چالش‌های مطالعه ازدیاد برداشت در مخازن شکاف‌دار با کلاهک گازی حجیم اولیه و ارائه راهکارها با رویکرد غربالگری پیشرفته

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

پژوهشکده ازدیادبرداشت از مخازن، پردیس توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران

10.22078/pr.2024.5335.3375

چکیده

یکی از مشکلات جاری مخازن شکاف‌دار خصوصا با کلاهک گازی حجیم، تولید نفت با نسبت گاز به نفت بالا و محبوس بودن نفت در ماتریس می‌باشد. عدم درک صحیح از شبکه توزیع شکاف و اثرگذاری آن می‌تواند منجر به چالش‌های زیادی در عملکرد روش-های ازدیادبرداشت این دسته مخازن گردد. در این مطالعه بر آن شدیم تا با تقسیم‌بندی مخازن شکاف‌دار به دو بخش آب‌روفته و گاز روفته، به بررسی اثر هندسه شبکه شکاف بر عملکرد روش‌های ازدیادبرداشتی و تعیین میزان بهینه نفت باقی مانده در ماتریس بپردازیم. بر این اساس در ابتدا انجام غربالگری اولیه روش‌های ناکارآمد آب و گاز پایه حذف گردیدند و در ادامه بر اساس مدل‌سازی مفهومی ‌به بررسی پارامترهای تاثیرگذار در شبیه‌سازی روش‌های ازدیادبرداشت پرداخته شد. همچنین از الگوریتم نوین تصمیم‌گیری چند معیاری فازی برای انتخاب مناطق پایلوت ازدیادبرداشتی استفاده گردید. سپس بر اساس نتایج مدل‌سازی مفهومی، به شبیه‌سازی برنامه‌های ازدیادبرداشت آب و گاز پایه در هر یک از پایلوت های منتخب با رویکرد غربالگری پیشرفته و انتخاب روش بهینه اهتمام ورزیده شد. بر اساس نتایج به‌دست آمده، یکی از چالش‌های مهم تعیین مدل سیال ترکیبی معتبر برای هر دو ناحیه نزدیک سطح تماس گاز/نفت و عمق مبنای نفتی می‌باشد تا بتوان گرادیان تغییرات فشار اشباع سیال نفتی را در گستره عمقی مخزن تعیین کرد. این چالش توسط روش مدل‌سازی سیال دوگانه حل گردید. چالش مهم دیگر نحوه تلفیق داده‌های استاتیکی جهت تعیین منطقه پایلوت بر اساس داده‌های تولیدی و عملیاتی می‌باشد که با استفاده از الگوریتم نوین تصمیم‌گیری چند معیاری فازی مرتفع گردید. نتایج مدل‌سازی مفهومی‌ ‌بیان می‌دارد که تزریق دی‌اکسیدکربن روش برتر فنی می‌باشد. در حالی که نتایج مدل پایلوت میدانی روش نیتروژن را به دلیل فعال‌سازی هرچه بیشتر مکانیسم ریزش ثقلی و نیز هزینه کمتر روش برتر فنی-اقتصادی عنوان می‌نماید. همچنین روش تزریق آب کم شور با نسبت رقت 100 برابر روش بهینه تزریق آب پایه معرفی گردیده است. با توجه به نتایج مدل‌سازی میدانی در مخزن مورد مطالعه با کلاهک گازی حجیم اولیه، تنها در بخش های با توسعه شکاف کمتر می‌توان توقع افزایش برداشت بالای روش‌های آب پایه و گاز پایه را داشت و سایر مناطق می‌توانند کاندیدای روش‌های ارتقا برداشتی از جمله تعمیرات چاه در اثر نسبت گاز به نفت بالا باشند.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

The Challenges of Designing Enhanced Oil Recovery Methods in Large Gas Cap Fractured Reservoirs and their Solutions by the Approach of Advanced Screening

نویسندگان [English]

  • Mohammad Parvazdavani
  • Shima Ebrahimzadeh rajaee
  • Shahab Gerami
EOR studies center, Research Institute of Petroleum Industry, Tehran, Iran
چکیده [English]

One of the current challenges in fractured reservoirs, especially those with a large gas cap, is the production of oil with a high gas-to-oil ratio, coupled with the entrapment of oil in the matrix. The lack of a correct understanding of the fracture distribution network and its impact on the performance of enhanced oil recovery methods can pose numerous challenges in designing these methods. This study aims to investigate the effect of fracture geometry and its network on the performance of enhanced oil recovery methods, as well as to determine the optimal amount of oil remaining in the matrix, by classifying fractured reservoirs into water and gas-invaded regions. Initially, inefficient water and gas-based enhanced oil recovery methods were eliminated based on preliminary screening. Subsequently, the study investigated the influenced parameters in the field-scale simulation of enhanced oil recovery methods using conceptual modeling. Additionally, a new algorithm for fuzzy multi-criteria decision-making was employed to rank and select pilot areas. Consequently, the field-scale simulation of enhanced oil recovery methods was conducted in pilot areas using an advanced screening approach. The results reveal that one of the most significant challenges in numerical simulation in fractured reservoirs with an initial large gas cap is determining a representative PVT model for both areas near the gas/oil contact and the interval of the oil datum. To address this challenge, a two-fluid PVT model was used. Another challenge involves the integration of static data with production and operational data for pilot area selection, considering reservoir properties. This challenge was addressed using a new fuzzy multi-criteria decision-making algorithm. Conceptual modeling results show that carbon dioxide injection is the top-ranked method technically. However, field-scale results of the pilot model demonstrate that nitrogen flooding is the best techno-economic method. The primary reason is the higher rate of the gravity drainage mechanism, and the lower cost of nitrogen compared to other candidate gases. Additionally, low salinity water flooding with a dilution ratio of 100 is the most effective water-based enhanced oil recovery method. Nevertheless, field-scale simulation results indicate that in reservoirs with a large gas cap, the efficiency of water or gas-based enhanced oil recovery methods is evident only in sectors with growing fracture networks. Conversely, in areas with a poor fracture network, other improved recovery methods such as workover of high gas-to-oil ratio wells can be promising candidates.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Water and gas Base Enhanced Recovery
  • Carbonate Fractured Reservoirs
  • Large Gas Caps
  • Challenges and Solutions

مراجع

[1]. Manrique, E. J., Muci, V. E., & Gurfinkel, M. E. (2007). EOR field experiences in carbonate reservoirs in the United States. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 10(06), 667-686.https://doi.org/10.2118/100063-PA##
[2]. Manrique, E., Thomas, C., Ravikiran, R., Izadi, M., Lantz, M., Romero, J., & Alvarado, V. (2010, April). EOR: current status and opportunities. In SPE Improved Oil Recovery Conference? (pp. SPE-130113). SPE. doi.org/10.2118/130113-MS##
[3]. Mogensen, K., & Masalmeh, S. (2020). A review of EOR techniques for carbonate reservoirs in challenging geological settings. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107889. doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107889##
[4]. Nelson, R. A. (1985). Geologic analysis of naturally fractured reservoirs (Vol. 1). Gulf Professional Publishing. ##
[5]. Allan, J., & Sun, S. Q. (2003, October). Controls on recovery factor in fractured reservoirs: lessons learned from 100 fractured fields. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-84590). SPE. doi.org/10.2118/84590-MS##
[6]. Moreno, J. E., Gurpinar, O., & Liu, Y. (2015, August). A Holistic approach to EOR screening in dual-porosity naturally fractured reservoirs. In SPE Asia Pacific Enhanced Oil Recovery Conference (p. D011S003R004). SPE. https://doi.org/10.2118/174577-MS##
[7]. پروازدوانی م.، مطهری سید م. و گلقندشتی ح. (1396). طراحی پایلوت ازدیاد برداشت- چالش‌ها و راهکارها ماهنامه اکتشاف و تولید نفت و گاز، 147، doi: magiran.com/p1749611. ##
[8]. Motahhari, S. M., Rafizadeh, M., Pishvaie, S. M. R., & Ahmadi, M. (2021). An integrated Shannon Entropy and reference ideal method for the selection of enhanced oil recovery pilot areas based on an unsupervised machine learning algorithm. Oil & Gas Science and Technology–Revue d’IFP Energies nouvelles, 76, 82. doi.org/10.2516/ogst/2021061. ##
[9]. Teletzke, G. F., Wattenbarger, R. C., & Wilkinson, J. R. (2010). Enhanced oil recovery pilot testing best practices. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 13(01), 143-154. doi.org/10.2118/118055-PA. ##
[10]. Sheng, J. J. (2017). Critical review of field EOR projects in shale and tight reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 159, 654-665. doi.org/10.1016/j.petrol.2017.09.022. ##
[11]. Cao, A., Stephenson, T., Jobling, R., & Baker, R. (2014). Re-Fracturing and Water Flooding Western Canada Tight Oil Reservoir Horizontal Wells. GeoConvention. ##
[12]. Parvazdavani, M., Movaghar, M. R. K., & Dehghani, S. A. M. (2022). Low salinity water flooding: Evaluating the effect of salinity on oil and water relative permeability curves using coupling of DLVO and geochemical reactions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 215, 110677. doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110677##
[13]. Todd, H. B., & Evans, J. G. (2016). Improved oil recovery IOR pilot projects in the Bakken formation. In SPE Rocky Mountain Petroleum Technology Conference/Low-Permeability Reservoirs Symposium (pp. SPE-180270). SPE. doi.org/10.2118/180270-MS. ##
[14]. Parvazdavani, M., & Khorsand Movaghar, M. R. (2023). Prediction of electrostatic properties of reservoir rock in low salinity water injection into carbonate reservoirs. Scientific Reports, 13(1), 8782. ##
[15]. Wang, X., Luo, P., Er, V., & Huang, S. (2010). Assessment of CO2 flooding potential for Bakken formation, Saskatchewan. In SPE Canada Unconventional Resources Conference? (pp. SPE-137728). SPE. doi.org/10.2118/137728-MS. ##
[16]. Gamadi, T.D. Sheng, J.J. Soliman, M.Y. Menouar, H. Watson, M.C. Emadibaladehi, H. (2014) An experimental study of cyclic CO2 injection to improve shale oil recovery, SPE-169142-MS. doi.org/10.2118/137728-MS. ##
[17]. Vicencio, O. A. (2007). Nitrogen injection into naturally fractured reservoirs. The University of Texas at Austin. ##
[18]. Manrique, E. J., Muci, V. E., & Gurfinkel, M. E. (2007). EOR field experiences in carbonate reservoirs in the United States. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 10(06), 667-686. doi.org/10.2118/100063-PA. ##
[19]. Pooladi-Darvish, M., & Firoozabadi, A. (2000). Cocurrent and countercurrent imbibition in a water-wet matrix block. Spe Journal, 5(01), 3-11. https://doi.org/10.2118/38443-PA. ##
[20]. Di Donato, G., Tavassoli, Z., & Blunt, M. J. (2006). Analytical and numerical analysis of oil recovery by gravity drainage. Journal of Petroleum Science and Engineering, 54(1-2), 55-69. doi.org/10.1016/j.petrol.2006.08.002. ##
[21]. Salehi, M. (2009). Enhancing the spontaneous imbibition process in naturally fractured reservoirs through wettability alteration using surfactants: mechanistic study and feasibility of using biosurfactants produced from agriculture waste streams (Doctoral Dissertation, University of Kansas), Submitted to the graduate degree program in Chemical & Petroleum Engineering and the Graduate Faculty of the University of Kansas Schoolof Engineering in partial fulfillment of the requirements for the degree of Doctor of Philosophy, University of Kansas, The USA, 192-1. ##
[22]. Chang, Y. B., Coats, B. K., & Nolen, J. S. (1996, March). A compositional model for CO2 floods including CO2 solubility in water. In SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference (pp. SPE-35164). SPE. doi.org/10.2118/35164-MS##
[23]. Schlumberger, Miscibility and surface tension effects chapter, technical manual of eclipse, P.193, 2018.1##
پژوهش نفت
دوره 34، 1403-5 - شماره پیاپی 138
آذر و دی 1403
صفحه 35-65

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار