Please use this identifier to cite or link to this item: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/2669
Title: Моделирование химического заводнения для условий высоковязкой нефти
Other Titles: Simulation of Chemical Flooding for Heavy Oil Fields
Authors: Иванцов, Н. Н.
Степанов, А. В.
Стрекалов, А. В.
Ivantsov, N. N.
Stepanov, A. V.
Strekalov, A. V.
Keywords: высоковязкая нефть; технология разработки; гидродинамическое моделирование; полимерное заводнение; ASP; high viscosity oil; development technology; hydrodynamic modeling; polymer flooding
Issue Date: 2018
Publisher: Тюменский государственный университет
Citation: Иванцов, Н. Н. Моделирование химического заводнения для условий высоковязкой нефти / Н. Н. Иванцов, А. В. Степанов, А. В. Стрекалов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика / главный редактор А. Б. Шабаров. – Тюмень, 2018. – Т. 4, № 4. – С. 191-209.
Abstract: При разработке месторождений высоковязкой нефти геолого-физические условия оказывают определяющее влияние на выбор метода воздействия на пласт. В настоящее время для пластов ПК1-7 Русского газонефтяного месторождения изучаются химические методы воздействия. Моделирование химического воздействия для месторождений высоковязкой нефти требует применения детальных секторных моделей, в которых адекватно учитываются все ключевые физические процессы. Выполнено деление месторождения на характерные зоны, которые имеют существенные отличия по параметрам, критичным для моделирования соответствующей технологии. В каждой из зон построена секторная модель. С учетом лабораторных исследований сформирован набор данных для моделирования полимерного заводнения. В отсутствие собственных исследований предложена схема подготовки исходных данных для моделирования ASP. В частности, подготовлены ОФП в зависимости от капиллярного числа, что позволяет учесть комбинированное влияние любого сочетания компонентов и их концентраций. Выполнен значительный объем вычислительных экспериментов с закачкой растворов полимеров и ASP. Среди прочего рассмотрены вопросы оптимальных концентраций разных агентов, время начала и длительность их закачки в зависимости от геологических условий и степени обводнения скважин, подобрана оптимальная сетка скважин, выполнен анализ чувствительности и экономическая оценка. Закачка полимерных растворов приводит к снижению обводненности и приросту добычи нефти в сравнении с вариантом с закачкой воды. Прирост добычи сдерживается ограничением по забойному давлению – применение целевых концентраций приводит к отложенной во времени дополнительной добыче и снижению рентабельности, при этом фиксируется падение пластового давления из-за низкой компенсации закачкой. Предложена оптимальная схема реализации полимерного заводнения в данных условиях. ASP-заводнение показало технологическую эффективность для Русского месторождения в сравнении с закачкой воды/полимера. Однако в текущих экономических предпосылках метод нерентабелен.
When developing high-viscosity oil fields, geological conditions have a decisive influence on the choice of the enhanced-oil recovery (EOR) method. Currently, chemical methods are being studied for the PK1-7 layers of the Russkoye gas-oil field. Modeling of chemical EOR method for high-viscosity oil fields requires the use of detailed sector models, which take into account all the key physical processes. The field is divided into characteristic zones, which have significant differences in the parameters, which are critical for the simulation of the corresponding technology. A sector model is built in each zone. Taking into account laboratory studies, a set of data for the simulation of polymer flooding was formed. In the absence of their own research, the authors propose a scheme for preparing initial data for ASP modeling. In particular, relative permeabilities are prepared depending on the capillary number, which allows to take into account the combined effect of any combination of components and their concentrations. A significant amount of computational experiments with injection of polymer and ASP solutions was performed. Among other things, that included the issues of optimal concentrations of different agents, the start time and duration of their injection depending on the geological conditions and the degree of water cut, the optimal well placement, sensitivity analysis and economic assessment. The injection of polymer solutions leads to a decrease in water cut and an increase in oil production in comparison with the water injection option. The increase in production is constrained by the restriction on bottom-hole pressure – the use of target concentrations leads to delayed additional production and reduced profitability, while the fall in reservoir pressure is recorded due to low compensation by injection. The optimal scheme of realization of polymer flooding in these conditions is proposed. ASP flooding showed technological efficiency for the Russian field in comparison with water/ polymer injection. However, in the current economic conditions, the method is unprofitable.
URI: https://elib.utmn.ru/jspui/handle/ru-tsu/2669
ISSN: 2411-7978
2500-3526
Appears in Collections:Вестник ТюмГУ: Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика

Files in This Item:
File SizeFormat 
191_209.pdf1.89 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.