MODELING OF POLYMER FLOODING IN CONDITIONS OF HETEROGENEOUS RESERVOIR PERMEABILITY OF THE KRAYNEYE OIL FIELD

Abstract

В статье рассматривается пласт Крайнего нефтяного месторождения, в котором сосредоточено наибольшее количество запасов, однако темпы отбора от начальных извлекаемых запасов при текущей опережающей обводнённости не позволяют достичь проектного коэффициента извлечения нефти. Так как нефть на объекте является маловязкой, при выборе скважины-кандидата для полимерного заводнения необходимо учитывать неоднородность участка по проницаемости. Показано, что наибольшая эффективность полимерного заводнения при прочих равных условиях достигается при соотношении максимальной и минимальной проницаемости около 20 (15 и 300 мД). Увеличение КИН при этом составляет около 19 % (7100 м3 дополнительной добычи нефти или 130 м3 нефти на 1 тонну сухого полимера). Дальнейшее увеличение контраста проницаемостей приводит к слишком сильному прорыву полимера по высокопроницаемому пропластку и снижает эффективность мероприятия. The article considers the formation of the Krayneye oil field, which contains the largest amount of reserves, however, the rate of recovery from the initial recoverable reserves at the current advanced water cut does not allow reaching the design oil recovery factor. Since the oil at the site is low-viscosity, when choosing a candidate well for polymer flooding, it is necessary to take into account the heterogeneity of the site in terms of permeability. It is shown that the highest efficiency of polymer flooding, other things being equal, is achieved at a ratio of maximum and minimum permeability of about 20 (15 and 300 mD). The increase in oil recovery factor in this case is about 19 % (7100 m3 of additional oil production or 130 m3 of oil per 1 ton of dry polymer). A further increase in the permeability contrast leads to too much polymer breakthrough along the high-permeability interlayer and reduces the effectiveness of the intervention.