Чисельне моделювання та порівняльний аналіз стратегій підвищення нафтовилучення та геологічного зберігання CO₂ у виснаженому нафтовому покладі
DOI:
https://doi.org/10.15587/2706-5448.2025.337280Ключові слова:
підвищення нафтовилучення, геологічне зберігання CO₂, CCUS, чисельне моделювання, WAG, оптимізація, геологічна неоднорідністьАнотація
Об'єктом дослідження є процеси підвищення нафтовилучення та геологічного зберігання CO₂ у виснаженому, сильно обводненому нафтовому покладі, змодельовані за допомогою тривимірної композиційної гідродинамічної моделі. Вирішувалася ключова проблема проєктів CCUS: внутрішнє протиріччя між максимізацією видобутку нафти та оптимізацією обсягу й безпеки довгострокового зберігання CO₂. Досліджувався вибір операційної стратегії, яка б дозволила збалансувати ці цілі в умовах високої геологічної неоднорідності та ризику раннього прориву газу.
Встановлено, що стратегія «закачування – виснаження» забезпечує найвищий сумарний видобуток нафти (близько 1.8 млн м³), однак є неефективною через ранній прорив газу (через ~ 2 роки). Стратегія з одночасною підтримкою тиску виявилася найбільш збалансованою: прорив газу відтерміновано на 1.5 роки, що забезпечило високу ефективність зберігання CO₂, але сумарний видобуток нафти був нижчим (близько 1.5 млн м³). Технологія поперемінного закачування води та газу (WAG) для умов даного покладу виявилася шкідливою, призвівши до аномального зростання тиску (до 824 бар) та блокування запасів нафти.
Отримані результати пояснюються фізикою процесу. Ранній прорив газу в першому сценарії зумовлений гравітаційною сегрегацією CO₂ та формуванням «гравітаційного язика». Ефективність другого сценарію пов'язана зі створенням більш стабільного фронту витіснення завдяки підтримці тиску. Повна неефективність WAG пояснюється наявністю високопроникних каналів у геологічно неоднорідному пласті, якими рухалася вода, оминаючи нафту.
Результати можуть бути використані на практиці операторами родовищ на пізній стадії розробки для обґрунтування вибору стратегії CCUS. Вони надають кількісну основу для оцінки компромісу між короткостроковими економічними вигодами (видобуток) та довгостроковими екологічними цілями (зберігання). Доведено критичну важливість детального геологічного моделювання перед застосуванням WAG, щоб уникнути значних фінансових втрат.
Посилання
- CCUS in clean energy transitions (2020). International Energy Agency. Available at: https://www.iea.org/reports/ccus-in-clean-energy-transitions
- Roefs, P., Moretti, M., Welkenhuysen, K., Piessens, K., Compernolle, T. (2019). CO2-enhanced oil recovery and CO2 capture and storage: An environmental economic trade-off analysis. Journal of Environmental Management, 239, 167–177. https://doi.org/10.1016/j.jenvman.2019.03.007
- Bachu, S. (2008). CO2 storage in geological media: Role, means, status and barriers to deployment. Progress in Energy and Combustion Science, 34 (2), 254–273. https://doi.org/10.1016/j.pecs.2007.10.001
- Juanes, R., Spiteri, E. J., Orr, F. M., Blunt, M. J. (2006). Impact of relative permeability hysteresis on geological CO2 storage. Water Resources Research, 42 (12). https://doi.org/10.1029/2005wr004806
- Kovscek, A. R., Cakici, M. D. (2005). Geologic storage of carbon dioxide and enhanced oil recovery. II. Cooptimization of storage and recovery. Energy Conversion and Management, 46 (11-12), 1941–1956. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2004.09.009
- Cao, C., Hou, Z., Li, Z., Pu, X., Liao, J., Wang, G. (2022). Numerical modeling for CO2 storage with impurities associated with enhanced gas recovery in depleted gas reservoirs. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 102, 104554. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2022.104554
- Rutqvist, J. (2012). The Geomechanics of CO2 Storage in Deep Sedimentary Formations. Geotechnical and Geological Engineering, 30 (3), 525–551. https://doi.org/10.1007/s10706-011-9491-0
- Rutqvist, J., Vasco, D. W., Myer, L. (2009). Coupled reservoir-geomechanical analysis of CO2 injection at In Salah, Algeria. Energy Procedia, 1 (1), 1847–1854. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2009.01.241
- Vilarrasa, V., Makhnenko, R., Gheibi, S. (2016). Geomechanical analysis of the influence of CO2 injection location on fault stability. Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 8 (6), 805–818. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2016.06.006
- Zuloaga, P., Yu, W., Miao, J., Sepehrnoori, K. (2017). Performance evaluation of CO2 Huff-n-Puff and continuous CO2 injection in tight oil reservoirs. Energy, 134, 181–192. https://doi.org/10.1016/j.energy.2017.06.028
- Alam, M. M. M., Hassan, A., Mahmoud, M., Sibaweihi, N., Patil, S. (2022). Dual Benefits of Enhanced Oil Recovery and CO2 Sequestration: The Impact of CO2 Injection Approach on Oil Recovery. Frontiers in Energy Research, 10. https://doi.org/10.3389/fenrg.2022.877212
- Carbon dioxide enhanced oil recovery (2010). National Energy Technology Laboratory. Available at: https://netl.doe.gov/sites/default/files/netl-file/NETL_CO2-EOR-Primer.pdf
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2025 Taras Petrenko, Victoriia Rubel
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.
