Определение оптимального соотношения закачки флюидов при водогазовом воздействии

Аннотация


Трудноизвлекаемые запасы растут с каждым годом, и классическая разработка месторождений с такими запасами не так эффективна, поэтому применение методов увеличения нефтеотдачи актуально. В работе будет представлен метод увеличения нефтеотдачи как водогазовое воздействие.Классифицируют два вида водогазового воздействия: попеременная закачка воды и газа и совместная. В исследовании рассматривается попеременная закачка воды и газа. Сам процесс представляет собой порционную закачку сначала газа, затем воды.Данный метод обширно внедряется и уже накоплен опыт проведения таких мероприятий, целью было сформировать такие сценарии, чтобы в наибольшей степени охватить реально возможные условия применения водогазового воздействия и найти при этом оптимальное соотношение закачки воды и газа. Под параметры ранжирования были взяты проницаемость коллектора, расчлененность пласта, система разработки с различными конструкциями скважин и расстоянием между скважинами, а также различные объемы закачиваемого агента (вода, газ).Многовариантные расчеты проводились на секторной гидродинамической модели (Е300). Так как опыты на условие смесимости не проводились, считалось, что вытеснение нефти при водогазовом воздействии происходило без смешения газа и нефти.По результатам обработки всего массива данных (более 10 000 расчетов) была сформирована база систем разработок с различными входными геолого-физическим характеристиками, где получены зависимости накопленной добычи нефти при различных объемах закачки воды и газа.Эффект применения водогазового воздействия заметен при проницаемости коллектора более 20 мД. Эффективное соотношение закачки воды и газа – это компенсация отборов жидкости, которая должна быть выше 100 % как при закачке воды, так и закачке газа.

Полный текст

6

Об авторах

Н. В Леушин

Тюменский государственный университет

А. П Шевелев

Тюменский государственный университет

А. Я Гильманов

Тюменский государственный университет

Список литературы

  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.

Статистика

Просмотры

Аннотация - 17

PDF (Russian) - 3

PDF (English) - 3

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Леушин Н.В., Шевелев А.П., Гильманов А.Я., 2025

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах