ВГВ в Пакистане. Борискина РН-19-11 (исправлено). Оценка применения смешиваемого заводнения co2 в нефтяных пластах пример из Пакистана Подготовила студентка группы рн1911 Борискина Алина
 Скачать 1.8 Mb.
|
Оценка применения смешиваемого заводнения CO2 в нефтяных пластах: пример из ПакистанаПодготовила студентка группы РН-19-11 Борискина АлинаВведениеКрупные 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.
Таблица 1. Различные технологии повышения нефтеотдачи Предварительный скринингЧтобы выбрать конкретную технологию увеличения нефтеотдачи, необходимо предпринять несколько важных шагов, включая:
Оценка МУН на пригодностьВсего 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.
Таблица 2. Критерии отбора Характеристики Северного нефтяного месторождения ПакистанаБольшинство пластов подходит для тепловых и химических методов
Характеристики Южного месторождения ПакистанаПласты Южного нефтяного месторождения попадают в диапазон критериев отбора, предложенных для смешивающегося и несмешивающегося CO2 вытеснения
Разработка и внедрение смешиваемого CO2 -критерии МУНОбщими параметрами, участвующими в этих критериях, являются:
Исследования показывают, что лучшую эффективность обеспечивают:Геологическая основаНа 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 моделиДля 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 моделированияРисунок 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 моделированияПосле 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 моделированияЗатем 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 моделированияТакже 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
Таблица 3. Ограничения, используемые для закачки CО2 Рисунок 7. а) КИН, b) дебит, с) пластовое давление, d) газовый фактор, е) обводненность |