2588-0101 Вестник Евразийской науки The Eurasian Scientific Journal ООО «Издательство «Мир науки» https://esj.today/90NZVN224.html О применении закачки диоксида углерода как метода добычи на месторождении Шэнгли (Китай) On the application of carbon dioxide injection as an production method at the Shengli oil field (China) Тчаро Хоноре Тчаро Хоноре Tcharo Honore honoretcharo@yahoo.com Ван Цзяньин Ван Цзяньин Wang Jianying 1032228271@rudn.ru Чжан Сюй Чжан Сюй Zhang Xu 1032228895@rudn.ru Ба Синьюй Ба Синьюй Ba Xinyu 1032228270@rudn.ru ФГАОУ ВО «Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы» (Москва, Россия) Peoples’ Friendship University of Russia named after Patrice Lumumba (Moscow, Russia) 03 05 2024 2024 16 2 90NZVN224 12 03 2024 23 04 2024 2024 Тчаро Хоноре, Ван Цзяньин, Чжан Сюй, Ба Синьюй Tcharo Honore, Wang Jianying, Zhang Xu, Ba Xinyu CC BY 4.0 https://esj.today/90NZVN224.html

Нефтяное месторождение Шэнгли является вторым по величине нефтяным месторождением в Китае, и его добыча ведется непрерывно в течение десятилетий. Однако с увеличением добычи на нефтяном месторождении Шэнгли также возникают некоторые проблемы, такие как низкий коэффициент нефтеотдачи и возрастающая сложность эксплуатации скважин. Учитывая сложные геологические условия месторождения Шэнгли, необходимо применять специальные методы для повышения нефтеотдачи. Закачка газа актуальна для разработки многих месторождений в Китае и оказывает заметное влияние на разработку низкопроницаемых коллекторов. В данной статье рассматривается применение технологии закачки диоксида углерода на коллекторах с низкой и сверхнизкой проницаемостью на нефтяном месторождении Шэнгли. Данный метод добычи был применен на блоке Gao 89-1, в частности, на группе скважин Fan 142-7-X4, с коллектором сверхнизкой проницаемости при закачке в пласт большого количества углекислого газа. Геологические параметры пласта были благоприятны для использования диоксида углерода, и коэффициент извлечения нефти по блоку Gao 89-1 составил 15,8 %, коэффициент извлечения нефти по центральным скважинам — 18,6 %, увеличение коэффициента нефтеотдачи — 9,7 %. Установлено, что геологическое строение нефтяного месторождения Шенгли также благоприятно для хранения некоторого объема закачанного углекислого газа. Общий объем геологического хранилища месторождения составляет до 472 миллионов тонн углекислого газа. Были рассмотрены и другие методы добычи нефти, применяемые на месторождении Шенгли, такие как паровое заводнение, полимерное заводнение, заводнение поверхностно-активными веществами, технология многокомпонентной эксплуатации, микробный метод повышения нефтеотдачи в пласте. Использование диоксида углерода снижает вредное воздействие выбросов парниковых газов. Для повышения эффективности закачки диоксида углерода предлагается дальнейшее развитие цифровых технологий на месторождении Шэнгли с использованием больших данных, технологий контроля промышленного оборудования через интернет, искусственного интеллекта и других подобных технологий для достижения мониторинга в режиме реального времени и интеллектуальной оптимизации процессов добычи нефти при закачке диоксида углерода.

Shengli Oilfield is the second largest oil field in China and has been producing continuously for decades. However, with the increase of production, Shengli Oil field also is facing some challenges, such as low recovery rate and increasing difficulty of well exploitation. Based on the complex geological conditions of Shengli Oil field, it is necessary to adopt specific methods to enhance oil recovery. Gas injection is relevant to the development of many fields in China and has a huge impact on the development of low-permeability reservoirs. This paper discusses the application of carbon dioxide injection technology on low and ultra-low permeability reservoirs of Shengli Oil field. This production method was applied in block Gao 89-1, particularly for Fan 142-7-X4 well group, with ultra-low permeability reservoir by injecting large amount of carbon dioxide into the reservoir. Geological parameters of the reservoir were favorable for the use of carbone dioxide and the overall block Gao 89-1 recovery efficiency was 15,8 %, recovery efficiency for central wells — 18,6 %, enhanced oil recovery factor — 9,7 %. It was found that the geological structure of the Shengli oil field is also favorable for the storage of some volume of the injected carbon dioxide. The total volume of geological storage of the field is up to 472 million tons of carbone dioxide. Other oil recovery methods applied at Shengli oil field such as Steam flooding, Polymer Flooding, Surfactant Flooding, Multi-combination exploiting technique, In-Situ Microbial Enhanced Oil Recovery were examined. The use of carbon dioxide reduces the harmful impact of greenhouse gas emissions. In order to increase the efficiency of gas injection, it is propose to further develop digital at Shengli oil field with the use of Big Data, Internet of Things, Artificial Intelligence, and other similar technologies to achieve real-time monitoring and intelligent optimization of oil production processes with carbon dioxide injection.

 Ключевые слова месторождение Шэнгли закачка углекислого газа методы увеличения нефтеотдачи добыча нефти низкопроницаемый коллектор Keywords Shengli oilfield carbon dioxide flooding enhanced oil recovery oil recovery low permeable reservoir Горбылева Я.А., Тчаро Х. Экспериментальные исследования влияния длины камеры смешения на характеристику жидкостно-газового эжектора при инжекции выхлопных газов для реализации водогазового воздействия на пласт // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. Научно-исследовательский проектный институт нефти и газа "НефтеГаз". — 2023. — С. 144–155. Горбылева Я.А., Тчаро Х. Применение технологии водогазового воздействия для утилизации выхлопных газов и снижения выбросов СО2 // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. Научно-исследовательский проектный институт нефти и газа "НефтеГаз". — 2022. — С. 28–36. Горбылева Я.А. О технологиях закачки выхлопных (дымовых) газов для извлечения нефти / Я.А. Горбылева // Вестник Евразийской науки. — 2021. — URL: https://esj.today/PDF/08SAVN421.pdf. Adukwu O., Odloak D., Junior F.K. Gas-lifted systems: A hands-on tutorial on modelling and analysis // Franklin Open. — 2023. — DOI: https://doi.org/10.1016/j.fraope.2023.100036. Garrouch A.A., Al-Dousari M.M., Al-Sarraf Z.A pragmatic approach for optimizing gas lift operations // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. — 2020. — URL: https://doi.org/10.1007/s13202-019-0733-7. Malozyomov B.V., Martyushev N.V., Kukartsev V.V., Tynchenko V.S., Bukhtoyarov V.V., Wu X., Tyncheko Y.A., Kukartsev V.A. Overview of Methods for Enhanced Oil Recovery from Conventional and Unconventional Reservoirs // Energies. — 2023. — DOI: https://doi.org/10.3390/en16134907. Nguyen T. Gas Lift. In Artificial Lift Methods: Design, Practices, and Applications // Springer Nature Switzerland AG. — 2020. — P. 41–44. — DOI: https://doi.org/10.1007/978-3-030-40720-9_2. Hu B. Characterizing gas-lift instabilities / Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics Norwegian University of Science and Technology Trondheim // Norway, — 2004 — P. 1–4. — URL: http://hdl.handle.net/11250/239283. Ceri J. Vincent, Niels E. Poulsen, Zeng Rongshu, Dai Shifeng, Li Mingyuan, Ding Guosheng. Evaluation of carbon dioxide storage potential for the Bohai Basin, north-east China // International Journal of Greenhouse Gas Contrda. — 2011. — P. 598–603. — DOI: https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2010.05.004. Sun H. Application of pilot test for well pattern adjusting heterogeneous combination flooding after polymer flooding case of Zhongyiqu Ng3 block, Gudao oilfield // Petroleum Geology and Recovery Efficiency. — 2014. — P. 1–4. — DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2014.02.001. Xie H. Study of Development Effect Evaluation System in Shengli Tight Reservoir // China University of Petroleum (East China). — 2016. — P. 7–56. — URL: https://kns.cnki.net/KCMS/detail/detail.aspx?dbname=CMFD201801&filename=1018703198.nh. Cao X.L., Lyu G.Z., Wang J., Zhang D., Ren M. Present situation and further research direction of CO2 flooding technology in Shengli Oilfield // Reservoir Evaluation and Development. — 2020. — P. 51–59. — DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2020.03.008. Yang Y. Research and application of CO2 flooding technology in extra-low permeability reservoirs of Shengli Oilfield // Petroleum Geology and Recovery Efficiency. — 2020. — P. 11–19. DOI: 10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.2020.01.002. Zhang L., Wang S., Zhang L., Ren S., Guo Q. Assessment of CO2 EOR and its geo-storage potential in mature oil reservoirs, Shengli Oilfield, China // Petroleum Exploration and Development. — 2009. — P. 737–742. Alhosani A., Scanziani A., Lin Q., Raeini A.Q., Bijeljic B., Blunt M.J. Pore-scale mechanisms of CO2 storage in oilfields // Scientific Reports. — 2020. — DOI: https://doi.org/10.1038/s41598-020-65416-z. Vincent C.J., Zeng R., Chen W., Ding G., Li M., Dai Sh., Poulsen N.E. A geological storage option for CO2 in the Bohaiwan Basin, East China // Energy Procedia. — 2011. — P. 4641–4647. — DOI: https://doi.org/10.1016/j.egypro.2011.02.424. Zhou W. Research and Practice of CO2 Flooding Technology in Ultra-low Permeability Reservoir of XX Oilfield // GESD 2021 E3S Web of Conferences. — 2021. — DOI: https://doi.org/10.1051/e3sconf/202132901037. He Q., Xiong G., Hang F., Ren P., Lin L. Study on the current development technology and strategies of low-permeability reservoirs in Shengli Oilfield // Journal of Qingyuan Polytechnic. — 2015. — P. 68–69. Zhang D.Y. CO2 flooding technology and its application prospects in Shengli Oilfield // Oil Field Ground Engineering. — 2010. — P. 50–52. — DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1006-6896.2010.05.027. He H., Hu X., Zhuang Y., Liu P., Ma Y., Wu W., Han Y., Fang C. Study and application of injection-production parameter optimization for CO2 flooding in low-permeability reservoirs: A case study of Block A in Shengli Oilfield // Petroleum Geology and Recovery Efficiency. — 2023. — DOI: https://doi.org/10.13673/j.cnki.cn37-1359/te.202207019. Cui C., Yan D., Yao T., Wang J., Zhang Ch., Wu Zh. Prediction method of migration law and gas channeling time of CO2 flooding front: A case study of G 89-1 Block in Shengli Oilfield // Petroleum Reservoir Evaluation and Development. — 2022. — DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2022.05.005. Li Y., Li H., Yan Y., Yu W., Wang J. Study on Well Test Interpretation in Carbon Dioxide Flooding Wells of Fan 142 Block, Shengli Oilfield // Oil and gas field exploration and development. — 2019. — DOI: 10.26914/c.cnkihy.2019.050331. Cao Y., Liu D., Zhang Zh., Wang Sh., Wang Q., Xia Dg. Steam channeling control in the steam flooding of super heavy oil reservoirs, Shengli Oilfield // Petroleum Exploration and Development. — 2012. — P. 785–790. — DOI: https://doi.org/10.1016/S1876-3804(12)601050. Gao C., Shi J., Zhao F. Successful polymer flooding and surfactant-polymer flooding projects at Shengli Oilfield from 1992 to 2012 // Journal Petroleum Exploration and Production Technology. — 2014. — DOI: https://doi.org/10.1007/s13202-013-0069-7. Sun Ch., Guo H., Li Y., Song K. Recent Advances of Surfactant-Polymer (SP) Flooding Enhanced Oil Recovery Field Tests in China // Geofluids. — 2020. — P. 1–16. — URL: https://doi.org/10.1155/2020/8286706. Tao L., Li Zh., Bi Y., Li B., Zhang J. Multi-combination exploiting technique of ultra-heavy oil reservoirs with deep and thin layers in Shengli Oilfield // Petroleum Exploration and Development. — 2010. — P. 732–736. — DOI: https://doi.org/10.1016/S1876-3804(11)60007-4. Yue M., Zhu W., Song Zh., Long Y., Song H. Study on distribution of reservoir endogenous microbe and oil displacement mechanism // Saudi Journal of Biological Sciences. — 2017. — P. 263–267. — DOI: https://doi.org/10.1016/j.sjbs.2016.09.014.