org/10.46690/ager.2024.08.05.

3. Sharma, M. CO₂ Mobility Control with Foam for Enhanced Oil Recovery and Associated Storage: Multi-scale Approach for Field Application. PhD thesis, University of Stavanger, 2019.

4. Khan, M.Y. Mathematical model and its solution for water-alternating-gas (WAG) injection process incorporating the effect of miscibility, gravity, viscous fingering and permeability heterogeneity. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology 2024, 14(12), 3183–3211. https://doi.org/10.1007/s13202-024-01884-7.

5. Luo, Q.; Li, Y.; Sun, H.; Liu, S.; Yu, Y.; Yang, Z. Research on CO₂-WAG in Thick Reservoirs: Geological Influencing Factors and Random Forest Importance Evaluation. ACS Omega 2024, 9(31), 34118– 34127. https://doi.org/10.1021/acsomega.4c04901.

6. Chiaramonte, L. Geomechanical Characterization and Reservoir Simulation of a CO₂ Sequestration Project in a Mature Oil Field, Teapot Dome, WY. PhD dissertation, Stanford University, 2008.

7. Ruciński, P. Geomechanical Integrity of Offshore Oil Reservoir During EOR-CO₂ Process: A Case Study. Energies 2025, 18(21), 5751. https://doi.org/10.3390/en18215751.

8. Samuel, R.J. Transient Flow Modelling of Carbon Dioxide Injection into Depleted Gas Fields. PhD thesis, University College London, 2019.

9. Zhang, Y.; Huang, X.; Jiang, L.; Song, Y. Numerical Simulation of Heat Transfer Characteristics of CO₂ Gas Mixture Injection into Wellbores. Energy & Fuels 2024, 38(21), 21065–21078. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.4c04202.

10. Popova, O.H. Development of Geostatistical Models to Estimate CO₂ Storage Resource in Sedimentary Geologic Formations. PhD thesis, Carnegie Mellon University, 2014.

11. Farshidi, S.F. Compositional Reservoir Simulation-Based Reactive-Transport Formulations, with Application to CO₂ Storage in Sandstone and Ultramafic Formations. PhD thesis, Stanford University, 2016.

12. Niu, B. CO₂ Flooding in Chalk Reservoirs: Experiments with X-Ray Computed Tomography and Reactive Transport Modelling. PhD thesis, Technical University of Denmark, 2010.

13. Niyazbayeva, A.B.; Merbayev, R.B.; Samenov, Y.R.; Zholdybayeva, A.T.; Kozhagulova, A.A.; Shabdirova, A.D. Laboratory Investigation of Miscible CO₂-Induced Enhanced Oil Recovery from the EastSouthern Pre-Caspian Region. Processes 2025, 13, 2566. https://doi.org/10.3390/pr13082566.

14. Nam, L.N.H. Study on Enhanced Oil Recovery by CO₂ Microbubbles Injection. PhD dissertation, Kyushu University, 2022.