Файл: Оценка применения смешиваемого заводнения co2 в нефтяных пластах пример из Пакистана Подготовила студентка группы рн1911 Борискина Алина.pptx

Оценка применения смешиваемого заводнения CO2 в нефтяных пластах: пример из Пакистана

Подготовила студентка группы РН-19-11 Борискина Алина

Введение

Крупные нефтяные месторождения по всему миру имеют средний коэффициент извлечения 20–40%, поэтому требуется применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) (закачка смешивающихся/несмешивающихся жидкостей, химических или термических). В таком случае эффективность охвата улучшается за счет набухания нефти, изменения межфазного натяжения, вязкости нефти и смачиваемости.

Наиболее распространенные методы повышения нефтеотдачи были разработаны в начале 1970-х годов и подразделяются на газовые, химические и тепловые. Среди этих трех газовая технология с использованием CO2 лучший метод, поскольку он помогает достичь минимального давления смешивания - наименьшее давление, при котором пластовая жидкость и закачиваемая жидкость достигают состояния смешиваемости.

Методы повышения нефтеотдачи	Различные методы	Воздействие на пласт	Проблемы
Газовые методы	Закачка углеводородного газа Закачка СО2 Закачка азота	Поддержание пластового давления Снижение вязкости Снижение объёмного коэффициента нефти	Выпадение асфальто-смолистых веществ Ранний прорыв газа Высокое минимальное давление смешиваемости Перегрузка гравитации
Химические методы	Щелочное заводнение Закачка ПАВ Полимерное заводнение Мицеллярное заводнение	Снижение поверхностного натяжения Изменение смачиваемости Эмульгирование	Высокая стоимость Низкая эффективность при изменении поверхностного натяжения и вязкости Неблагоприятное соотношение подвижности
Тепловые методы	Термогравитационное дренирование (SAGD) Закачка пара Закачка горячей воды Циклическая стимуляция паром (CSS) Закачка окислителя (внутрипластовое горение)	Снижение объёмного коэффициента нефти Снижение поверхностного натяжения Снижение вязкости	Низкая скорость диффузии в пористой структуре Утечка тепла в нежелательные слои Низкая теплопроводность породы и флюидов Высокая стоимость

---

Таблица 1. Различные технологии повышения нефтеотдачи

Предварительный скрининг

Чтобы выбрать конкретную технологию увеличения нефтеотдачи, необходимо предпринять несколько важных шагов, включая:

• оценка МУН на пригодность
• всестороннее лабораторное исследование
• пилотные испытания
• полевые исследования

Оценка МУН на пригодность

Всего для этого исследования было доступно 15 резервуаров из Пакистана с полным набором данных. Предварительный отбор коллекторов-кандидатов был начат с изучения технических критериев методов повышения нефтеотдачи.

Метод повышения нефтеотдачи	Свойства коллектора
	Плотность (кг/м3)	Вязкость (сП)	Начальное нефтенасыщение	Проницаемость (мД)	Пористость (%)	Глубина (м)	Температура (˚С)
Смешивающееся вытеснение	806-855	0-1	0,33-0,55	0,1–100	7–16	1280–2042	35-71
Несмешивающееся вытеснение	855-940	0-10,5	0,42–0,62	30–300	22–32	600–1739	49-90
Закачка пара	959-1000	3-2000	0,50–0,70	1000–3000	30-38,8	243–548	27-54
Внутрипластовое горение	893-940	1,44-2	0,50–0,70	10–85	17–25	480–1524	85-110
Полимерное заводнение	810-843	9-75	0,65–0,82	173–875	21–33	830–1195	42-70

Таблица 2. Критерии отбора

Характеристики Северного нефтяного месторождения Пакистана

Большинство пластов подходит для тепловых и химических методов

Пласт__Преобладающая_горная_порода__Плотность_(кг/м3)__Вязкость_(сП)'>Пласт	Преобладающая горная порода	Плотность (кг/м3)	Вязкость (сП)	Проницаемость (мД)	Глубина (м)	Температура (˚С)
N1	Песчаник	909	2,1	24	3521	99
N2	Известняк	979	2	145	3421	96
N3	Известняк	876	0,252	4200	2982	107
N4	Известняк	860	0,27	0,19	2931	118
N5	Доломит	898	3	126	2517	77
N6	Известняк	904	3	107	2295	94
N7	Песчаник	881	3	33	2502	85
N8	Известняк	940	3	14,5	2579	98
N9	Известняк	986	2	12	2182	99

---

Характеристики Южного месторождения Пакистана

Пласты Южного нефтяного месторождения попадают в диапазон критериев отбора, предложенных для смешивающегося и несмешивающегося CO2 вытеснения

Пласт	Преобладающая горная порода	Плотность (кг/м3)	Вязкость(сП)	Начальное нефтенасыщение	Проницаемость(мД)	Пористость (%)	Глубина (м)	Температура (˚С)
S1	Песчаник	811	0,22	-	186	-	1981	107
S2	Песчаник	811	0,777	-	35	-	1999	110
S3	Песчаник	815	0,4	0,15-0,30	40	9,5-18	2299	121
S4	Песчаник	811	0,3		45	-	2299	121
S5	Песчаник	820	0,327		60	-	1999	108
S6	Песчаник	802	0,317		70	-	2188	110

Разработка и внедрение смешиваемого CO2 -критерии МУН

Общими параметрами, участвующими в этих критериях, являются:

• вязкость и плотность нефти
• нефтенасыщенность коллектора
• температура и давление в пласте
• Проницаемость

Исследования показывают, что лучшую эффективность обеспечивают:

• однородная геометрия и структура пор
• маслосмачиваемая система

Геологическая основа

На этапе заводнения добывающие скважины демонстрируют высокую обводненность, естественное падение дебита нефти и неблагоприятную нефтеотдачу. Поэтому повышение нефтеотдачи является первостепенной задачей, и закачка СО2 - потенциальный метод, который может с ней справиться. Пласт S3 подразделяется на западный, основной центральный, восточный и малопродуктивный юго-восточный блоки. Модель состоит из 18 слоев, которые подразделяются на четыре продуктивных слоя (т.е. 1–4, 6–9, 11–15 и 17–18). По сравнению с нижними слоями, слои 1–4 и 6–9 обогащены большим количеством углеводородов. Имеются три нагнетательные скважины. Нефть, добываемая на этом месторождении, имеет вязкость от 37°API до 44°API на западном и центральном блоках и 49°API на восточном блоке. Пористость в основном центральном блоке колеблется от 9,5 до 18%. Капиллярное давление близко к 17,5%. При этом остаточная нефтенасыщенность в системе меняется от 15 до 30%.

---

Данные и настройка модели

Для данного исследования была построена модель резервуара, состоящая из 43 200 ячеек: X-30, Y-80, Z-18.

Рассматривался пласт мощностью 240 м, начальным пластовым давлением 3238 фунтов на квадратный дюйм, нефтенасыщенностью 80% и связанной водой 20%.

Давление насыщения, полученное из анализа давление-объем-температура (PVT), было установлено равным 1722 фунтов на квадратный дюйм при 246 °F.

Были использованы аналитическая модель Картера-Трейси и широко распространенное трехпараметрическое уравнение состояния Пенга – Робинсона для представления модели флюида в композиционном моделировании.
Состав пластовой жидкости

i

i

n

n

Результаты моделирования

Рисунок 1. Фазовая диаграмма пробы пластового флюида (пласт S3) при 246 °F

Давление насыщения

Критическая точка

Линия точки росы

Расширение

Выделение

Рисунок 2. Сравнение экспериментальных и смоделированных PVT-свойств нефти: относительный объем нефти, плотность газа и газовый фактор

Относительный объём нефти

Плотность газа

Газовый фактор

Результаты моделирования

После калибровки модели PVT, она была. Отмечается совпадение фактического дебита по нефти на месторождении (FOPRH) и наблюдаемого дебита (FOPR) более чем за 23 года.

Рисунок 3. Сопоставление истории добычи пласта S3

Результаты моделирования

Затем было найдено пластовое давление 1801 фунтов на квадратный дюйм, что все еще было больше, чем давление насыщения в конце периода разработки. Принято решение перевести две добывающие скважины в нагнетательные и дополнительно закачать воду объёмом 142 м3/сут в течении 39 месяцев. Закачиваемая вода отодвинула водонефтяной контакт (ВНК) от северной части месторождения.

Рисунок 4. а) Начальная флюидонасыщенность, б) флюидонасыщенность в конце, с) поперечное сечение вдоль У с начальными насыщенностями, d) поперечное сечение вдоль У с окончанием

Результаты моделирования

Также было спрогнозировано восстановление добычи на следующие 20 лет путем ввода в эксплуатацию только шести скважин при закрытых восьми скважинах. К концу 20-летнего прогноза добычи были открыты только три скважины.

Добыча нефти в течение прогнозируемого периода оказалась на 20% меньше. Однако обводненность на конец прогнозируемого периода незначительна. После 20 лет прогнозирования дебит нефти на месторождении составил 212 баррелей в сутки, что недостаточно для сохранения стратегии.

---

Рисунок 5. а) Прогноз дебита, КИН и накопленной добычи; б) прогноз пластового давления, обводненности, газового фактора

Ограничения

Параметр	Показатели
Нагнетательные скважины	1
Добывающие скважины	6
Скорость закачки СО2	7 тыс. футов в день
Скорость закачки воды	794,9 м3/сутки
Максимальное забойное давление	6000 футов на квадратный дюйм
Прогнозный период	10 лет

Таблица 3. Ограничения, используемые для закачки CО2

Рисунок 7. а) КИН, b) дебит, с) пластовое давление, d) газовый фактор, е) обводненность

---