Экспериментальное подтверждение методов повышения нефтеотдачи на месторождении Насирия

В данной статье представлена программа ключевых лабораторных исследований, необходимых для экспериментального подтверждения прогнозной модели повышения нефтеотдачи пластов на месторождении Насирия (Ирак, меловая формация Мишриф). Ранее выполненное численное моделирование показало, что закачка фракционированного природного газа, обогащенного компонентами C3–C4 (сжиженные углеводородные газы), способна обеспечить смешение, вытеснение нефти при пластовых условиях: P = 25 МПа, T = 95 °C. Однако для перехода от прогнозных расчетов к технологически обоснованному решению требуется комплексная экспериментальная верификация. Предлагаемая программа включает три взаимосвязанных блока: 1) PVT-исследования пластовой нефти – верификация термодинамических свойств, калибровка уравнения состояния Пенга – Робинсона и определение факторов набухания при контакте с газовыми агентами; 2) определение минимального давления смешиваемости методом slim-tube для сырого попутного газа, обогащенной смеси (60 % C1 + 40 % C3–C4) и сжиженных углеводородных газов; 3) фильтрационные эксперименты на керновых образцах формации Мишриф – сравнение непрерывной газовой закачки и водогазового воздействия. Ожидаемые результаты позволяют калибровать гидродинамическую модель, обосновать выбор оптимального газового агента и режима закачки, а также подготовить технико-экономическое обоснование для промышленного внедрения технологии на месторождении Насирия и аналогичных карбонатных коллекторах Южного Ирака.

1. Shaker N., Al-Mayyahi H.K., Al-Malikee H.S. Variation of saturation pressure values in Mishrif and Zubair reservoirs in Rumaila oilfield, Southern Iraq // Iraqi Geological Journal. 2020. Vol. 53. Iss. 1E. P. 16–31. https://doi.org/10.46717/igj.53.1E.2Ry-2020-07-02.

2. Abdulameer H.A., Hamd-Allah Dr.S. Reservoir model and production strategy of Mishrif reservoir – Nasiriyah oil field, Southern Iraq // Journal of Petroleum Research and Studies. 2020. Vol. 10. Iss. 3. P. 54–85. https://doi.org/10.52716/jprs.v10i3.330.

3. Al-Mudhafar W.J., Rao D.N., Srinivasan S. Reservoir sensitivity analysis for heterogeneity and anisotropy effects quantification through the cyclic CO₂-Assisted Gravity Drainage EOR process – a case study from South Rumaila oil field // Fuel. 2018. Vol. 221. P. 455–468. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.02.121.

4. Mohammed A., Velledits F. Microfacies impacts on reservoir heterogeneity of early cretaceous Yamama carbonate reservoir in South Iraq // Scientific Reports. 2024. Vol. 14. P. 24184. https://doi.org/10.1038/s41598-024-74640-w.

5. Hussain M., Boukadi F., Hu Z., Adjei D. Optimizing oil recovery: a sector model study of CO₂-water-alternating-gas and continuous injection technologies // Processes. 2025. Vol. 13. Iss. 3. P. 700. https://doi.org/10.3390/pr13030700.

6. Rabeeah R.H., Al-Jawad M.S. Assessment of minimum miscibility pressure for CO₂ injection by an enhanced Peng-Robinson equation of state using different approaches. A case study for an Iraqi oil field // Journal of Engineering. 2025. Vol. 31. Iss. 7. Р. 221–232. https://doi.org/10.31026/j.eng.2025.07.12.

7. Zhang K., Gu Y. Two different technical criteria for determining the minimum miscibility pressures (MMPs) from the slim-tube and coreflood tests // Fuel. 2015. Vol. 161. P. 146–156. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2015.08.039.

8. Fan G., Zhao Y., Zhang X., Li Y., Chen H. Research on minimum miscible pressure between crude oil and supercritical carbon dioxide system in ultra-low permeability reservoir by the long-slim-tube experiment method // Frontiers in Earth Science. 2021. Vol. 9. Р. 694729. https://doi.org/10.3389/feart.2021.694729.

9. Masalmeh S., Farzaneh S.A., Sohrabi M., Ataei M.S., Alshuaibi M. A systematic experimental study to understand the performance and efficiency of gas injection in carbonate reservoirs // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2023. Vol. 26. Iss. 4. P. 1159–1174. https://doi.org/10.2118/200057-PA.

10. Kumar J., Agrawal P., Draoui E. A case study on miscible and immiscible gas-injection pilots in a Middle East carbonate reservoir in an offshore environment // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2017. Vol. 20. Iss. 1. P. 19–29. https://doi.org/10.2118/181758-PA.

11. Телков А.П. Теория и практика газовых методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 2005. 380 с.

12. Wei C., Li Z., Yang J., Liu S., Gao Y. A comprehensive performance evaluation methodology for miscible gas flooding: a case study in a giant carbonate reservoir in Middle East // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. Vol. 215. Р. 110668. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110668.

13. Tan Y., Li Q., Xu L., Ghaffar A., Zhou X., Li P. A critical review of carbon dioxide enhanced oil recovery in carbonate reservoirs // Fuel. 2022. Vol. 328. Р. 125256. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.125256.

14. Rasul I.F., Hamoudi M.R., Yaqoob A.Y., Ahmad K., Abdurahman N.A., Mohammed A.S. Application of multi-criteria decision analysis (TOPSIS) for screening enhanced oil recovery methods: a case study of Iraqi reservoirs // Journal of Petroleum Geology. 2025. Vol. 48. Iss. 3. Р. 857–868. https://doi.org/10.1111/jpg.70063.

15. Khanifar A., Zoveidavianpoor M. Core flooding application in EOR WAG implementation: the impact of asphaltene precipitation and deposition // Innovations in Enhanced and Improved Oil Recovery – New Advances / M. Zoveidavianpoor, 2024. https://doi.org/10.5772/intechopen.1004196.

16. Al-Mudhafar W.J. Bringing CO₂-EOR in Iraqi oil reservoirs: a review of the challenges and current trends // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2023. Vol. 13. P. 607–620. https://doi.org/10.1007/s13202-022-01563-3.

17. Zhang K., Jia N., Zeng F., Li S., Liu L. A review of experimental methods for determining the oil–gas minimum miscibility pressures // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 183. Р. 106366. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106366.

18. Ungar F., Ahitan S., Worthing S., Abedini A., Uleberg K., Yang T. A new fluidics method to determine minimum miscibility pressure // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2022. Vol. 208. Р. 109415.

19. Abdurrahman M., Permadi A.K., Arsad A., Rahman A.F.A., Bae W., Husna U.Z., et al. Minimum CO₂ miscibility pressure evaluation using interfacial tension (IFT) and slim-tube hybrid tests // ACS Omega. 2023. Vol. 8. Iss. 9. Р. 8703–8711. https://doi.org/10.1021/acsomega.2c08085.

20. Wang L., He Y., Wang Q., Liu M., Jin X. Multiphase flow characteristics and EOR mechanism of immiscible CO₂ water-alternating-gas injection after continuous CO₂ injection: a micro-scale visual investigation // Fuel. 2020. Vol. 282. Р. 118689. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.118689.

21. Almobarak M., Wu Z., Zhou D., Fan K., Liu Y., Xie Q. A review of chemical-assisted minimum miscibility pressure reduction in CO₂ injection for enhanced oil recovery // Petroleum. 2021. Vol. 7. Iss. 3. Р. 245–253. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2021.01.001.

22. He C., Mu L., Xu A., Zhao L., He J., Zhang A., et al. Phase behavior and miscible mechanism in the displacement of crude oil with associated sour gas // Oil and Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies nouvelles. 2019. Vol. 74. Р. 54. https://doi.org/10.2516/ogst/2019024.