Том 337 № 4 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/4/5690
Оценка эффективности искусственных методов воздействия на пласт на основе гидродинамической модели месторождения Западный Апшерон
Актуальность. Применение современных подходов к выбору методов воздействия на пласт на месторождениях, находящихся на начальной стадии разработки, является одним из серьезных факторов, влияющих на эффективность этого процесса. Геологические и гидродинамические модели углеводородных коллекторов играют важную роль в прогнозировании результатов различных геолого-технологических мероприятий. С этой целью при построении точной гидродинамической модели месторождения был разработан новый метод промежуточных начал для восстановления данных. Цель. На основе трехмерных геолого-гидродинамических моделей продуктивных горизонтов Западно-Апшеронского нефтяного месторождения Азербайджана были смоделированы методы повышения нефтеотдачи. Также подробно рассмотрена оценка эффективности этих методов. Методы. При построении модели пласта использовались данные скважин, данные о добыче нефти, газа и воды по каждой скважине, измеренные начальные и текущие пластовые и другие давления, пластовая температура, информация о физико-химико-термодинамических свойствах пластовых флюидов и результаты других научных исследований, проведенных на том же месторождении. При отсутствии точной информации об исходном состоянии месторождения, а также при частичном отсутствии или неточности данных в некоторых интервалах долгосрочных показателей добычи исследовались различные методы восстановления информации для построения гидродинамической модели, а также способы минимизации негативного влияния таких неопределенностей на работу модели. С этой целью при построении модели месторождения был разработан и применён новый метод, названный методом промежуточных начал. Результаты и выводы. На основе гидродинамической модели исследован выбор более эффективного метода воздействия на пласт, смоделированы процессы закачки в пласт воды, полимерного раствора, горячей воды и пара, определена оптимальная схема размещения новых добывающих и нагнетательных скважин. В заключение были спрогнозированы и сравнены показатели месторождения в соответствии с различными вариантами, полученными в результате гидродинамического моделирования.
Для цитирования: Абдуллаев В.Дж., Гусейнов М.А. Оценка эффективности искусственных методов воздействия на пласт на основе гидродинамической модели месторождения Западный Апшерон. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2026, Т. 337, № 4, С. 168-180.
Ключевые слова:
месторождение, пласт, скважина, разработка, модель, способ воздействия, прогноз
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. М.; Ижевск: ИКИ, 2004. 368 с.
2. Сулейманов Б.А. Теория и практика увеличения нефтеотдачи пластов. М.; Ижевск: ИКИ, 2022. 286 с.
3. Suleymanova V.M., Jabizadeh N.I. Artificial neural networks for productivity modeling in high viscosity oilfields about application. Scientific Petroleum, 2023, № 1, P. 48–50. DOI: https://doi.org/10.53404/Sci.Petro.20230100040
4. A hybrid modeling approach: dynamic simulation of two-phase fluid flow in compacting gas condensate reservoirs using potential flow theory. M.A. Jamalbayov, I.R. Hasanov, M.O. Dogan, T.M. Jamalbayli. Scientific Petroleum, 2024, № 1, P. 29–35. DOI: https://doi.org/10.53404/Sci.Petro.20240100054
5. Джамалбеков М.А., Ибрагимов X.M., Ализаде Н.А. Математическая модель процесса вытеснения углеводородных смесей водой в зонально-неоднородных деформируемых пластах. Scientific Petroleum, 2023, № 2, C. 48–56. DOI: https://doi.org/10.53404/Sci.Petro.20230200048
6. Мехтиев Ф.Р., Сильвестрова И. Алгоритм планирования добычи нефти на примере месторождения «Гюняшли». SOCAR Proceedings, 2017, № 1, С. 83–88. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20170100309
7. Абдуллаев В.Дж., Гамзаев Х.М. Численный метод определения коэффициента гидравлического сопротивления двухфазного потока в газлифтной скважине. SOCAR Proceedings, 2022, № 1, C. 56–60. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20220100628
8. Ширалиев А.А. Гидрогазодинамическое моделирование оптимизации процесса разработки подземных хранилищ газа. SOCAR Proceedings, 2022, № 1, C. 103–107. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20220100636
9. Aliyev N.Sh. Waterflood reservoir modelling for Chirag oilfield. SOCAR Proceedings, 2024, № 1, P. 40–47. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20240100938
10. Eyvazov J.M., Hamidov N.N. Determination the optimum hot water injection volume to increase oil recovery in specific heavy oil reservoir. Proceedings of the International Field Exploration and Development Conference. Springer Series in Geomechanics and Geoengineering. Ed. by J. Lin. Singapore, Springer, 2023. P. 1817–1821. DOI: https://doi.org/10.1007/978-981-97-0264-0_157
11. Экспериментальные исследования способности вытеснения нефти с помощью комплексов на основе энзим-растворов на модели пласта. М.М. Велиев, В.И. Щетников, В.В. Мухаметшин, Л.С. Кулешова, Т.Р. Вафин. SOCAR Proceedings, 2022, № 2, C. 52–58. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20220200674
12. Джалалов Г.И., Молдабаева Г.Ж., Кунаева Г.Е. Параметрическая идентификация гидродинамической модели пласта на фактические показатели разработки. SOCAR Proceedings, 2022, № 4, C. 45–54. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20220400782
13. Потехин Д.В., Путилов И.С., Галкин С.В. Методологическое обеспечение контроля подтверждаемости геологогидродинамических моделей и прогнозных дебитов по результатам эксплуатационного бурения скважин. SOCAR Proceedings, 2022, № SI2, C. 65–71. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200745
14. Primer on enhanced oil recovery. V.V. Vishnyakov, B.A. Suleimanov, A.V. Salmanov, E.B. Zeynalov. Cambridge: Gulf Professional Publ., 2019. 222 p. DOI: https://doi.org/10.1016/C2017-0-03909-5
15. Suleimanov B.A., Rzayeva S.C., Akhmedova U.T. Self-gasified biosystems for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 2021, Vol. 35, № 27, P. 2150274. DOI: https://doi.org/10.1142/S021797922150274X
16. Suleimanov B.A., Rzayeva S.C., Keldibayeva S.S. A new microbial enhanced oil recovery (MEOR) method for oil formations containing highly mineralized water. Petroleum Science and Technology, 2020, Vol. 38, № 23, P. 999–1006. DOI: https://doi.org/10.1080/10916466.2020.1793777
17. Suleimanov B.A., Feyzullayev Kh.A., Abbasov E.M. Numerical simulation of water shut-off performance for heterogeneous composite oil reservoirs. Applied and Computational Mathematics, 2019, Vol. 18 (3), P. 261–271.
18. Suleimanov B.A., Feyzullayev Kh.A. Simulation study of water shut-off treatment for heterogeneous layered oil reservoirs. Dispersion Science and Technology, 2025, Vol. 46 (10), P. 1594–1604. DOI: https://doi.org/10.1080/01932691.2024.2338361
19. Мартюшев Д.А. Совершенствование геолого-гидродинамической модели карбонатного нефтяного объекта путем учета параметра анизотропии проницаемости. Записки Горного института, 2020, Т. 243, С. 313–318. DOI: https://doi.org/10.31897/PMI.2020.3.313
20. Менгалиев A.Г., Мартюшев Д.А. Учет параметра анизотропии проницаемости в геолого-гидродинамических моделях карбонатных объектов (на примере Гагаринского месторождения). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2020, Т. 331, № 5, С. 7–17. DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2020/5/2632
21. Репина В.A., Галкин В.И., Галкин С.В. Применение комплексного учета петрофизических характеристик при адаптации геолого-гидродинамических моделей (на примере визейской залежи Гондыревского месторождения нефти). Записки Горного института, 2018, Т. 231, С. 268–274. DOI: https://doi.org/10.25515/PMI.2018.3.268
22. Построение анизотропной гидродинамической модели и исследование влияния анизотропии проницаемости на примере моделирования блока месторождения. Р.И. Ермеков, М.О. Коровин, В.П. Меркулов, О.С. Чернова. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2019, Т. 330, № 11, С. 86–93. DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2019/11/2351
23. Создание трехмерной геологической модели месторождения «Гюнешли» для повышения эффективности доразработки. В.Дж. Абдуллаев, М.А. Гусейнов, М.М. Исмаилов, К.М. Набиев. SOCAR Proceedings, 2014, № 2, С. 75–82. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20140200203
24. Mammadov T., Javadzade R., Abdullayev V. Impact of thin oil-rim to the development of gaz-condensate fields in the South Caspian basin. SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. Baku, Azerbaijan, 1–3 November 2017. DOI: https://doi.org/10.2118/189010-MS
25. Huseynov M.A., Hamidov N.N., Eyvazov J.M. Construction of numerical PVT-models for the Bulla-Daniz gas-condensate field based on laboratory experiments on reservoir fluid samples. European Journal of Applied Science, Engineering and Technology, 2024, Vol. 2 (1), P. 26–33. https://doi.org/10.59324/ejaset.2024.2(1).04
REFERENCES
1. Mirzajanzade A.Kh., Khasanov M.M., Bakhtizin R.N. Modeling of oil and gas production processes non-linearity, non-equilibrium. Moscow, Izhevsk, ICS Publ., 2004. 368 p. (In Russ.)
2. Suleimanov B.A. Theory and practice of enhanced oil recovery. Moscow, Izhevsk, ICS Publ., 2022. 286 p. (In Russ.)
3. Suleymanova V.M., Jabizadeh N.I. Artificial neural networks for productivity modeling in high viscosity oilfields about application. Scientific Petroleum, 2023, no. 1, pp. 48–50. DOI: https://doi.org/10.53404/Sci.Petro.20230100040
4. Jamalbayov M.A., Hasanov I.R., Dogan M.O., Jamalbayli T.M. A hybrid modeling approach: dynamic simulation of two-phase fluid flow in compacting gas condensate reservoirs using potential flow theory. Scientific Petroleum, 2024, no. 1, pp. 29–35. DOI: https://doi.org/10.53404/Sci.Petro.20240100054
5. Jamalbayov M.A., Ibrahimov Kh.M., Alizadeh N.A. Mathematical model of the hydrocarbon displacement process by water in zonally heterogeneous deformable reservoirs. Scientific Petroleum, 2023, no. 2, pp. 48–56. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.53404/Sci.Petro.20230200048
6. Mehdiyev F.R., Silvestrova I.Yu. Algorithm for oil production scheduling on «Guneshly» field. SOCAR Proceedings, 2017, no. 1, pp. 83–88. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20170100309
7. Abdullayev V.J., Gamzaev Kh.M. Numerical method for determining the coefficient of hydraulic resistance two-phase flow in a gas lift well. SOCAR Proceedings, 2022, no. 1, pp. 56–60. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20220100628
8. Shiraliev A.A. Hydrogasdynamic modeling of optimization of underground gas storage development. SOCAR Proceedings, 2022, no. 1, pp. 103–107. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20220100636
9. Aliyev N.Sh. Waterflood reservoir modelling for Chirag oilfield. SOCAR Proceedings, 2024, no. 1, pp. 40–47. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20240100938
10. Eyvazov J.M., Hamidov N.N. Determination the optimum hot water injection volume to increase oil recovery in specific heavy oil reservoir. Proceedings of the International Field Exploration and Development Conference. Springer Series in Geomechanics and Geoengineering. Ed, by J. Lin. Singapore, Springer, 2023. pp. 1817–1821. DOI: https://doi.org/10.1007/978-981-97-0264-0_157
11. Veliev M.M., Shchetnikov V.I., Mukhametshin V.V., Kuleshova L.S., Vafin T.R. Experimental studies of oil displacement ability using enzyme solutions based complexes on a reservoir model. SOCAR Proceedings, 2022, no. 2, pp. 52–58. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20220200674
12. Dzhalalov G.I., Moldabayeva G.Zh., Kunayeva G.E. Parametric identification of the hydrodynamic model of the reservoir by the actual indicators of the event. SOCAR Proceedings, 2022, no. 4, pp. 45–54. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20220400782
13. Potekhin D.V., Putilov I.S., Galkin S.V. Methodological support of verification control of geological and hydrodynamic models and forecast flow rates based on the results of operational drilling of wells. SOCAR Proceedings, 2022, no. SI2, pp. 65–71. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.5510/OGP2022SI200745
14. Vishnyakov V.V., Suleimanov B.A., Salmanov A.V., Zeynalov E.B. Primer on enhanced oil recovery. Cambridge, Gulf Professional Publ., 2019. 222 p. DOI: https://doi.org/10.1016/C2017-0-03909-5
15. Suleimanov B.A., Rzayeva S.C., Akhmedova U.T. Self-gasified biosystems for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 2021, vol. 35, no. 27, pp. 2150274. DOI: https://doi.org/10.1142/S021797922150274X
16. Suleimanov B.A., Rzayeva S.C., Keldibayeva S.S. A new microbial enhanced oil recovery (MEOR) method for oil formations containing highly mineralized water. Petroleum Science and Technology, 2020, vol. 38, no. 23, pp. 999–1006. DOI: https://doi.org/10.1080/10916466.2020.1793777
17. Suleimanov B.A., Feyzullayev Kh.A., Abbasov E.M. Numerical simulation of water shut-off performance for heterogeneous composite oil reservoirs. Applied and Computational Mathematics, 2019, vol. 18 (3), pp. 261–271.
18. Suleimanov B.A., Feyzullayev Kh.A. Simulation study of water shut-off treatment for heterogeneous layered oil reservoirs. Dispersion Science and Technology, 2025, vol. 46 (10), pp. 1594–1604. DOI: https://doi.org/10.1080/01932691.2024.2338361
19. Martyushev D.A. Improving the geological and hydrodynamic model of a carbonate oil object by taking into account the permeability anisotropy parameter. Journal of Mining Institute, 2020, vol. 243, pp. 313–318. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.31897/PMI.2020.3.313
20. Mengaliev A.G., Martyushev D.A. Accounting the parameter of anisotropy of permeability in geological and hydrodynamic models of carbonate objects (on the example of the Gagarin deposit). Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering, 2020, vol. 331, no. 5, pp. 7–17. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2020/5/2632
21. Repina V.A., Galkin V.I., Galkin S.V. Complex petrophysical correction in the adaptation of geological hydrodynamic models (on the example of Visean pool of Gondyrev oil field). Journal of Mining Institute, 2018, vol. 231, pp. 268–274. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.25515/PMI.2018.3.268
22. Ermekov R.I., Korovin M.O., Merkulov V.P., Chernova O.S. Construction of anisotropy simulation model and studying the effect of permeability anisotropy on the example of field unit modeling. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering, 2019, vol. 330, no. 11, pp. 86–93. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2019/11/2351
23. Abdullayev V.J., Huseynov M.A., Ismyilov M.M., Nabiyev K.M. 3D geological modeling of «Guneshli» reservoir for increasing final development stage efficiency. SOCAR Proceedings, 2014, no. 2, pp. 75–82. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20140200203
24. Mammadov T., Javadzade R., Abdullayev V. Impact of thin oil-rim to the development of gaz-condensate fields in the South Caspian Basin. SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. Baku, Azerbaijan, 1–3 November 2017. DOI: https://doi.org/10.2118/189010-MS
25. Huseynov M.A., Hamidov N.N., Eyvazov J.M. Construction of numerical PVT-models for the Bulla-Daniz gas-condensate field based on laboratory experiments on reservoir fluid samples. European Journal of Applied Science, Engineering and Technology, 2024, vol. 2 (1), pp. 26–33. DOI: https://doi.org/10.59324/ejaset.2024.2(1).04
