КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ОЦЕНКЕ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ В ТРЕЩИНОВАТО-ПОРИСТЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
Боковая панель статьи
Основное содержимое статьи
Аннотация
В статье представлен комплексный подход к количественной оценке коэффициента вытеснения нефти водой (КВНВ) в трещиновато-пористых карбонатных коллекторах на основе многофакторного анализа. Рассмотрены геолого-физические и технологические параметры, определяющие эффективность процессов заводнения в рифовых и депрессионных типах карбонатных пород. Предложены усовершенствованные регрессионные модели, связывающие КВНВ с коэффициентом пористости, промывки пласта, неоднородностью и водонасыщенностью. Выполнена статистическая обработка данных по 21 месторождению Бухаро-Хивинского региона, построены корреляционные матрицы и проведена верификация результатов на промысловых объектах Северный Уртабулак и Кукдумалак. Установлено, что коэффициент промывки пласта оказывает доминирующее влияние на значение КВНВ. Полученные зависимости могут быть использованы для прогнозирования показателей вытеснения нефти и оптимизации систем поддержания пластового давления в условиях двойной пористости.
Downloads
Информация о статье
Выпуск
Раздел
This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Условия массовой лицензии
(Для Open Journal Systems (OJS))
-
Авторское право:
Авторское право на опубликованную статью остается за автором(ами). В то же время после публикации статья распространяется на платформе OJS под лицензией Creative Commons (CC BY). -
Тип лицензии:
Данная статья распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0). Это означает, что пользователи могут использовать статью на следующих условиях:- Копирование и распространение: Текст статьи или его части могут свободно распространяться.
- Цитирование и анализ: Части статьи могут использоваться для цитирования.
- Свободное использование: Статья может быть свободно использована для научных и образовательных целей.
- Указание авторства: Пользователи обязаны правильно указывать авторство и ссылаться на оригинальный источник.
-
Коммерческое использование:
Использование статьи в коммерческих целях разрешено, однако необходимо указание авторства и ссылки на источник. -
Изменение документа:
Текст или содержание статьи могут быть изменены или переработаны, при условии, что это не наносит вреда авторству. -
Ограничение ответственности:
Автор(ы) несут ответственность за точность информации, содержащейся в статье. Редакция платформы не несет ответственности за любой ущерб, возникший в результате использования данной информации. -
Обязательства при публичном использовании:
Содержание статьи должно использоваться только в соответствии с законодательными и этическими нормами. Незаконное использование строго запрещено.
Примечание:
Данные условия лицензии направлены на обеспечение прозрачности и открытости использования материалов. Принимая эти условия, вы соглашаетесь на переработку и распространение содержания статьи в соответствии с условиями лицензии Creative Commons.
Ссылка: Creative Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0)
Как цитировать
Список литературы
[1] Агзамов, А. Х., Султонов, Н. Н., Жураев, Э. И., & Асадова, Х. Б. (2024). Оценка степени влияния геологических и технологических факторов... Цифровые технологии в промышленности, 2(4), 116–124.
[2] Асадова, Х. Б., & Султонов, Н. Н. (2021). Применение современных методов интенсификации добычи углеводородов. International Engineering Journal, 6(6), 1–3.
[3] Султонов, Н. Н. (2024). Многофакторный анализ коэффициента вытеснения нефти водой. Нефтяное хозяйство, (3), 45–49. DOI: https://doi.org/10.70769/3030-3214.SRT.3.2.2025.13
[4] Султонов, Н. Н. (2025). Влияние типа карбонатных коллекторов... (Дисс. PhD). Ташкент.
[5] Ahmed, T., & McKinney, P. (2019). Advanced reservoir engineering. Gulf Professional Publishing.
[6] Craft, B., & Hawkins, M. (2020). Applied petroleum reservoir engineering. Englewood Cliffs, NJ: Prentice Hall.
[7] Kazemi, H., et al. (2018). Fluid flow in fractured porous media. SPE Journal, 23(4), 1012–1024.
[8] Li, K., & Firoozabadi, A. (2021). Modeling of two-phase flow in fractured systems. Journal of Petroleum Science and Engineering, 197, 108–115.
[9] Yortsos, Y. C. (2020). Displacement processes in naturally fractured reservoirs. Advances in Water Resources.
[10] Трушина, И., & Ганиев, Р. (2023). Многофакторный анализ фильтрационно-ёмкостных свойств карбонатных коллекторов. Геология нефти и газа, (4), 62–69.
[11] Назаров, Б., & Муртазаев, А. (2022). Анализ влияния неоднородности на КИН. Вестник нефтегазовой науки, (6), 38–45.
[12] Xu, T., & Zhang, D. (2022). Multiphase flow behavior in dual-porosity reservoirs. Energy Reports, 8, 1210–1224.
[13] Кожанов, В. Г. (2021). Оптимизация систем ППД для карбонатных месторождений. Проблемы нефти и газа, (2), 77–84.
[14] Локшин, В. А., & Дьячков, С. И. (2022). Цифровое моделирование процессов заводнения. Москва: Недра.
[15] Society of Petroleum Engineers. (2023). SPE Technical Paper 204115: Improving waterflooding efficiency in fractured reservoirs.