21II Международная научно-практическая конференция УДК 004 942
Дувакин Константин Борисович,
Магистрант Зейгман Юрий Вениаминович Доктор технических наук Duvakin Konstantin Borisovich,
Master
Zeigman Yurii Veniaminovich
Doctor of Technical Sciences Уфимский государственный нефтяной технический университет
Ufa state petroleum technological university
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЛИЯЮЩИХ ФАКТОРОВ НА НЕФТЕОТДАЧУ ПРИ ЧИСЛЕННОМ МОДЕЛИРОВАНИИ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
DETERMINATION OF INFLUENCE FACTORS ON OIL RECOVERY DURING NUMERICAL SIMULATION OF WATER ALTERNATING GAS
INJECTION ON THE FORMATION
Аннотация: С уменьшением дебитов нефти на месторождении и увеличении потребления энергии, начинают применять методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов для извлечения оставшейся нефти после применения первичных и вторичных способов добычи нефти, такие как заводнение и закачка газа. Также ни один проект разработки месторождения не обходится без численного моделирования процессов, протекающих в пласте. В данной работе рассмотрены факторы, которые влияют на нефтеотдачу при моделировании процесса водогазового воздействия.
Abstract: With a decrease in oil production rates at the field and an increase in energy consumption, oil recovery methods (EOR) of the reservoirs are beginning to be used to extract the remaining oil after applying primary and secondary methods of oil production, such as water flooding and gas injection. Also, no field development project is complete without numerical simulation of processes occurring in the reservoir. In this paper, factors that affect oil recovery in modeling the process of water-gas exposure are considered.
Ключевые слова: Численное моделирование, водогазовое воздействие, попеременная закачка воды и газа, метод увеличения нефтеотдачи, коэффициент извлечения нефти.
Научные междисциплинарные исследования
Keywords: Numerical simulation, water-gas effect, water alternating gas injection, enhanced oil recovery, recovery factor.
На текущий момент средний КИН около 35%. Это означает, что оставшейся нефти в пласте остается больше в полтора раза от извлеченной. Повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) на 10% принесло бы, в текущей ситуации, около 2 млрд. тонн дополнительной нефти.
Поочередная закачка воды и газа это одна из технологий МУН. В последние годы данная технология получила возрастающий интерес как метод дополнительной добычи нефти по всему миру. Дополнительное преимущество метода заключается в том, что он позволяет использовать газ, добываемый на месторождении как вытесняющий агент.
Попеременная закачка воды и газа на нефтяных месторождениях показала повышение КИНа от 5% до 10% в сравнении с обычной закачкой воды или газа. Однако применение этой технологии сдерживается комплексностью процесса попеременной закачки, а также сложностью количественной оценки ожидаемой производительности до запуска трудоемких и дорогостоящих технических исследований.
Данная работа ставит перед собой задачу определить, как параметры пласта, свойства пластовых флюидов и сам процесс закачки влияют на коэффициент извлечения нефти. Для определения этого будет использоваться численное моделирование пласта с постоянными и переменными параметрами, которые могут повлиять на процесс вытеснения. Переменными параметрами будут являться проницаемость по латерали, вертикальная сегрегация, плотность нефти и газа, вязкость воды, соотношение закачки воды к газу, а также длительность цикла попеременной закачки.
Коэффициент извлечения и механизм водогазового воздействия.
Общий коэффициент извлечения нефти (КИН) любого вторичного или третичного метода извлечения нефти является комбинацией трех отдельных
II Международная научно-практическая конференция коэффициентов эффективности, который определяется через следующее обобщенное выражение:
КИН=Квыт * К охвг Кохвв,
где Квыт - коэффициент вытеснения нефти, (0-1);
Кохвг - коэффициент охвата вытеснением по латерали, (0-1);
Кохвв - коэффициент охвата вытеснением по вертикали, (0-1).
Общий коэффициент извлечения зависит от множества факторов, включая подвижность флюидов, схемы закачки, неоднородности по площади и по вертикали, степень гравитационной сегрегации и закаченный поровый объем. Коэффициент дополнительного извлечения нефти при помощи WAG является результатом увеличения эффективности вытеснения и объемной охвата вытеснением из-за уменьшения остаточной нефтенасыщенности и повышения эффективности как латерального, так и вертикального охвата вытеснением.
Коэффициент мобильности является важным фактором, который контролирует эффективность объемного вытеснения закачки газа с благоприятной подвижностью меньше единицы (<1). Снижение коэффициента мобильности может быть достигнуто путем увеличения вязкости газа или уменьшения относительная проницаемость по жидкости. Снижение подвижности газовой фазы может быть достигнута путем закачки воды и газа попеременно. Важно отрегулировать количество воды и газа для достижения наилучшей возможной эффективности вытеснения. Слишком много воды приведет к плохому микроскопическому вытеснению, а слишком много газа приведет к плохой вертикальному и, возможно, горизонтальному охвату вытеснением [1, с. 97].
Увеличение объема и испарение нефти в присутствии нефтяной и газовой фаз является одним из компонентов дополнительной извлечения при WAG. Улучшение нефтеотдачи при закачке газа приводит к разбуханию нефти, снижению поверхностного натяжения на границе нефть-газ, снижению вязкости нефти и извлечению легких и промежуточных углеводородов при
Научные междисциплинарные исследования несмешивающемся вытеснении до полностью смешивающего вытеснения. [2,
с. 143, 3, с. 444]
Входные данные взятые для моделирования процесса вытеснения (табл. 1).
Таблица 1.
Входные данные для моделирования
Свойства пласта Свойства флюидов
Пористость, д.ед. 0,17 Тип модели Black oil
Проницаемость по латерали, мД 5 Плотность нефти, кг/м3 820
Проницаемость по вертикали, мД 0,5 Сжимаемость нефти, 1/МПа *10-4 4,2
Размерность ячейки XY, м 100 Объемный коэффициент нефти, м3/м3 1,358
Начальная насыщенность водой, д.ед. 0,35 Газосодержание нефти, м3/м3 125
Неснижаемая насыщенность нефти по воде, д.ед. 0,25 Плотность газа, кг/м3 0,9
Начальное давление, МПа 24 Вязкость воды, сП 0,37
Глубина залегания пласта, м 2370 Сжимаемость воды, 1/МПа *10- 4 0,5
Симаемость породы, 1/МПа *10-4 0,6 Объемный коэффициент воды, м3/м3 1,014
Чувствительность к пластовым свойствам.
Многочисленные исследования показали, что проницаемость пласта является одним из основных факторов, контролирующих производительность WAG.
Влияние вертикальной неоднородности было изучено в [4, с. 1198], было получено, что отношение между коэффициентом проницаемости и степенью извлечения нефти обратно пропорциональны. Лабораторные исследования показали, что более низкий kv/kh обычно приводит к более высокому коэффициенту извлечения нефти в неоднородном коллекторе из-за доминирующей вертикальной проницаемости. Перменными параметрами были взяты проницаемость по латерали и вертикальная анизотропия пласта (табл. 2).
Таблица 2
Диапазон изменения проницаемости пласта
Переменная Минимальное значение Максимальное значение
Горизонтальная проницаемость, мД 5 200
Вертикальная анизотропия ку/ки 0,1 1
В результате моделирования несмещивающего вытеснения нефти газом и водой оказалось, что при увеличении горизонтальной проницаемости конечный КИН также увеличивается (рис. 1). Однако при одних и тех же условиях при проницаемости выше 50 мД значительной дополнительной добычи нефти не наблюдется.
Изменение вертикальной проницаемости (рис. 2) не привело к изменениям в дополнительной добыче нефти. В моделировании попеременной закачки воды с газом отношение ку/ки играет незначительную роль.
ч
<и
0,500 0,450 0,400 0,350 0,300 0,250 0,200 0,150 0,100 0,050
0,000
01.2020
5 мД 10 мД 50 мД 100 мД 150 мД 200 мД
12.2030
11.2041 Время
11.2052
10.2063
Рис. 1. Влияние горизонтальной проницаемости на КИН при
несмешивающемся вытеснении
Время
Рис. 2. Влияние вертикальной сегрегации на КИН при несмешивающемся вытеснении
Чувствительность к свойствам флюида.
Основываясь на широком разнообразии пластовых условий, были взяты разные входные параметры PVT нефти. Ниже приведены переменные PVT и используемые диапазоны этом исследовании (табл. 3).
Таблица 3
Диапазон изменения свойств пластовых флюидов
Переменная Минимальное значение Максимальное значение
Плотность нефти, кг/м3 700 900
Плотность газа, кг/м3 0,6 0,9
Вязкость воды, сП 0,2 1,0
В результате симуляции не было обнаружено влияния от изменения свойств пластовых флюидов (рис. 3-5), только незначительный рост КИН при уменьшении вязкости пластовой воды.
Время
Рис. 4. Влияние плотности нефти на КИН при несмешивающемся вытеснении
0,3
0,25 0,2 0,15 0,1 0,05
0
01.2020
12.2030
11.2041 Время
11.2052
0.6 кг/м3 0.7 кг/м3 0.8 кг/м3 0.9 кг/м3
10.2063
Рис. 5. Влияние плотности газа на КИН при несмешивающемся вытеснении
0,3
0,25 0,2
ч <и
0,15 * 0,1 0,05
0
01.2020
12.2030
11.2041 Время
11.2052
0.2 сП 0.4 сП 0.6 сП 0.8 сП 1.0 сП
10.2063
Рис. 6. Влияние вязкости воды на КИН при несмешивающемся
вытеснении
Чувствительность к параметрам ВГВ.
Размер оторочки при попеременной закачке воды и газа один из важнейших параметров проектирования этого МУН. Отношение оторочки воды к оторочке газа, как один из параметров закачки сильно влияет на механизм вытеснения в течении всего процесса [5].
Другой важный параметр - это длительность цикла попеременной закачки, который также оказывает влияние на весь процесс заводнения.
Однако в численном моделировании влияние оказал лишь параметр отношения закачки воды к газу. Но даже его эффективность оказывается максимальной при закачке агентов 1:1. Дальнейшее увеличение доли закачиваемого газа не приводит к увеличению нефтеотдачи. Результаты расчета приведены на рис. 7-8. Переменные параметры приводятся ниже (табл. 4).
Таблица 4
Диапазон изменения параметров попеременной закачки
Переменная Минимальное значение Максимальное значение
Отношение воды к газу 3:1 1:3
Длительность цикла, мес. 2 24
0,3
9 Соотношение
Время
Рис. 7. Влияние соотношения закачки воды к газу на КИН при несмешивающемся вытеснении
0,3
—•—Цикл 2
Время
Рис. 8. Влияние продолжительности цикла ВГВ на КИН при несмешивающемся вытеснении
Выводы.
По результатам численного моделирования процесса попеременной закачки воды и газа и определения влияющих параметров на этот процесс было выявлено:
1) При увеличении горизонтальной проницаемости нефтеотдача также увеличивается, но при увеличении проницаемости выше 50 мД эффект от попеременной закачки незначителен.
Научные междисциплинарные исследования
2) Свойства флюидов при численном моделировании с моделью нефти
black oil не влияют на процесс нефти.
3) Оптимальным значением закачки является отношение воды к газу 1:1.
Библиографический список:
1. Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A. Review of WAG field experience. SPE Reserv Eval Eng, 2001, vol. 4, P. 97-106. https ://doi.org/10.2118/71203 -PA (дата обращения 25.05.2020)
2. Tunio S.Q., Tunio A.H., Ghirano N.A., El Adawy Z.M. Comparison of different enhanced oil recovery techniques for better oil productivity. Int J Appl Sci Technol, 2011, vol. 5(1), P. 143-153
3. Cao M., Gu Y. Physicochemical characterization of produced oils and gases in immiscible and miscible CO2 flooding processes. Energy Fuels, 2013, vol. 27(1), P. 440-453
4. Blunt M., Fayers F.J., Orr F.M. Carbon dioxide in enhanced: oil recovery. Energy Convers Manag, 1993, vol. 34(9), P.1197-1204
5. Rogers J.D., Grigg R.B. A literature analysis of the WAG injectivity abnormalities in the CO2 process. In: Presented at SPE/DOE improved oil recovery symposium, 3-5 April, Tulsa, Oklahoma. SPE-59329-MS, 2000 https://doi.org/10.2118/59329-MS (дата обращения 21.05.2020)
