Data-Constrained Screening and Simulation Design of Alkali–Surfactant and Alkali–Surfactant–Polymer Flooding in the Bu-Attifel Lower Nubian Sandstone Reservoir
DOI:
https://doi.org/10.65405/6g8b6345الكلمات المفتاحية:
alkali–surfactant flooding; ASP flooding; chemical EOR; Lower Nubian Sandstone; Bu-Attifel Field; CMG–STARS; interfacial tension; adsorption; mobility control; water cut.الملخص
تختلف كفاءة الاستخلاص المعزز للنفط كيميائياً (Chemical Enhanced Oil Recovery, CEOR) من مكمن إلى آخر، وذلك لأن خفض التوتر السطحي البيني (IFT) وتكوّن الصابون والامتزاز وسلوك الأطوار والتحكم في الحركة وقابلية الحقن تتفاعل فيما بينها بصورة غير خطية. ويتميز حقل أبو الطفل بوجود أساس موثّق لنموذج المكمن تمت مواءمته تاريخياً (History-Matched Reservoir Model)، إلا أن الوصف الكيميائي لعمليات AS/ASPلم تتم معايرته بعد.
المنهجية:تحافظ هذه الدراسة على معلومات الحقل والآبار والبيانات الجيولوجية والديناميكية ومعلومات الحالة الأساسية (Base Case) الواردة في أطروحة الباحث. ويُعرَّف نظام AS بأنه استخدام القلويات بالإضافة إلى المادة الخافضة للتوتر السطحي دون إضافة البوليمر، بينما يضيف نظام ASP البوليمر بهدف التحكم في حركة السوائل وتحسين كفاءة الاجتياح.
وقد تم تطوير منهجية للفرز والتقييم (Screening Workflow) مقيّدة بالآليات الفيزيائية، بالاعتماد على مؤشرات الحالة الأساسية الموثقة والأدلة المنشورة من المكامن المماثلة. وتفصل المنهجية بشكل واضح بين البيانات المستمدة من الأطروحة، والملاحظات المستمدة من المكامن المماثلة الخارجية، والافتراضات الهندسية الجديدة .ولم يتم إعادة استخدام أي نتائج أصلية خاصة بالحقن بالبوليمر فقط على أنها نتائج لعمليات AS/ASP، كما لا تدّعي الدراسة إجراء تشغيل فعلي قابل للتنفيذ باستخدام برنامج CMG–STARS لمحاكاة عمليات .AS/ASP
النتائج:ينخفض معدل إنتاج النفط في الحالة الأساسية الموثقة من 7,136 برميل/يوم إلى 5,184 برميل/يوم خلال الفترة من 1 أ كتوبر 2021 إلى 30 سبتمبر 2031، في حين بلغت نسبة الماء (Water Cut) في النموذج المبلغ عنها عند بداية فترة التنبؤ .77.2%
وتشير نافذة الفرز الهندسي (Screening Envelope) إلى زيادة متوقعة في معامل الاستخلاص تتراوح بين 0.5–4.0 نقاط مئوية لنظام AS، وبين 1.5–7.0 نقاط مئوية لنظام.ASP وتتراوح القيم المفترضة لمعدلات إنتاج النفط في نهاية الفترة بين 5,443 و6,480 برميل/يوم لنظام AS، وبين 5,702 و7,258 برميل/يوم لنظام .ASP
وتُعد هذه القيم سيناريوهات هندسية وليست نواتج لمحاكاة CMG–STARS، أو قياسات فعلية، أو كميات احتمالية (Probabilistic Quantiles) ومن المتوقع أن يوفر نظام AS بصورة أساسية فوائد مرتبطة بتحسين الإزاحة المجهرية (Microscopic Displacement)، بينما يمكن لنظام ASP أن يضيف تحسيناً في كفاءة الاجتياح (Sweep Efficiency) من خلال التحكم في حركة السوائل بواسطة البوليمر. ومع ذلك، يرتبط نظام ASP بمخاطر أعلى تشمل زيادة الضغط، واحتجاز البوليمر، والتحلل، وعدم التوافق، وانخفاض قابلية الحقن.
الاستنتاجات:يتمثل الفرق التقني الأساسي بين النظامين ليس في التسمية الكيميائية بحد ذاتها، وإنما في آلية النقل الإضافية التي يوفرها البوليمر. ويُعد AS الخيار الأقل تعقيداً في مرحلة الفرز الأولي. أما ASP فينبغي الانتقال به إلى مراحل متقدمة فقط بعد توفر بيانات كافية حول توافق النفط/المحلول الملحي، والتوتر السطحي البين (IFT) ، وسلوك الأطوا، والامتزاز، وريولوجيا البوليمر، والاحتجاز، واختبارات الإزاحة اللبية (Coreflood)، وقابلية الحقن .(Injectivity)
وبناءً على ذلك، تمثل هذه المخطوطة دراسة شفافة ومحددة الحقل لفرز الخيارات الكيميائية وتصميم المحاكاة. أما تقديم ادعاء رقمي أصلي بمستوى بحث مناسب لمجلة Q1 فيتطلب توفير مجموعة البيانات الكيميائية المفقودة ووجود نموذج CMG–STARS موثّق وقابل للتحقق.(Verified CMG–STARS Deck)
التنزيلات
المراجع
Algamody, A.S. (2024) Modeling and simulation of polymer flooding for enhanced oil recovery: Application to Libyan case study. Master’s thesis, Libyan Academy for Postgraduate Studies, Libya. Internal source for the Bu-Attifel field description, wells, reservoir data, history match and base-case forecast (Not published yet).
Chen, F., Gu, J., Jiang, H., Yao, X. and Li, Y. (2018) ‘Laboratory evaluation and numerical simulation of the alkali–surfactant–polymer synergistic mechanism in chemical flooding’, RSC Advances, 8(47), pp. 26476–26487. doi: https://doi.org/10.1039/C8RA03454K.
Dauyltayeva, A., Mukhtarov, A., Sagandykova, D., Shakeel, M., Pourafshary, P. and Musharova, D. (2023) ‘Screening of chemicals to enhance oil recovery in a mature sandstone oilfield in Kazakhstan: Overcoming challenges of high residual oil’, Applied Sciences, 13(18), 10307. doi: https://doi.org/10.3390/app131810307.
Demin, W., Zhang, Z., Cheng, J., Yang, J., Gao, S. and Li, L. (1996) ‘Pilot test of alkaline surfactant polymer flooding in Daqing Oil Field’, paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, CO, 6–9 October. Available at: https://www.osti.gov/biblio/468162 (Accessed: 27 September 2026).
Douarche, F., Rousseau, D., Bazin, B., Tabary, R., Moreau, P. and Morvan, M. (2012) ‘Modeling chemical EOR processes: Some illustrations from lab to reservoir scale’, Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies nouvelles, 67(6), pp. 983–997. doi: https://doi.org/10.2516/ogst/2012059.
Goudarzi, A., Delshad, M. and Sepehrnoori, K. (2016) ‘A chemical EOR benchmark study of different reservoir simulators’, Computers & Geosciences, 94, pp. 96–109. doi: https://doi.org/10.1016/j.cageo.2016.06.013.
Li, Y., Kong, B., Zhang, W., Bao, X., Jin, J., Wu, X., Guo, Y., Liu, Y., Wang, Y., He, X., Zhang, H., Shen, Z. and Ou, S. (2020) ‘Field application of alkali/surfactant/polymer flood with novel mixtures of anionic/cationic surfactants for high-temperature and high-water-cut mature sandstone reservoir’, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 23(3), pp. 1093–1104. doi: https://doi.org/10.2118/195056-PA.
