Determination of the Optimal Injection Ratio of Fluids in Water-Gas Influence

Abstract


Unconventional reserves are increasing every year, and the classical development of fields with such reserves is becoming less effective, therefore, the application of enhanced oil recovery methods is highly relevant at the present time. This paper presents a method for increasing oil recovery through water-gas influence. There are two types of water-gas influence: alternating water and gas injection and simultaneous injection. This work focuses on alternating water and gas injection. The process involves the sequential injection of gas followed by water. This method is widely implemented, and experience in conducting such operations has already been accumulated. The goal was to identify scenarios that could cover the realistically possible conditions for the application of water-gas influence and to find the optimally effective ratio of water and gas injection. The parameters for ranking included reservoir permeability, reservoir compartmentalization, the development system with various well designs and spacing between wells, as well as various volumes of injected agents (water, gas).Multivariate calculations were carried out on a sectoral hydrodynamic model (E300). Since experiments on miscibility conditions were not conducted, it was assumed that oil displacement during water-gas influence occurred without gas mixing with oil. Based on the processing of the entire dataset (more than 10,000 calculations), a database of development systems with various input geological and physical characteristics was formed, where dependencies for cumulative oil production were obtained at different volumes of water and gas injection. The effect of water-gas influence is noticeable with reservoir permeability greater than 20 mD. The effective water and gas injection ratio should ensure that the liquid withdrawal compensation is above 100%, both for water and gas injection.

Full Text

6

About the authors

N. V Leushin

Tyumen State University

A. P Shevelev

Tyumen State University

A. Y Gilmanov

Tyumen State University

References

  1. Зацепин, В.В. Основные вопросы применения и классификации технологий водогазового воздействия / В.В. Зацепин, Р.А. Максутов // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 12. – С. 16–21.
  2. Максутов, Р.А. Классификация технологий водогазового воздействия / Р.А. Максутов, В.В. Зацепин // Технологии ТЭК. – 2007. – № 1. – С. 42–45.
  3. Рузин, Л.М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика): учеб. пособие / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк. – Ухта, 2014. – С. 127.
  4. Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Часть 2. Исследование довытеснения модели нефти водогазовыми смесями после заводнения / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров, В.П. Телков [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2006. – № 3. – С. 48–51.
  5. Казаков, К.В. Технология интенсификации водогазового воздействия на низкопроницаемых коллекторах / К.В. Казаков, К.А. Бравичев // Вестник ЦКР Роснедра. – 2014. – № 6. – С. 46–51.
  6. РД 39Р-05753520-1125-94. Руководство по применению технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты. – Томск: ТомскНИПИнефть, 1994. – 82 с.
  7. РД 39-9-151-79. Руководство по проектированию и применению метода заводнения с газоводяными смесями. – Тюмень: СибНИИНП, 1979. – С. 141.
  8. Лысенко, В.Д. Проблемы разработки залежи нефти при газовом заводнении и чередующейся закачке воды и газа / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. – 2007. – № 2. – С. 4–15.
  9. Зацепин, В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействии с закачкой водогазовой смеси в пласт / В.В. Зацепин // Нефтепромысловое дело. – 2007. – № 1. – С. 10–13.
  10. Егоров, Ю.А. Газовые методы – новая технология увеличения нефтеотдачи пластов / Ю.А. Егоров // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 11. – С. 24–27.
  11. Анализ международного опыта закачки углекислого газа в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений / К.А. Заякин [и др.] // Недропользование. – 2023. – Т. 23, № 2. – С. 71–76. doi: 10.15593/2712-8008/2023.2.3
  12. Анализ реализации водогазового воздействия на нефтяные пласты первоочередного опытного участка Самотлорского месторождения / А.С. Трофимов [и др.] // Перспективы применения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов: сб. науч. тр. – М.: ВНИИ, 1989. – С. 60–64.
  13. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения / Е.П. Ефремов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 12. – С. 36–40.
  14. Иванишин, В.С. Об эффективности создания газоводяной репрессии на Битковском месторождении / В.С. Иванишин, Ж.И. Карнаушевская, Е.И. Лискевич // Нефтяное хозяйство. – 1975. – № 2. – С. 35–38.
  15. Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении / Р.Х. Муслимов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2004. – № 6. – С. 23–31.
  16. Водогазовое воздействие на Новогоднем месторождении / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, В.В. Левочкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 12. – С. 40–43.
  17. Муслимов, Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов / Р.Х. Муслимов. – Казань: Изд-во КГУ, 1999. – С. 280.
  18. Эффективность применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи и перераспределения фильтрационных потоков / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров [и др.] // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 42–52. doi: 10.15593/2224-9923/2016.18.5
  19. Дизайн водогазового воздействия: пути достижения смешиваемости, инструменты и методы анализа, оценка эффективности / Т.А. Поспелова, А.В. Кобяшев, П.А. Гужиков, А.С. Васильев [и др.] // Society of Petroleum Engineers. – 2019. – 16 с. doi: 10.2118/196758-MS
  20. Валеев, А.С. Планирование параметров водогазового воздействия / А.С. Валеев, А.П. Шевелев // Society of Petroleum Engineers. – 2017. – 11 с. doi: 10.2118/187843-MS
  21. Гончарова, О.Р. Повышение эффективности разработки газонефтяных (нефтегазовых) залежей на основе подбора оптимальных проектных решений для месторождений пермского края / О.Р. Гончарова, С.В. Козлов // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20, № 1. – С. 88–100. doi: 10.15593/2224-9923/2020.1.8
  22. Лискевич, Е.И. Экспериментальные исследования процесса комбинированного вытеснения нефти водой и газом : дис. канд. техн. наук : 05.15.06 / Евгений Иванович Лискевич. – Ивано-Франковск, 1974. – 151 с..
  23. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению / В.И. Крючков, Р.Р. Ибатуллин, Г.В. Романов, Р.З. Сахабутдинов // Интервал. – 2002. – № 6. – С. 46–50.
  24. Рублев, А.Б. Моделирование работы залежи с применением метода материального баланса / А.Б. Рублев, К.М. Федоров, А.П. Шевелев // Нефть и газ. – 2011. – № 5. – С. 33.
  25. Compositional modeling with formation damage to investigate the effects of CO2–CH4 water alternating gas (WAG) on performance of coupled enhanced oil recovery and geological carbon storage / J. Cho, B. Min, S. Kwon, G. Park, K.S. Lee // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – No. 205. – P. 108795. doi: 10.1016/j.petrol.2021.108795
  26. Оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения при вытеснении нефти попутным нефтяным газом для условий месторождений Восточной Сибири / А.В. Кобяшев, А.А. Пятков, В.А. Захаренко [и др.] // Экспозиция нефть газ. – 2021. – № 83. – С. 35. doi: 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38
  27. A Comprehensive Review of the Oil Flow Mechanism and Numerical Simulations in Shale Oil Reservoirs / Z. Li, Z. Lei, W. Shen, D.A. Martyushev, X. Hu // Energies. – 2023. – No. 16 (8). – P. 3516. doi: 10.3390/en16083516
  28. Проектирование смешивающегося водогазового воздействия с учетом обогащения газа на промысле / К.М. Федоров, Т.А. Поспелова, А.В. Кобяшев, А.С. Васильев, В.А. Захаренко [и др.] // Газовая промышленность. – 2019. – № 12 (794). – С. 46–52.
  29. Регулирование водогазового воздействия на пласт / С.В. Гусев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1990. – № 6. – С. 146.
  30. Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению / Крючков В.И. [и др.] // Интервал. – 2002. – № 6. – С. 46–50.
  31. Wang, Q. Oil production performance and reservoir damage distribution of miscible CO2 soaking-alternating-gas (CO2-SAG) flooding in low permeability heterogeneous sandstone reservoirs / Q. Wang, J. Shen, P. Lorinczi // Journal of Petroleum Science and Engineering – 2021. – No. 204. – P. 108741. doi: 10.1016/j.petrol.2021.108741
  32. Саsе аnаlysis оn hydrосаrbоn аltеrnаtivе gаs misсiblе flооding in РuBеi оil fiеld / G. Рing, W. Zhоnglin, T. Guаngtiаn, Y. Kаilеi, L. Bin, L. Yukаi, Z. Mаоlin // SРЕ 80487. doi: 10.2118/80487-MS
  33. Кокорев, В.И. Разработка технологии борьбы с гидратами при осуществлении водогазового воздействия / В.И. Кокорев // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 2. – С. 42–47.
  34. Christensen, J.R. Review of WAG Field Experience / J.R. Christensen, E.H. Stenby, A. Skauge // SPE. – 2001. – No. 2. – P. 97–106. doi: 10.2118/71203-PA
  35. Killough, J.E. Reservoir Simulation with History-Dependent Saturation Functions / J.E. Killough // SPE. – 1976. – No. 16 (01). – P. 37–48. doi: 10.2118/5106-PA
  36. Shahverdi, H. Modelling of Cyclic Hysteresis of Three-Phase Relative Permeability during WaterAlternating-Gas (WAG) Injection / H. Shahverdi, M. Sohrabi // SPE. – 2013. – No. 7. – P. 5232–5253. doi: 10.2118/166526-MS
  37. Carlson, F.M. Simulation of Relative Permeability Hysteresis to the Non-wetting Phase / F.M. Carlson // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – 1981. – P. 10157.
  38. Петраков, А.М. О достоверности экспериментального определения коэффициентов вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия / А.М. Петраков, Ю.А. Егоров, Т.Л. Ненартович // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 100–102.
  39. Deep learning-based pore network generation: Numerical insights into pore geometry effects on microstructural fluid flow behaviors of unconventional resources / B.-E. Guo, N. Xiao, D. Martyushev, Z. Zhao // Energy. – 2024. – No. 294. – P. 130990. doi: 10.1016/j.energy.2024.130990
  40. Effect of chemicals on the phase and viscosity behavior of water in oil emulsions / M. Shafiei, Y. Kazemzadeh, D.A. Martyushev, Z. Dai, M. Riazi // Scientific Reports. – 2023. – No. 13. – P. 4100. doi: 10.1038/s41598-023-31379-0
  41. Developing features of the near-bottomhole zones in productive formations at fields with high gas saturation of formation oil / V.I. Galkin, D.A. Martyushev, I.N. Ponomareva, I.A. Chernykh // Journal of Mining Institute. – 2021. – Vol. 249. – P. 386–392. doi: 10.31897/PMI.2021.3.7
  42. Moradpour, N. Experimental analysis of hybrid low salinity water alternating gas injection and the underlying mechanisms in carbonates / N. Moradpour, P. Pourafshary, D. Zivar. // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – No. 202. – P. 108562. doi: 10.1016/j.petrol.2021.108562
  43. Experimental verification of the effects of three metal oxide nanoparticles on mass transfer at gas-liquid interface // L. Wang, Z. Li, T. Lu, F. Lai // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – No. 211. – P. 110122. doi: 10.1016/j.petrol.2022.110122
  44. Holmgren, C.R. Effect of Free Gas Saturation on Oil Recovery by Water Flooding / C.R. Holmgren, R.A. Morse // SPE. – 1951. – Vol. 192. – P. 135–140. doi: 10.2118/951135-G
  45. Мищенко, И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа / И.Т. Мищенко. – М., 2008. – 295 с.

Statistics

Views

Abstract - 15

PDF (Russian) - 3

PDF (English) - 3

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2025 Leushin N.V., Shevelev A.P., Gilmanov A.Y.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies