The article discusses the problem of increasing the oil recovery factor in heterogeneous carbonate reservoirs based on the integration of geological and production analysis, petrophysical interpretation, and hydrodynamic modeling. The relevance of this topic is due to the fact that Mishrif-type reservoirs, which are being developed in the late stages, are characterized by pronounced lateral and vertical heterogeneity, early water breakthroughs, uneven displacement coverage, and localization of residual oil in poorly drained intervals. It has been shown that the use of averaged parameters without taking into account the internal structure of the reservoir leads to a distortion of the residual reserves assessment and reduces the reliability of the selection of technological solutions.

Keywords: oil carbonate reservoir, geological heterogeneity, residual oil, hydrodynamic model, water cut, Mishrif, West Qurna, oil recovery factor.

Карбонатные резервуары относятся к наиболее сложным объектам разработки в нефтегазовой отрасли, поскольку их фильтрационно-ёмкостные свойства формируются под влиянием литолого-фациальной изменчивости, вторичных процессов преобразования порового пространства и существенной неоднородности по разрезу и площади. Для месторождений, находящихся на зрелой стадии эксплуатации, данная проблема усугубляется ростом обводнённости продукции, снижением эффективности заводнения и сохранением значительных объёмов остаточной нефти в слабодренируемых участках пласта. По материалам исследований резервуара Mishrif на месторождении West Qurna-1, неоднородность коллектора, различия между гидродинамическими единицами и особенности капиллярных свойств оказывают прямое влияние на темпы выработки запасов и итоговый коэффициент извлечения нефти [2], [3], [6], [7].

В этой связи повышение эффективности разработки не может основываться только на интенсификации отбора жидкости или расширении системы воздействия. Гораздо важнее построить согласованное представление о внутреннем строении резервуара и о том, каким образом геологические особенности управляют распределением фильтрационных потоков. Публикации по West Qurna-1 показывают, что оптимизация системы закачки, регулирование water cut и моделирование альтернативных сценариев дают результат лишь тогда, когда учитываются особенности геологического строения и фактическая динамика работы скважин [1], [5].

Ключевым условием достоверного анализа является интеграция исходной информационной базы. Для неоднородных карбонатных коллекторов она должна включать сведения о стратиграфии, литологии, толщинах продуктивных интервалов, данных геофизических исследований скважин, результатах керновых и лабораторных исследований, PVT-характеристиках пластовых флюидов, истории добычи и закачки, а также показателях изменения пластового давления и обводнённости. Только при совместном рассмотрении этих данных становится возможным установить связь между геологическим строением пласта и наблюдаемым эксплуатационным поведением объекта [1–7]. Разрозненное использование отдельных параметров, напротив, приводит к ошибочной интерпретации причин раннего прорыва воды и к завышению роли усреднённых характеристик коллектора.

Особую значимость для резервуаров типа Mishrif имеет выделение гидродинамических единиц и установление закономерностей пространственного изменения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. Исследования показывают, что даже близкие по литологии интервалы могут существенно различаться по фильтрационному поведению из-за неодинакового строения порового пространства, соотношения межзерновой и вторичной пористости, а также из-за различий в капиллярных характеристиках [2], [6], [7]. Следовательно, оценка остаточной нефти должна осуществляться не по средним значениям по объекту, а по локальным зонам и единицам течения, которые по-разному участвуют в процессе вытеснения.

Рост обводнённости продукции является одним из наиболее информативных индикаторов внутренней неоднородности резервуара. Для West Qurna Phase 1 показано, что движение краевой воды и характер water breakthrough по основным зонам Mishrif определяются не только стадией разработки, но и контрастом проницаемости между интервалами, неравномерной связностью пласта и существованием предпочтительных каналов фильтрации [5]. В таких условиях стандартное увеличение закачки воды может усиливать перетоки по высокопроницаемым зонам и лишь ускорять рост water cut, не обеспечивая вовлечения в работу слабодренируемых областей.

Переход от геологической модели к гидродинамической должен рассматриваться как перевод пространственной интерпретации строения пласта в расчётную систему, способную воспроизводить поведение резервуара во времени. На этом этапе необходимо корректно перенести в расчётную сетку распределение коллекторских свойств, параметров анизотропии, насыщенности и неоднородности, задать PVT-свойства и кривые относительных фазовых проницаемостей, а затем согласовать модель с фактической историей разработки [1], [2], [3]. Именно history matching позволяет убедиться, что модель воспроизводит не только добычу нефти, но и динамику обводнённости, реакцию на закачку и перераспределение потоков внутри неоднородного пласта.

Без адаптации по истории разработки цифровая модель остаётся формальной конструкцией, малопригодной для выбора инженерных решений. Для объектов с высокой степенью неоднородности калибровка модели должна выполняться особенно осторожно: корректировка параметров допустима только в пределах, не противоречащих геологическим и петрофизическим данным. В противном случае модель может быть математически согласованной, но геологически недостоверной. Работы по Mishrif и West Qurna-1 показывают, что наиболее надёжные прогнозы получаются при совместной интерпретации данных скважин, керна, капиллярных исследований, истории добычи и результатов секторного моделирования [1], [3], [6], [7].

С практической точки зрения для неоднородных карбонатных резервуаров особый интерес представляют технологии, направленные не столько на кратковременное увеличение дебита, сколько на перераспределение потоков и повышение охвата пласта воздействием. К ним относятся методы конформанс-контроля, гелеобразующие составы, пенные и эмульсионные системы, а также мероприятия по выравниванию профиля закачки [4]. Их применение оправдано в тех случаях, когда рост обводнённости связан с наличием высокопроницаемых водопроводящих каналов и недостаточным вовлечением нефтенасыщенных интервалов в фильтрационный процесс. Анализ сравнительных сценариев повышения добычи показывает, что устойчивый технологический эффект достигается не при максимизации текущих отборов, а при улучшении sweep efficiency и более полном использовании объёма пласта [1], [4], [8].

Следовательно, выбор технологии повышения нефтеотдачи должен опираться на систему критериев: соответствие характера воздействия структуре неоднородности, влияние на снижение обводнённости, способность вовлекать в дренирование ранее неохваченные зоны, устойчивость эффекта во времени и согласованность с результатами моделирования. Для объектов типа Mishrif применение усреднённых универсальных решений малоэффективно. Гораздо более оправдан адресный подход, при котором каждому интервалу или зоне резервуара соответствует собственный набор мероприятий, основанный на локальном анализе геологии, промысловой динамики и остаточной нефтенасыщенности [2], [3], [5], [6].

Заключение

Таким образом, повышение коэффициента нефтеизвлечения в неоднородных карбонатных коллекторах требует не отдельного технологического решения, а последовательной интеграции геологического анализа, петрофизической интерпретации, промысловой диагностики и гидродинамического моделирования. Для резервуаров типа Mishrif на месторождении West Qurna наибольшую значимость имеют: детальное учётное описание неоднородности, корректная оценка остаточной нефти, адаптация модели по истории разработки и адресное применение методов ограничения водопритока и регулирования фильтрационных потоков. Такой подход позволяет не только повысить достоверность прогноза, но и обосновать практические решения, направленные на снижение water cut, повышение охвата пласта вытеснением и вовлечение в разработку ранее слабодренируемых зон [1–8].

Литература:

1. Naser S. J., Farman G. M. Optimizing Water Injection Performance by Using Sector Modeling of the Mishrif Formation in West Qurna-1 Oil Field, Southern Iraq // Iraqi Geological Journal. 2021. Vol. 54, No. 2D. P. 73–91. DOI: 10.46717/igj.54.2D.5Ms-2021–10–24.
2. Al-Dujaili A. N., Shabani M., Al-Jawad M. S. Effect of Heterogeneity on Recovery Factor for Carbonate Reservoirs: A Case Study for Mishrif Formation in West Qurna Oilfield, Southern Iraq // Iraqi Journal of Chemical and Petroleum Engineering. 2023. Vol. 24, No. 3. P. 103–111. DOI: 10.31699/IJCPE.2023.3.10.
3. Al-Ali A. J. H. Improved Carbonate Reservoir Characterisation: A Case Study from the Mid-Cretaceous Mishrif Reservoir in the Giant West Qurna/1 Oilfield, Southern Iraq: PhD Thesis. Heriot-Watt University, 2023.
4. Sagbana P. I., Abushaikha A. S. A Comprehensive Review of the Chemical-Based Conformance Control Methods in Oil Reservoirs // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2021. Vol. 11. P. 2233–2257. DOI: 10.1007/s13202–021–01158–6.
5. Abdullah R. A., Al-Jorany K., Mohsin F., Imad A., Abdulrazaq M. Edge Water Breakthrough in Each of the Major Zones within Mishrif Reservoir in West Qurna Phase 1 // Journal of Petroleum Research and Studies. 2018. Vol. 8, No. 3. P. 79–96. DOI: 10.52716/jprs.v8i3.253.
6. Al-Dujaili A. N., Shabani M., Al-Jawad M. S. Characterization of Flow Units, Rock and Pore Types for Mishrif Reservoir in West Qurna Oilfield, Southern Iraq by Using Lithofacies Data // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2021. Vol. 11. P. 4005–4018. DOI: 10.1007/s13202–021–01298–9.
7. Hendi F. K., Handhal A. M. Interpretation of Petrophysical Properties in Reservoir Rock Using Capillary Pressure Data of the Mishrif Formation in West Qurna Oilfield, Southern Iraq // Iraqi Geological Journal. 2023. Vol. 56, No. 1E. DOI: 10.46717/igj.56.1E.5ms-2023–5–15.
8. Farman G. M., Farouk A. K., Alhaleem A. A. Comparative Study between Different Oil Production Enhancement Scenarios in an Iraqi Tight Oil Reservoir // Iraqi Journal of Chemical and Petroleum Engineering. 2023. Vol. 24, No. 2. P. 97–105. DOI: 10.31699/IJCPE.2023.2.11.