Ключевые слова: водогазовое воздействие, повышение нефтеотдачи пластов, трудноизвлекаемые запасы нефти, неуглеводородные газы, углекислый газ, азот, дымовые газы, смешиваемое вытеснение, несмешиваемое вытеснение, асфальтеновые отложения, коррозионные риски, критерии применимости, ранжирование технологических решений.
Разработка трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) нефти становится одной из ключевых инженерных задач зрелых нефтегазовых месторождений. По мере роста обводненности, снижения пластового давления и вовлечения низкопроницаемых, высоконеоднородных и высоковязких объектов классическое заводнение все чаще перестает обеспечивать требуемый прирост коэффициента извлечения нефти (КИН). В этих условиях возрастает интерес к комбинированным методам повышения нефтеотдачи, в которых вытеснение водой сочетается с газовым воздействием.
Водогазовое воздействие (ВГВ, WAG) рассматривается как технология, сочетающая преимущества газового и водного вытеснения. Газовая фаза способствует набуханию нефти, снижению ее вязкости и межфазного натяжения, что повышает микроскопическую эффективность вытеснения. В свою очередь, закачка воды позволяет контролировать подвижность газового фронта, улучшает охват пласта воздействием и снижает риск раннего прорыва газа по высокопроницаемым интервалам. Благодаря такому сочетанию механизмов ВГВ представляет особый интерес для разработки ТрИЗ, характеризующихся низкой подвижностью нефти, выраженной неоднородностью коллекторов и высокой чувствительностью к режимам закачки [9, 10].
При этом выбор типа неуглеводородного газа нельзя считать формальной процедурой. Углекислый газ (CO2) обладает высокой растворимостью в нефти и при давлениях, превышающих минимальное давление смешиваемости (МДС), способен обеспечивать значительный прирост нефтеотдачи. Азот (N2) является более доступным и экономичным газом, однако для достижения условий смешиваемого вытеснения требует существенно более высоких давлений. Поэтому на практике азот чаще применяется в качестве агента для поддержания пластового давления и несмешиваемого вытеснения. Дымовые газы занимают промежуточное положение: они могут быть экономически привлекательными, но их состав нестабилен, а присутствие CO2, O2, NOx, SOx и воды повышает требования к коррозионному контролю и подготовке газа.
Научно-практическое противоречие заключается в том, что, несмотря на доказанный потенциал водогазового воздействия с использованием CO2, N2 и дымовых газов для повышения нефтеотдачи, отсутствие унифицированных критериев применимости и отбора объектов приводит к риску внедрения технологии в условиях, где ее эффективность существенно снижается вследствие геолого-физических, гидродинамических и технологических ограничений. К числу таких ограничений относятся выпадение асфальтенов, коррозионные процессы, ранний прорыв газа по высокопроницаемым интервалам, неблагоприятное распределение потоков в пласте, а также недостаточность системы мониторинга и контроля разработки.
Целью исследования является разработка критериального подхода к предварительной оценке применимости водогазового воздействия с использованием неуглеводородных газов при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. В работе выполнен анализ технологических механизмов ВГВ с CO2, N2 и дымовыми газами, рассмотрены факторы, определяющие эффективность процесса, а также предложена система критериев, учитывающая условия смешиваемости, соотношение подвижностей фаз, неоднородность пласта, риски выпадения асфальтенов и коррозионных осложнений, доступность источника газа и возможности промыслового мониторинга.
На основе выделенных критериев разработан интегральный индекс применимости ВГВ, позволяющий проводить предварительный отбор объектов и режимов реализации технологии. Дополнительно сформирована матрица выбора газового агента и предложен алгоритм инженерной оценки перспективности применения ВГВ на ранних стадиях проектирования до выполнения детального композиционного моделирования.
Анализ современного состояния исследований в области ВГВ при разработке ТрИЗ
За последние годы сформировался значительный массив исследований, посвященных механизмам водогазового воздействия, вопросам смешиваемого и несмешиваемого вытеснения, оптимизации режимов закачки, выбору газового агента и оценке технологических рисков при реализации ВГВ.
Результаты промысловых и пилотных проектов свидетельствуют о том, что ВГВ способно обеспечить дополнительное увеличение нефтеотдачи за счет сочетания высокой микроскопической эффективности вытеснения и улучшенного охвата пласта воздействием. По данным опубликованных исследований, дополнительный прирост коэффициента извлечения нефти при реализации ВГВ нередко составляет 5–10 % от начальных геологических запасов нефти, а в отдельных случаях может быть выше [10]. Вместе с тем достижение такого эффекта не является гарантированным, поскольку результативность технологии определяется пластовым давлением, свойствами нефти, степенью геологической неоднородности, параметрами закачки и эффективностью промыслового мониторинга.
В современных исследованиях ВГВ с применением CO2 рассматривается как технология, сочетающая задачи повышения нефтеотдачи с долговременным удержанием части закачанного CO2 в пласте. Согласно результатам лабораторных экспериментов и численного моделирования, непрерывная закачка CO2 обеспечивает высокую эффективность вытеснения нефти, но повышает риск раннего прорыва газа. Чередование закачки воды и газа позволяет улучшить охват пласта, стабилизировать продвижение фронта вытеснения и увеличить объем удерживаемого в пласте CO2 [15, 19].
Существенное внимание в исследованиях ВГВ уделяется технологическим осложнениям, способным снижать эффективность процесса. Для CO2-характерных технологий к числу наиболее значимых рисков относятся выпадение асфальтенов, изменение смачиваемости породы, частичная блокировка порового пространства и связанное с этим ухудшение фильтрационно-емкостных свойств коллектора [7, 9]. Дополнительным ограничивающим фактором являются коррозионные процессы, возникающие при контакте CO2 с водной фазой. Даже при закачке осушенного газа остаточная вода в пласте и промысловом оборудовании может приводить к образованию коррозионно-активной среды, содержащей угольную кислоту [22]. В связи с этим оценка перспективности применения ВГВ должна учитывать не только ожидаемый прирост КИН, но и технологические риски, способные ограничить эффективность и экономическую целесообразность внедрения технологии.
Среди современных направлений развития ВГВ особое внимание уделяется гибридным CO2-технологиям, включая закачку карбонатной воды, которые рассматриваются как способ одновременного повышения нефтеотдачи и увеличения времени удержания CO2 в пласте [12]. Для неоднородных коллекторов перспективными считаются пено- и полимер-ассистированные модификации ВГВ (FAWAG), обеспечивающие снижение подвижности газовой фазы и повышение устойчивости фронта вытеснения [20, 23].
По результатам анализа работ [5–7, 9, 10, 15, 17, 20, 22, 23] предложена систематизация рассмотренных неуглеводородных газов и модификаций ВГВ по механизму действия, области рационального применения и технологическим ограничениям (таблица 1).
ТАБЛИЦА 1. Сравнительная характеристика неуглеводородных газов для реализации ВГВ
Результаты российских экспериментальных исследований и гидродинамического моделирования подтверждают необходимость адаптации параметров ВГВ к конкретным геолого-физическим условиям объекта. Эффективность технологии в значительной степени определяется выбором газосодержания водогазовой смеси, продолжительности циклов и режима закачки, которые должны обосновываться данными фильтрационных экспериментов и композиционного моделирования [3–6, 13]. При этом накопленный опыт применения методов увеличения нефтеотдачи показывает, что технологические ограничения связаны не только со свойствами закачиваемого агента, но и с особенностями геологического строения залежи, режимом эксплуатации и возможностями промыслового мониторинга [14, 16, 18].
Таким образом, анализ современного состояния исследований показывает, что эффективность использования ВГВ определяется многофакторным влиянием геологических, термодинамических и технологических условий, что исключает возможность универсального подхода к его применению. В этой связи актуальной задачей является формирование критериальной модели предварительной оценки применимости ВГВ и разработка интегрального показателя, позволяющего учитывать ключевые ограничения и риски технологии.
Нормативное регулирование технологии ВГВ в РФ
В российской практике ВГВ рассматривается как элемент технологической системы разработки месторождения и не может быть ограничено только лабораторной стадией исследований.
В соответствии с ГОСТ Р 53710-2009, устанавливающим требования к проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, технологические решения, включая методы увеличения нефтеотдачи, подлежат обязательному технико-экономическому и технологическому обоснованию в составе проектной документации [1]. В этой связи применение ВГВ должно увязываться с проектными показателями разработки, включая динамику нефтеотдачи, обводненность, пластовое давление и режимы работы добывающих и нагнетательных скважин.
Действующие «Правила разработки месторождений углеводородного сырья», регламентируют требования к контролю технологических показателей разработки, допустимым отклонениям и организации системы мониторинга [2]. Для ВГВ это означает необходимость формирования расширенной программы контроля, включающей наблюдение за профилем приемистости, газовым фактором, пластовым давлением, составом продукции, а также коррозионным состоянием и возможным ухудшением фильтрационно-емкостных свойств пласта.
При этом нормативная база не содержит универсальных критериев выбора между CO2, N2 и дымовыми газами, а также не регламентирует режимы реализации ВГВ на уровне предварительного отбора объектов.
Таким образом, существует методический разрыв между общими проектными требованиями к обоснованию разработки и задачей ранжирования и выбора рациональных режимов ВГВ. Предлагаемая в работе модель направлена на восполнение этого разрыва: она не заменяет проектную документацию, но позволяет на стадии предварительного анализа исключать заведомо неэффективные или технологически неустойчивые варианты до этапов детального моделирования и опытно-промышленных испытаний.
Критериальный подход к оценке применимости ВГВ с неуглеводородными газами
Ключевым условием устойчивости водогазового воздействия является обеспечение баланса между микроскопической эффективностью вытеснения и макроскопическим охватом пласта. При высокой подвижности газовой фазы возрастает риск ее раннего прорыва, тогда как при выраженной геологической неоднородности фильтрационный поток концентрируется в высокопроницаемых интервалах, что приводит к каналированию и снижению объемной вовлеченности пласта.
В этой связи определяющим параметром устойчивости процесса является соотношение M подвижностей вытесняющей и вытесняемой фаз (коэффициент подвижности)
, (1)
где krg и kro – относительные проницаемости газовой и нефтяной фаз; μg и μo – вязкости газа и нефти соответственно.
При M > 1 формируется неустойчивый фронт вытеснения, что обусловливает необходимость использования циклического ВГВ, пенообразующих систем и методов выравнивания профиля приемистости.
Для предварительного сравнения альтернатив водогазового воздействия предлагается использовать индекс применимости IWAG. В отличие от традиционной классификации по типу газового агента, этот индекс объединяет физические, геолого-физические и технологические ограничения в единую интегральную шкалу. Такой подход особенно важен для трудноизвлекаемых запасов нефти, поскольку технологическая применимость ВГВ определяется не отдельным фактором, а совокупностью условий, включая пластовое давление, вязкость нефти, степень геологической неоднородности, состав пластового флюида и возможности промыслового мониторинга.
Индекс применимости k-го варианта ВГВ
, (2)
где Ci,k – нормированная оценка соответствия варианта i-му критерию (0 ≤ Ci,k ≤ 1); wi – вес критерия.
Мультипликативная форма выбрана исходя из предположения, что критическое ограничение по отдельному параметру, например по асфальтеновому риску или коррозионной активности, не может быть компенсировано положительными значениями других критериев.
Индекс применимости k-го варианта ВГВ
, (2)
где Ci,k – нормированная оценка соответствия варианта i-му критерию (0 ≤ Ci,k ≤ 1); wi – вес критерия.
Мультипликативная форма выбрана исходя из предположения, что критическое ограничение по отдельному параметру, например по асфальтеновому риску или коррозионной активности, не может быть компенсировано положительными значениями других критериев.
В развернутом виде индекс применимости k-го варианта ВГВ
(3)
В развернутой форме критерии отражают следующие параметры: CM – соотношение подвижностей; CP – достижение условий смешиваемости или требуемого давления закачки; CG – доступность и стабильность газового агента; CA – асфальтеновый риск; Ccor – коррозионный риск; CH – геологическую неоднородность и связанный с ней риск прорыва газа; Cmon – достаточность системы промыслового мониторинга.
Нормированные значения критериев Ci задаются в диапазоне от 0 до 1, где 0 соответствует полной непригодности рассматриваемого режима по данному фактору, а 1 – наиболее благоприятным условиям его реализации. Значения определяются на основе результатов PVT-исследований, лабораторных испытаний, гидродинамического моделирования, геолого-промысловых данных и экспертной оценки.
На основе обобщения литературных данных по механизмам и ограничениям ВГВ с CO2, N2, дымовыми газами и технологии FAWAG [7–9, 10, 11, 13, 15, 20, 22] сформирована формализованная характеристика указанных критериев и приведена их интерпретация в рамках оценки применимости ВГВ с неуглеводородными газами (таблица 2).
ТАБЛИЦА 2. Система критериев и их оценки для расчета индекса применимости ВГВ с неуглеводородными газами
Дополнительно может использоваться индекс ограничивающих рисков Rlim,k, формируемый на основе нормированных частных оценок рисков ri,k.
(4)
Этот показатель не является альтернативой индексу IWAG, однако позволяет идентифицировать доминирующий ограничивающий фактор, приводящий к снижению применимости технологии, включая асфальтеновые отложения, коррозионные процессы, риск прорыва газа или недостаточность системы промыслового мониторинга.
В таблице 3 представлены критерии, определяющие применимость ВГВ с неуглеводородными газами, на основе анализа и обобщения литературных данных, представленных в работах [5–10, 14, 15, 17, 20, 22, 23].
ТАБЛИЦА 3. Количественные показатели и ограничения, учитываемые при оценке применимости ВГВ с неуглеводородными газами
Приведенные в таблице 3 показатели носят ориентировочный характер и предназначены для предварительной оценки применимости ВГВ. При проектировании конкретного объекта значения критериев должны уточняться по результатам исследований термобарических свойств пластовых флюидов (PVT-исследования), фильтрационных экспериментов на керновом материале и гидродинамического моделирования.
Их анализ показывает, что эффективность технологии не может оцениваться исключительно по ожидаемому приросту нефтеотдачи. Наряду с факторами, способствующими повышению коэффициента извлечения нефти, существенное влияние на результат оказывают технологические ограничения и риски, связанные с возможным ухудшением фильтрационно-емкостных свойств пласта, коррозионным воздействием на оборудование и снижением управляемости процесса.
Таким образом, разработанная система критериев и интегральный индекс применимости IWAG формируют основу для формализованной оценки вариантов ВГВ с неуглеводородными газами. Полученные зависимости позволяют учитывать совокупность геолого-физических и технологических факторов при предварительном выборе режима воздействия. Разработанный подход формирует основу для последующей апробации предложенного индекса применимости IWAG на модельных и промысловых данных.
Критериальный подход к оценке применимости ВГВ с неуглеводородными газами
Для верификации внутренней логики предложенной модели рассмотрены три типовых сценария, отражающие характерные условия реализации ВГВ. Эти сценарии не подменяют промысловую валидацию, композиционное моделирование или опытно-промышленные испытания, а используются как упрощенные инженерные ситуации, позволяющие продемонстрировать принцип ранжирования вариантов водогазового воздействия на предпроектной стадии.
В базовом варианте расчета весовые коэффициенты приняты равными для критериев CM, CP, CG, CA, Ccor, CH, Cmon, за исключением случаев, когда отдельный риск является доминирующим и требует экспертной корректировки весов. В практических приложениях значения весовых коэффициентов подлежат уточнению на основе экспертной оценки и данных пилотного участка.
На основе анализа работ [5–10, 15, 17, 20, 22, 23] были сформированы расчеты по предложенной критериальной модели (таблица 4).
ТАБЛИЦА 4. Ранжирование вариантов ВГВ с неуглеводородными газами по сценарным условиям с использованием индекса
Представленные индексы являются демонстрационными экспертными оценками для типовых сценариев и не могут рассматриваться как нормативные пороговые значения. При практическом применении модели на конкретном месторождении значения критериев должны определяться на основе данных PVT-исследований, керновых экспериментов, истории разработки, профиля приемистости и результатов гидродинамического моделирования.
Для обеспечения воспроизводимости сценарного ранжирования на основе критериев таблицы 2 и литературных ориентиров [5–10, 15, 17, 20, 22, 23] в таблице 5 приведены исходные нормированные оценки критериев и принятая схема весовых коэффициентов, использованные при расчете индекса IWAG. Нормированные значения находятся в диапазоне от 0 до 1 и отражают демонстрационную экспертную параметризацию типовых условий, а не результаты промысловой валидации.
ТАБЛИЦА 5. Результаты расчета индекса применимости для сценарных условий ВГВ
Вектор критериев приведен в следующей последовательности: контроль соотношения подвижностей; достижение условий смешиваемости или требуемого давления закачки; доступность газового агента; асфальтеновый риск; коррозионная устойчивость; геологическая неоднородность и охват пласта; достаточность системы промыслового мониторинга.
При проектировании конкретного объекта значения критериев и весовые коэффициенты подлежат уточнению на основе данных PVT-исследований, керновых экспериментов, гидродинамического моделирования и промысловой статистики.
Анализ первого сценария показывает, что ВГВ с CO2 характеризуется наибольшим значением индекса применимости при условии достижения смешиваемости и контролируемого уровня технологических осложнений. В случае если давление начала выпадения асфальтенов находится в рабочем диапазоне, высокий потенциал CO2 трансформируется в технологический риск, что приводит к снижению интегральной оценки за счет критерия СA.
Во втором сценарии преимущество смещается в сторону ВГВ с N2. Полученный результат не свидетельствует о более высокой эффективности азота по механизму вытеснения по сравнению с CO2, а отражает ограниченность применения CO2 при дефиците источника газа и высоких пластовых давлениях. В этих условиях азот может рассматриваться как более устойчивый вариант для поддержания пластового давления и организации пилотного режима. Таким образом, наблюдается различие между физическим потенциалом газового агента и его инженерной применимостью в конкретных геолого-технологических условиях.
Третий сценарий показывает, что для зрелых неоднородных коллекторов ключевым ограничивающим фактором становится не состав газового агента, а снижение макроскопического охвата пласта. В таких условиях стандартный ВГВ с CO2 требует дополнительной оптимизации, включающей регулирование профиля приемистости, применение пенных систем, изменение длительности циклов закачки и перераспределение объемов закачки между скважинами.
Для снижения риска исключительно экспертной интерпретации предложенный критериальный подход дополнительно сопоставлен с опубликованным кейсом Sumatera Light Oilfield. В работе [8] ВГВ с CO2 рассматривался как несмешиваемый процесс для трех вариантов соотношения CO2 – вода: 1:1, 2:1 и 1:2. Расчеты выполнялись с использованием программных комплексов CMG WINPROP и GEM, что делает этот кейс репрезентативным для проверки логики предварительного выбора режимов ВГВ. В этом случае сопоставляются не абстрактные типы газовых агентов, а технологические режимы с различным соотношением газовой и водной фаз.
В рамках настоящего исследования этот пример используется не для проверки согласованности универсальных пороговых значений индекса IWAG, а как независимое литературное сопоставление логики принятия инженерных решений. При корректной постановке критериев подвижности, поддержания давления и охвата модель должна ранжировать варианты ВГВ таким образом, чтобы предпочтение отдавалось режимам, обеспечивающим устойчивость фронта вытеснения и минимизацию риска раннего прорыва газовой фазы, а не максимизацию объема закачиваемого газа.
По опубликованным результатам численного моделирования ВГВ с CO2 [8] составлена таблица 6.
ТАБЛИЦА 6. Сопоставление результатов по Sumatera Light Oilfield [8] с критериальным подходом индекса IWAG
Сопоставление с опубликованным кейсом показывает, что предложенный индекс не может рассматриваться как замена гидродинамического моделирования и должен использоваться в качестве предварительного выбора режимного решения. В приведенном примере более высокий результат обусловлен не максимальной долей CO2, а оптимальным соотношением газовой и водной фаз, обеспечивающим более устойчивый режим вытеснения. Таким образом, при выборе режима ВГВ необходимо учитывать не только потенциальную смешиваемость, но и управляемость фронта вытеснения, пластовое давление, соотношение подвижностей и риск раннего прорыва газовой фазы.
Для обобщения результатов сценарного анализа и сопоставления с известными данными построена инженерная карта выбора режима ВГВ (рисунок 1). Карта отражает положение основных вариантов водогазового воздействия в координатах ожидаемого технологического эффекта и уровня операционного риска. Такой подход позволяет визуализировать область рационального применения различных газовых агентов и определить случаи, в которых высокий потенциал нефтеотдачи сопровождается повышенными требованиями к контролю технологических осложнений.
РИСУНОК 1. Инженерная карта выбора режима ВГВ по соотношению технологического эффекта и операционного риска
Предлагаемый критериальный подход используется в качестве предварительного этапа перед проведением детального гидродинамического моделирования. На первом шаге формируется исходная информационная база, включающая PVT-данные, характеристики нефти и газа, фильтрационно-емкостные свойства коллектора, показатели геологической неоднородности, текущую обводненность, газовый фактор и состояние фонда скважин. Далее выполняется проверка нормативно-проектной допустимости изменения системы разработки и формируется набор рассматриваемых режимов, включая ВГВ с CO2, ВГВ с N2, ВГВ с дымовыми газами, FAWAG и их комбинации.
На следующем этапе выполняется оценка ограничивающих критериев. В случае недостижимости MДС CO2 рассматривается как несмешиваемый агент. При попадании давления начала выпадения асфальтенов в рабочий диапазон режим ВГВ с CO2 требует дополнительной лабораторной верификации и разработки компенсирующих мероприятий. При наличии системы CO2 – вода дополнительно оценивается коррозионная устойчивость оборудования. После нормирования критериев рассчитывается индекс IWAG и выполняется ранжирование рассматриваемых схем закачки.
Предложенный алгоритм (рисунок 2) не заменяет гидродинамическое моделирование, однако позволяет на предварительной стадии исключить заведомо неустойчивые технологические решения. Это особенно важно для ТрИЗ, где некорректный выбор газового агента может приводить не только к снижению нефтеотдачи, но и к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пласта и осложнениям в эксплуатации фонда скважин.
РИСУНОК 2. Алгоритм предварительной оценки применимости ВГВ с неуглеводородными газами на основе критерия IWAG
Полученные результаты свидетельствуют о том, что ВГВ с неуглеводородными газами следует рассматривать не как универсальный метод повышения нефтеотдачи, а как технологический режим с ограниченной областью применимости. Углекислый газ CO2 характеризуется наибольшим физико-химическим потенциалом вытеснения, однако одновременно предъявляет повышенные требования к PVT-анализу, контролю асфальтеновых отложений и коррозионной защите оборудования. Азот N2 является более технологически простым агентом поддержания давления, однако его эффективность ограничена при высоковязкой нефти и недостижимости условий смешиваемости. Дымовые газы занимают промежуточное положение, при этом требуют стабилизации состава и дополнительной подготовки перед закачкой.
Преимущество предложенного критерия IWAG заключается в том, что он позволяет учитывать не только ожидаемый прирост КИН, но и причины потенциальной неэффективности технологии. При значении одного или нескольких критериев, близком к нулю (например, отсутствие источника газа или недостаточность коррозионной защиты), высокий потенциал вытеснения не должен автоматически интерпретироваться как основание для внедрения технологии.
Вместе с тем предложенный подход имеет ограничения. Индекс IWAG не заменяет фазовое моделирование, расчет давления смешиваемости, лабораторные исследования на керновом материале, композиционное гидродинамическое моделирование, анализ промышленной безопасности и экономическую оценку. Его основное назначение заключается в предварительном ранжировании режимов и формировании требований к исходным данным на стадии подготовки пилотного проекта. Дальнейшее развитие подхода может быть связано с калибровкой весовых коэффициентов на основе базы промысловых проектов ВГВ, а также с расширением модели за счет включения экономических показателей, углеродного следа и вероятностной оценки рисков.
Заключение
Проведенный анализ показал, что применение ВГВ с неуглеводородными газами при разработке ТРИЗ требует перехода от качественного описания агентов к формализованной оценке их применимости с учетом смешиваемости, подвижности фаз, неоднородности пласта, асфальтено-коррозионных рисков и возможностей мониторинга.
Предложен индекс IWAG, позволяющий на предпроектной стадии выполнять сравнительную оценку и ранжирование режимов ВГВ с CO2, ВГВ с N2, дымогазовых и комбинированных технологий. Мультипликативная структура индекса отражает критический характер ограничивающих факторов, не компенсируемых преимуществами по другим критериям.
Сценарный анализ и сопоставление с промысловым кейсом подтвердили корректность предложенного подхода и показали, что выбор режима определяется не максимизацией доли газа, а балансом между эффективностью вытеснения и технологическими ограничениями. Предложенный подход может использоваться как инструмент предварительного отбора вариантов ВГВ до этапа детального гидродинамического моделирования.
1. ГОСТ Р 53710-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. – Введ. 2010-07-01. – Москва : Стандартинформ, 2010. – 53 с.
2. Приказ Минприроды России, Роснедр от 17.03.2025 № 110/02 «Об утверждении Правил разработки месторождений углеводородного сырья».
3. Вафин Т.Р. Совершенствование технологий водогазового воздействия на пласт на нестационарном режиме: дис. … канд. техн. наук. – Бугульма, 2016. – 122 с.
4. Зацепин В.В. Технологические основы водогазового воздействия на пласты с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых коллекторах: дис. … докт. техн. наук. – Бугульма, 2017. – 354 с.
5. Андреева А.И., Афанасьев А.А. Сравнение оптимальных режимов водогазового воздействия в рамках одномерной и двумерной постановок задачи фильтрации // Вычислительная механика сплошных сред. 2022. Т. 15. № 3. С. 253–262. DOI: 10.7242/1999-6691/2022.15.3.19.
6. Дроздов Н.А. Фильтрационные исследования на кернах и насыпных моделях Уренгойского месторождения для определения эффективности водогазового воздействия на пласт при извлечении конденсата из низконапорных коллекторов и нефти из нефтяных оторочек // Записки Горного института. 2022. Т. 257. С. 783–794. DOI: 10.31897/PMI.2022.71.
7. Abdulsada J. A., Chen H., Wei B., Zhang D., Fan Y., Ren Y. A mini-review of water-alternating-CO2 injection process and derivations for enhanced oil recovery and CO2 storage in subsurface reservoirs // Petroleum. 2025. Vol. 11. No. 4. P. 410–421. DOI: 10.1016/j.petlm.2025.07.001.
8. Abdurrahman M., Hidayat F., Husna U. Z., Arsad A. Determination of optimum CO2 water alternating gas (CO₂-WAG) ratio in Sumatera Light Oilfield // Materials Today: Proceedings. 2021. Vol. 39. P. 970–974. DOI: 10.1016/j.matpr.2020.04.495.
9. Afzali S., Rezaei N., Zendehboudi S. A comprehensive review on Enhanced Oil Recovery by Water Alternating Gas (WAG) injection // Fuel. 2018. Vol. 227. P. 218–246. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.04.015.
10. Belazreg L., Mahmood S. M. Water alternating gas incremental recovery factor prediction and WAG pilot lessons learned // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. Vol. 10. No. 2. P. 249–269. DOI: 10.1007/s13202-019-0694-x.
11. Bui D., Nguyen S., Ampomah W., Acheampong S. A., Hama A., Amosu A., Koray A.-M., Appiah Kubi E. A Comparison of Water Flooding and CO2-EOR Strategies for the Optimization of Oil Recovery: A Case Study of a Highly Heterogeneous Sandstone Formation // Gases. 2025. Vol. 5. No. 1. Article 1. DOI: 10.3390/gases5010001.
12. Chen K., Zhang J.-R., Xu S.-Y., Yin M.-Z., Zhang Y., Zhao Y.-C., Song Y.-C. Review of carbonated water injection as a promising technology to enhance oil recovery in the petroleum industry: challenges and prospects // Petroleum Science. 2024. Vol. 21. No. 6. P. 4100–4118. DOI: 10.1016/j.petsci.2024.07.009.
13. Cherepovitsyn A., Fedoseev S., Tsvetkov P., Sidorova K., Kraslawski A. Potential of Russian Regions to Implement CO₂-Enhanced Oil Recovery // Energies. 2018. Vol. 11. Article 1528. DOI: 10.3390/en11061528.
14. Ding S., Wen F., Wang N. Multi-objective optimization of CO2 enhanced oil recovery and storage processes in low permeability reservoirs // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2022. Vol. 121. Article 103802. DOI: 10.1016/j.ijggc.2022.103802.
15. Hussain M. et al. Optimizing Oil Recovery: A Sector Model Study of CO2-Water-Alternating-Gas and Continuous Injection Technologies // Processes. 2025. Vol. 13. No. 3. Article 700. DOI: 10.3390/pr13030700.
16. Li D., Saraji S., Jiao Z. An experimental study of CO2 injection strategies for enhanced oil recovery and geological sequestration in a fractured tight sandstone reservoir // Geoenergy Science and Engineering. 2023. Vol. 230. Article 212166. DOI: 10.1016/j.geoen.2023.212166.
17. Liu Y., Fu M. The Difference in Damage to Low-Permeability Reservoirs by Different Injection Methods of CO2 Flooding // Processes. 2023. Vol. 11. No. 12. Article 3260. DOI: 10.3390/pr11123260.
18. Muggeridge A. et al. Recovery rates, enhanced oil recovery and technological limits // Philosophical Transactions of the Royal Society A. 2014. Vol. 372. Article 20120320. DOI: 10.1098/rsta.2012.0320.
19. Rawat A. et al. Experimental analysis of sequential water alternating CO2 gas injection for enhancing oil recovery in X-field sandstone reservoir of Cambay basin // Scientific Reports. 2025. Vol. 15. Article 21238. DOI: 10.1038/s41598-025-01746-0.
20. Ribeiro J. A. E., Oliveira J. A. C., Oliveira L. M. et al. Technological advances and operational challenges of the FAWAG (Foam-Assisted Water Alternating Gas) method in enhanced oil recovery: a comprehensive review of principles, applications and future perspectives // Geoenergy Science and Engineering. 2026. Vol. 257. Article 214206. DOI: 10.1016/j.geoen.2025.214206.
21. Shafiei M., Rahmanifard H., Ghasemi M., Rezaei N. A comprehensive review direct methods to overcome the limitations of gas injection during the EOR process // Scientific Reports. 2024. Vol. 14. Article 7468. DOI: 10.1038/s41598-024-58217-1.
22. Wang Z. M., Song G.-L., Zhang J. Corrosion Control in CO2 Enhanced Oil Recovery From a Perspective of Multiphase Fluids // Frontiers in Materials. 2019. Vol. 6. Article 272. DOI: 10.3389/fmats.2019.00272.
23. Yegane M. M. et al. Polymer-Assisted-Water-Alternating Gas for Improved CO2 EOR in Carbonate Cores // EAGE Annual Conference & Exhibition. 2023. DOI: 10.3997/2214-4609.202331048.
