The Effectiveness of the Introduction of the Water-Alternated-Gas Injection on the example of a Carbonate Field in Kazakhstan

Ingkar A. Askarova; Іңкәр Асқарқызы Асқарова; Аскарова Инкар Аскаркызы; Rakhim N. Uteyev; Р. Н. Утеев; Утеев Рахим Нагангалиулы; Altynbek S. Mardanov; Алтынбек Сүлейменұлы Марданов; Марданов Алтынбек Сулейменулы; Talgat S. Jaxylykov; Т. С. Джақсылықов; Джаксылыков Талгат Сайнович; Ainura U. Junusbayeva; А. У. Жүнісбаева; Джунусбаева Айнура Утетлеуовна

doi:10.54859/kjogi108623

Эффективность внедрения чередующегося водогазового воздействия на примере карбонатного месторождения Казахстана

Авторы: Аскарова И.А.¹, Утеев Р.Н.², Марданов А.С.², Джаксылыков Т.С.², Джунусбаева А.У.²
Учреждения:
1. ТОО «Тенгизшевройл»
2. Атырауский филиал ТОО «КМГ Инжиниринг»
Выпуск: Том 5, № 2 (2023)
Страницы: 42-53
Раздел: Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
URL: https://bakhtiniada.ru/2707-4226/article/view/250543
DOI: https://doi.org/10.54859/kjogi108623
ID: 250543

Цитировать

Полный текст

Аннотация
Полный текст
Об авторах
Список литературы
Дополнительные файлы
Статистика

Аннотация

Обоснование. Чередующееся водогазовое воздействие (далее – ВГВ) считается подходящим аналогом газовой закачки и заводнения, которые способствуют повышению эффективности вытеснения. При непрерывной закачке газа фронт вытеснения нестабилен из-за низкой вязкости газа, что ведёт к образованию «языков» газа в связи со значительным различием в подвижности газа и нефти. Попеременная закачка воды и газа считается подходящим вариантом в устранении данной проблемы и в стабилизации фронта вытеснения.

Цель. Целью данной работы являлось обобщение основных факторов, влияющих на эффективность процесса, на основе мирового опыта применения технологии водогазового воздействия на пласт. Также рассмотрена эффективность применения данной технологии на карбонатном месторождении.

Материалы и методы. В данной статье проанализирована эффективность вытеснения нефти с помощью метода ВГВ на карбонатном месторождении Казахстана. С целью исследования предлагаемой технологии нефтедобычи была смоделирована попеременная закачка воды и газа в продуктивный пласт на симуляторе ECLIPSE 100. В первую очередь был осуществлён процесс оптимизации параметров на основе двух нагнетательных скважин. В результате было выявлено, что для изучаемого месторождения продолжительность циклов воды и газа в 3 месяца и последовательность «газ – вода» являются оптимальными условиями для наблюдения наибольшего эффекта от ВГВ. Далее на основе выбранных параметров было проведено масштабирование ВГВ на всё месторождение, для реализации которого были разработаны несколько вариантов с 3, 5, 6 и 12 нагнетательными скважинами.

Результаты. В результате проведенных исследований подобран оптимальный вариант вытеснения нефти, в котором задействованы 5 нагнетательных скважин с высокой приемистостью и большим объёмом закачанного газа.

Заключение. В связи с гидрофильностью коллектора эффект от чередующегося ВГВ оказался не столь значительным, как этого можно было ожидать, по причине эффекта гистерезиса относительных фазовых проницаемостей, что может служить темой для будущих исследований.

Ключевые слова

чередующееся водогазовое воздействие, моделирование, оптимизация, продолжительность цикла, приемистость скважины по газу, гидрофильный коллектор

Полный текст

Открыть статью на сайте журнала

Список литературы

Kulkarni M.M., Rao D.N. Experimental investigation of miscible and immiscible Water-Alternating-Gas (WAG) process performance // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2005. Vol. 48. N 1–2. P. 1–20. doi: 10.1016/j.petrol.2005.05.001.
Телков В.П., Любимов Н.Н. Определение условий смешиваемости нефти и газа в различных условиях при газовом и водогазовом воздействии на пласт // Бурение и нефть. 2012. Том 12. С. 38–42.
Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge А. Review of WAG Field Experience. SPE Res Eval & Eng 4. 2001. P. 97–106.
Jackson D.D., Andrews G.L., Claridge E.L. Optimum WAG Ratio vs. Rock Wettability in CO2 Flooding. SPE Annual Technical Conference and Exhibition; 1985 Sept; Las Vegas, Nevada. Paper Number: SPE-14303-MS.
Sanchez N.L. Management of Water Alternating Gas (WAG) Injection Projects. Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference; 1999 Apr 21–23; Caracas, Venezuela. Paper Number: SPE-53714-MS.
Afzali S., Rezaei N., Zendehboudi S. A comprehensive review on Enhanced Oil Recovery by Water Alternating Gas (WAG) injection // Fuel. 2018. Vol. 227. P. 218–246. doi: 10.1016/j.fuel.2018.04.015.
Samba M, Elsharafi M. Literature Review of Water Alternation Gas Injection // Journal of Earth Energy and Engineering. 2018. Vol. 6(1). P. 33–45. doi: 10.25299/jeee.2018.vol7(2).2117.
Belazreg L., Mahmood S.M., Aulia A. Novel approach for predicting water alternating gas injection recovery factor // J Petrol Explor Prod Technol. 2019. Vol. 9. P. 2893–2910. doi: 10.1007/s13202-019-0673-2.
Spiteri E., Juanes R. Impact of relative permeability hysteresis on the numerical simulation of WAG injection // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2006. Vol. 50(2). P. 115–139. doi: 10.1016/j.petrol.2005.09.004.
Казаков К.В., Бравичев К.А., Лесной А.Н. Определение оптимальных условий для размещения нагнетательных скважин при закачке газа и водогазовом воздей- ствии // Экспозиция. Нефть и Газ. 2016. № 1(47). С. 37–41.
Maklavani A.M., Vatani A., Moradi B., Tangsirifard J. New minimum miscibility pressure (MMP) correlation for hydrocarbon miscible injections // Braz J Petrol Gas. 2010. Vol. 4. P. 011–018.