Оценка пароциклического воздействия как эффективного метода разработки месторождений высоковязких нефтей в нынешнее время

Об авторах:

Менжинский Кирилл Сергеевич, аспирант школы компьютерных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; KMeznhinsky@yandex.ru, https://orcid.org/0009-0001-0374-561X
Гильманов Александр Янович, кандидат физико-математических наук, доцент, кафедра моделирования физических процессов и систем, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; a.y.gilmanov@utmn.ru, https://orcid.org/0000-0002-7115-1629

Кряжев Ярослав Александрович, аспирант, кафедра моделирования физических процессов и систем, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; kryazhev_yar@mail.ru, https://orcid.org/0000-0002-9382-7378

Шевелёв Александр Павлович, доктор физико-математических наук, доцент, профессор кафедры моделирования физических процессов и систем, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; a.p.shevelev@utmn.ru, https://orcid.org/0000-0003-0017-4871

Аннотация:

В работе проведён комплексный анализ эффективности пароциклического воздействия как одного из наиболее гибких тепловых методов увеличения нефтеотдачи при разработке залежей высоковязкой нефти. Цель исследования заключается в комплексной оценке пароциклического воздействия на основе обобщения отечественных и зарубежных исследований и сопоставления с альтернативными тепловыми технологиями. На примере 40 работ систематизированы современные методы увеличения нефтеотдачи: для каждого подхода обобщены фактический эффект, ключевые преимущества и недостатки, выделены области рациональной применимости с учётом геолого-физических условий и свойств флюидов. Рассмотрены интегральные и интегрированные термогидродинамические модели прогрева пласта и фильтрации, их области применимости и роль в выборе рациональных режимов закачки, выдержки и отбора Показано, что гибридные варианты пароциклического воздействия с использованием растворителей, пены, наночастиц и катализаторов обеспечивают прирост нефтеотдачи на 20–40 % при снижении удельных энергозатрат. Сформирована методическая основа для обоснованного выбора тепловых технологий и оптимизации параметров циклов пароциклического воздействия.

Список литературы:

Regaieg M., Abid S., Allouche M. Finger Thickening during Extra-Heavy Oil Waterflooding // Energy & Fuels. 2017. Vol. 31, No. 1. P. 144–155.

Zaki M. Z. M., Musa T. A., Elbaloula H. A. A. Cyclic Steam Stimulation Designing for Two Horizontal Wells in Sudanese Oil Field: Case Study FNE Oil Field. Khartoum: Sudan University of Science and Technology, 2018. 97 p.

Elbaloula H. A. A., Musa T. A. Investigation on the Benefits of Steam Adsorption and Distribution during Cyclic Steam Injection to Improve Oil Recovery: FNE Case Study, Sudan // Journal of Petroleum Engineering & Technology. 2018. Vol. 8, No. 3. P. 1–21. DOI: 10.37591/jopet.v8i3.1314.

Suranto A. M., Putradianto R. R., Al Asy’ari M. R., Lukmana A. H. An Investigation of Novel Technique Cyclic Steam–Solvent Stimulation Using Horizontal Well to Escalate Heavy Oil Production // Journal of Earth Energy Engineering. 2022. Vol. 11, No. 2. P. 60–68. DOI: 10.25299/jeee.2022.8130.

Osma L., García L., Pérez R., Barbosa C., Botett J., Sandoval J., Manrique E. Benefit–Cost and Energy Efficiency Index to Support the Screening of Hybrid Cyclic Steam Stimulation Methods // Energies. 2019. Vol. 12, No. 24. P. 4631. DOI: 10.3390/en12244631.

Suranto A. M., Pramudiohadi E. W., Risky A. N. Optimization of Cyclic Steam Stimulation Process Using Response Surface Methodology // Journal of Petroleum and Geothermal Technology. 2021. Vol. 2, No. 1. P. 26–31.

Хайитов О. Г., Акрамов Б. Ш., Нуритдинов Ж. Ф. Инновационные методы повышения нефтеотдачи пластов // Евразийский союз ученых. 2020. № 1 (70). С. 15–20.

Abdalraheem M. et al. The Effects of Combination of Steam Flooding, CO₂ and Cyclic Steam Stimulation Injection Pilot Test in Heavy Oilfield in Sudan // Scientific Contributions Oil and Gas. 2022.

Гильманов А. Я., Ковальчук Т. Н., Шевелёв А. П. Определение основных технологических параметров пароциклического воздействия на пласт с учётом тепловых потерь по стволу скважины // Вычислительная механика сплошных сред. 2023. Т. 16, № 4. С. 407–419.

Swadesi B., Suranto A. M., Widiyaningsih I., Jani M. Optimization Study of Integrated Scenarios on Cyclic Steam Stimulation (CSS) Using CMG STARS Simulator // Journal of Petroleum and Geothermal Technology. 2020. Vol. 1, No. 1. P. 8–14.

He C., Xu A., Fan Z., Zhao L., Shan F., Bo B. An integrated model for productivity prediction of cyclic steam stimulation with horizontal well // Energy Science & Engineering. 2019. Vol. 7. P. 962–973. DOI: 10.1002/ese3.325.

Krivoshchekov S., Kochnev A., Vyatkin K. The Development of Forecasting Technique for Cyclic Steam Stimulation Technology Effectiveness in Near-Wellbore Area // Fluids. 2022. Vol. 7, iss. 2. Art. 64. DOI: 10.3390/fluids7020064.

Gilmanov A. Ya. et al. Influence of the Thermophysical Properties of the Reservoir and Fluid on the Technological Parameters of CSS // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. 2023. Vol. 96, No. 5. P. 1311–1320.

Ruiz-Cañas M. C., García Duarte H. A., Patiño Ramirez C. D. Innovative Simulation Methodology for Hybrid Technology with Solvent-Enhanced Nanocatalysts (HYB-SEN) as an Alternative for Improving Environmental Indicators in Cyclic Steam Stimulation // CT&F – Ciencia, Tecnología y Futuro. 2024. Vol. 14, No. 2. P. 67–78. DOI: 10.29047/01225383.1404.

Гильманов А. Я., Ковальчук Т. Н., Шевелёв А. П. Математическое моделирование, численные методы и комплексы программ. Информационные технологии // Вестник Тюменского государственного университета. 2020. Т. 6, № 1 (21). С. 176–191.

García-Duarte H. A., Ruiz-Cañas M. C., Quintero H., Medina O. E., Lopera S. H., Cortés F. B., Franco C. A. Development of Nanofluid-Based Solvent as a Hybrid Technology for In-Situ Heavy Oil Upgrading During Cyclic Steam Stimulation Applications // ACS Omega. 2024. Vol. 9. P. 40511–40521. DOI: 10.1021/acsomega.4c03517.

Vakhin A. V., Mukhamatdinov I. I., Aliev F. A., Feoktistov D. F., Sitnov S. A., Gafurov M. R., Minkhanov I. F., Varfolomeev M. A., Nurgaliev D. K., Simakov I. O., Latypov A. A., Petrashov O. V., Solovev A. V., Sansiev G. V. Industrial Application of Nickel Tallate Catalyst during Cyclic Steam Stimulation in Boca de Jaruco Reservoir // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 12–15 Oct 2021. Paper SPE-206419-RU.

Xu Y., Zhang Z., Zhou Y. A Brief Review of Steam Flooding and Its Applications in Fractured Oil Shale Reservoirs // Frontiers in Earth Science. 2023. 11:1268103. DOI: 10.3389/feart.2023.1268103.

Zhang W., Liu Y., Zou J., Wang Q., Wang Z., Zhao Y., Sun X. Comprehensive Experimental Study of Steam Flooding for Offshore Heavy Oil Recovery After Water Flooding // Energies. 2025. Vol. 18. Art. 3140. DOI: 10.3390/en18123140.

Okoro E. E., Onyekonwu M., Ajienka J. Recovery of Nigerian Heavy Oil: Application of Steam Flooding // Journal of Energy Research and Reviews. 2021. 8(4):21–38. DOI: 10.9734/JENRR/2021/v8i430218.

Odo J. E., Mmadu C. D., Nwanwe O. I. A Novel Approach to Steam Flooding Economic Analysis // Improved Oil and Gas Recovery. 2024. DOI: 10.14800/IOGR.1323.

Prosper D. Sustainability and Environmental Impact Assessment of Large-Scale Steam Flooding Projects // ResearchGate preprint. 2025 (Aug.).

Antolinez J. D., Miri R., Nouri A. In situ combustion: A comprehensive review of the current state of knowledge // Energies. 2023. Vol. 16. Art. 6306. DOI: 10.3390/en16176306.

Liu Z., Wang B., Yang S., Tian C. Advances and Factors Influencing In Situ Combustion Effectiveness: A Review // Processes. 2025. Vol. 13. Art. 130. DOI: 10.3390/pr13010130.

Minakov A. V., Meshkova V. D., Guzey D. V., Pryazhnikov M. I. Recent Advances in the Study of In Situ Combustion for Enhanced Oil Recovery // Energies. 2023. Vol. 16. Art. 4266. DOI: 10.3390/en16114266.

Nguyen-Le V., Kim N., Shin H. Optimization of the Operating Strategy for the ES-SAGD Process in Different Oil Sands Reservoir Quality // GeoConvention 2024. Extended Abstracts. Calgary, 2024. Paper ID 104127.

Nguyen-Le V., Yuan W., Chen Z., Kim N., Shin H. Prediction of Field-Scale SAGD Performance Based on Vertical Well Log Data // GeoConvention 2025. Extended Abstracts. Calgary, 2025. Paper ID 114880.

Yang S., Yan Y., Dang N., Mou Y., Jia D., Zhao R. Dynamic Characteristics of High-Displacement Rod Pumping Systems in SAGD Oil Wells // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2025. Vol. 15. Art. 169.

Zhou Y., Huang S., Yang S., Jiang Q., Wang Z., Wang H., Yue L., Ma T. Optimizing Solvent-Assisted SAGD in Deep Extra-Heavy Oil Reservoirs: Mechanistic Insights and a Case Study in Liaohe // Energies. 2025. Vol. 18, No. 14. Art. 3599.

He W., Zhang J., Luo C., Guo H., Wang Z., Li B. Research on Heat Distribution and Heat Efficiency Improvement in the Middle and Late Stages of SAGD // Journal of Physics: Conference Series. 2024. Vol. 2823. Art. 012023.

L. Dong Experimental study on enhanced oil recovery effect of profile control system–assisted steam flooding / L. Dong, F. Zhao, H. Zhang // Polymers. 2023. Vol. 15, № 23. 18 pp.

Орехова, Л. Г. Повышение эффективности разработки залежей высоковязкой нефти заводнением горячей водой на примере Ново-Елховского нефтяного месторождения / Л. Г. Орехова // Нефтяная провинция. 2022. № 4 (32). С. 196–207.

Chai, M. Analytical and numerical study of thermal and solvent–based gravity drainage for heavy oil recovery / M. Chai, M. Yang, Z. Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 208, part B. 15 p.

Гомес, А. Ш. Применения метода парогравитационного дренажа (ПГД) на месторождениях высоковязкой нефти / А. Ш. Гомес, Г. А. Машкаеньяш, В. А. Щебра, К. А. Воробьев // Вестник Евразийской науки. 2021. Т. 13, № 3. С. 1–12.

Goswami, A., Sahoo, S., & Mandal, A. In-situ combustion: A state-of-the-art review on process mechanisms, field applications and challenges // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 205. Art. 108911. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108911.

Zhao, F., Liu, H., Li, S., Zhang, L., & Zhang, J. Experimental and numerical investigation of in-situ combustion for enhanced oil recovery in heavy oil reservoirs // Fuel. 2020. Vol. 281. Art. 118739. DOI: 10.1016/j.fuel.2020.118739.

Мухаметдинов, М. М. Техническая оценка возможности добычи тяжелой нефти тепловыми методами / М. М. Мухаметдинов // Международный научный журнал «ВЕСТНИК НАУКИ». 2024. Т. 2, № 6 (75). С. 1842–1852.

Fan T., Xie K., Shi Y., Li Y., Song J., Zhu W., Chen Z. A Production Performance Model of the Cyclic Steam Stimulation Process in Multilayer Heavy Oil Reservoirs // Energies. 2022. Vol. 15, No. 5. P. 1757. DOI: 10.3390/en15051757.

Xie K., Fan T., Li Y., Chen Z. Evaluation of Steam Channeling Severity Between Cyclic Steam Stimulation Wells Using Numerical Simulation // Energies. 2022. Vol. 15, No. 10. P. 3505. DOI: 10.3390/en15103505.

Gil’manov, Y.A.; Arazov, A.R.; Shevelyov, A.P. Influence of Convective Processes on Technological Parameters of Cyclic Steam Stimulation of Oil Reservoirs. J. Eng. Phys. Thermophys. 2022, 95, 1172–1179.