Determination of the Optimal Injection Ratio of Fluids in Water-Gas Influence

Nikolai V. Leushin, Alexander P. Shevelev, Alexander Y. Gilmanov

Author details

Nikolai V. Leushin
Tyumen State University, Tyumen, Russian
Alexander P. Shevelev
Tyumen State University, Tyumen, Russian
Alexander Y. Gilmanov
Tyumen State University, Tyumen, Russian

https://doi.org/10.15593/2712-8008/2025.1.6

Unconventional reserves are increasing every year, and the classical development of fields with such reserves is becoming less effective, therefore, the application of enhanced oil recovery methods is highly relevant at the present time. This paper presents a method for increasing oil recovery through water-gas influence. There are two types of water-gas influence: alternating water and gas injection and simultaneous injection. This work focuses on alternating water and gas injection. The process involves the sequential injection of gas followed by water. This method is widely implemented, and experience in conducting such operations has already been accumulated. The goal was to identify scenarios that could cover the realistically possible conditions for the application of water-gas influence and to find the optimally effective ratio of water and gas injection. The parameters for ranking included reservoir permeability, reservoir compartmentalization, the development system with various well designs and spacing between wells, as well as various volumes of injected agents (water, gas). Multivariate calculations were carried out on a sectoral hydrodynamic model (E300). Since experiments on miscibility conditions were not conducted, it was assumed that oil displacement during water-gas influence occurred without gas mixing with oil. Based on the processing of the entire dataset (more than 10,000 calculations), a database of development systems with various input geological and physical characteristics was formed, where dependencies for cumulative oil production were obtained at different volumes of water and gas injection. The effect of water-gas influence is noticeable with reservoir permeability greater than 20 mD. The effective water and gas injection ratio should ensure that the liquid withdrawal compensation is above 100%, both for water and gas injection.

Keywords

Water-gas influencewater-gas mixturegas-oil contacthorizontal wellgas factorassociated petroleum gasreservoir pressure maintenancenear-wellbore zoneenhanced oil recoveryoil recovery coefficienthydrocarbonscompositional modelpilot industrial operationsmodelingcorrelation

Определение оптимального соотношения закачки флюидов при водогазовом воздействии

Трудноизвлекаемые запасы растут с каждым годом, и классическая разработка месторождений с такими запасами не так эффективна, поэтому применение методов увеличения нефтеотдачи актуально. В работе будет представлен метод увеличения нефтеотдачи как водогазовое воздействие. Классифицируют два вида водогазового воздействия: попеременная закачка воды и газа и совместная. В исследовании рассматривается попеременная закачка воды и газа. Сам процесс представляет собой порционную закачку сначала газа, затем воды. Данный метод обширно внедряется и уже накоплен опыт проведения таких мероприятий, целью было сформировать такие сценарии, чтобы в наибольшей степени охватить реально возможные условия применения водогазового воздействия и найти при этом оптимальное соотношение закачки воды и газа. Под параметры ранжирования были взяты проницаемость коллектора, расчлененность пласта, система разработки с различными конструкциями скважин и расстоянием между скважинами, а также различные объемы закачиваемого агента (вода, газ). Многовариантные расчеты проводились на секторной гидродинамической модели (Е300). Так как опыты на условие смесимости не проводились, считалось, что вытеснение нефти при водогазовом воздействии происходило без смешения газа и нефти. По результатам обработки всего массива данных (более 10 000 расчетов) была сформирована база систем разработок с различными входными геолого-физическим характеристиками, где получены зависимости накопленной добычи нефти при различных объемах закачки воды и газа. Эффект применения водогазового воздействия заметен при проницаемости коллектора более 20 мД. Эффективное соотношение закачки воды и газа – это компенсация отборов жидкости, которая должна быть выше 100 % как при закачке воды, так и закачке газа.

Ключевые слова

водогазовое воздействиеводогазовая смесьгазонефтяной контактгоризонтальная скважинагазовый факторпопутный нефтяной газподдержание пластового давленияпризабойная зона пластаповышение нефтеотдачи пластакоэффициент извлечения нефтиуглеводородкомпозиционная модельопытно-промышленные работымоделированиекорреляция

Bibliography

1.Зацепин, В.В. Основные вопросы применения и классификации технологий водогазового воздействия / В.В. Зацепин, Р.А. Максутов // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 12. – С. 16–21. Scholar
2.Максутов, Р.А. Классификация технологий водогазового воздействия / Р.А. Максутов, В.В. Зацепин // Технологии ТЭК. – 2007. – № 1. – С. 42–45. Scholar
3.Рузин, Л.М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика): учеб. пособие / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк. – Ухта, 2014. – С. 127. Scholar
4.Технология и техника водогазового воздействия на нефтяные пласты. Часть 2. Исследование довытеснения модели нефти водогазовыми смесями после заводнения / А.Н. Дроздов, Ю.А. Егоров, В.П. Телков [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2006. – № 3. – С. 48–51. Scholar
5.Казаков, К.В. Технология интенсификации водогазового воздействия на низкопроницаемых коллекторах / К.В. Казаков, К.А. Бравичев // Вестник ЦКР Роснедра. – 2014. – № 6. – С. 46–51. Scholar
6.РД 39Р-05753520-1125-94. Руководство по применению технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты. – Томск: ТомскНИПИнефть, 1994. – 82 с. Scholar
7.РД 39-9-151-79. Руководство по проектированию и применению метода заводнения с газоводяными смесями. – Тюмень: СибНИИНП, 1979. – С. 141. Scholar
8.Лысенко, В.Д. Проблемы разработки залежи нефти при газовом заводнении и чередующейся закачке воды и газа / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. – 2007. – № 2. – С. 4–15. Scholar
9.Зацепин, В.В. Опыт промышленной реализации технологии водогазового воздействии с закачкой водогазовой смеси в пласт / В.В. Зацепин // Нефтепромысловое дело. – 2007. – № 1. – С. 10–13. Scholar
10.Егоров, Ю.А. Газовые методы – новая технология увеличения нефтеотдачи пластов / Ю.А. Егоров // Нефтепромысловое дело. – 2009. – № 11. – С. 24–27. Scholar
11.Анализ международного опыта закачки углекислого газа в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений / К.А. Заякин [и др.] // Недропользование. – 2023. – Т. 23, № 2. – С. 71–76. DOI: 10.15593/2712-8008/2023.2.3 Scholar
12.Анализ реализации водогазового воздействия на нефтяные пласты первоочередного опытного участка Самотлорского месторождения / А.С. Трофимов [и др.] // Перспективы применения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов: сб. науч. тр. – М.: ВНИИ, 1989. – С. 60–64. Scholar
13.Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения / Е.П. Ефремов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1986. – № 12. – С. 36–40. Scholar
14.Иванишин, В.С. Об эффективности создания газоводяной репрессии на Битковском месторождении / В.С. Иванишин, Ж.И. Карнаушевская, Е.И. Лискевич // Нефтяное хозяйство. – 1975. – № 2. – С. 35–38. Scholar
15.Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении / Р.Х. Муслимов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2004. – № 6. – С. 23–31. Scholar
16.Водогазовое воздействие на Новогоднем месторождении / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, В.В. Левочкин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 12. – С. 40–43. Scholar
17.Муслимов, Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов / Р.Х. Муслимов. – Казань: Изд-во КГУ, 1999. – С. 280. Scholar
18.Эффективность применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи и перераспределения фильтрационных потоков / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров [и др.] // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 42–52. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.18.5 Scholar
19.Дизайн водогазового воздействия: пути достижения смешиваемости, инструменты и методы анализа, оценка эффективности / Т.А. Поспелова, А.В. Кобяшев, П.А. Гужиков, А.С. Васильев [и др.] // Society of Petroleum Engineers. – 2019. – 16 с. DOI: 10.2118/196758-MS Scholar
20.Валеев, А.С. Планирование параметров водогазового воздействия / А.С. Валеев, А.П. Шевелев // Society of Petroleum Engineers. – 2017. – 11 с. DOI: 10.2118/187843-MS Scholar
21.Гончарова, О.Р. Повышение эффективности разработки газонефтяных (нефтегазовых) залежей на основе подбора оптимальных проектных решений для месторождений пермского края / О.Р. Гончарова, С.В. Козлов // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20, № 1. – С. 88–100. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.8 Scholar
22.Лискевич, Е.И. Экспериментальные исследования процесса комбинированного вытеснения нефти водой и газом : дис. канд. техн. наук : 05.15.06 / Евгений Иванович Лискевич. – Ивано-Франковск, 1974. – 151 с. Scholar
23.Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению / В.И. Крючков, Р.Р. Ибатуллин, Г.В. Романов, Р.З. Сахабутдинов // Интервал. – 2002. – № 6. – С. 46–50. Scholar
24.Рублев, А.Б. Моделирование работы залежи с применением метода материального баланса / А.Б. Рублев, К.М. Федоров, А.П. Шевелев // Нефть и газ. – 2011. – № 5. – С. 33. Scholar
25.Compositional modeling with formation damage to investigate the effects of CO2–CH4 water alternating gas (WAG) on performance of coupled enhanced oil recovery and geological carbon storage / J. Cho, B. Min, S. Kwon, G. Park, K.S. Lee // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – No. 205. – P. 108795. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108795 Scholar
26.Оценка минимального давления смесимости и минимального уровня обогащения при вытеснении нефти попутным нефтяным газом для условий месторождений Восточной Сибири / А.В. Кобяшев, А.А. Пятков, В.А. Захаренко [и др.] // Экспозиция нефть газ. – 2021. – № 83. – С. 35. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-35-38 Scholar
27.A Comprehensive Review of the Oil Flow Mechanism and Numerical Simulations in Shale Oil Reservoirs / Z. Li, Z. Lei, W. Shen, D.A. Martyushev, X. Hu // Energies. – 2023. – No. 16 (8). – P. 3516. DOI: 10.3390/en16083516 Scholar
28.Проектирование смешивающегося водогазового воздействия с учетом обогащения газа на промысле / К.М. Федоров, Т.А. Поспелова, А.В. Кобяшев, А.С. Васильев, В.А. Захаренко [и др.] // Газовая промышленность. – 2019. – № 12 (794). – С. 46–52. Scholar
29.Регулирование водогазового воздействия на пласт / С.В. Гусев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 1990. – № 6. – С. 146. Scholar
30.Водогазовое воздействие на пласт на основе попутного газа как альтернатива заводнению / Крючков В.И. [и др.] // Интервал. – 2002. – № 6. – С. 46–50. Scholar
31.Wang, Q. Oil production performance and reservoir damage distribution of miscible CO2 soaking-alternating-gas (CO2-SAG) flooding in low permeability heterogeneous sandstone reservoirs / Q. Wang, J. Shen, P. Lorinczi // Journal of Petroleum Science and Engineering – 2021. – No. 204. – P. 108741. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108741 Scholar
32.Саsе аnаlysis оn hydrосаrbоn аltеrnаtivе gаs misсiblе flооding in РuBеi оil fiеld / G. Рing, W. Zhоnglin, T. Guаngtiаn, Y. Kаilеi, L. Bin, L. Yukаi, Z. Mаоlin // SРЕ 80487. DOI: 10.2118/80487-MS Scholar
33.Кокорев, В.И. Разработка технологии борьбы с гидратами при осуществлении водогазового воздействия / В.И. Кокорев // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 2. – С. 42–47. Scholar
34.Christensen, J.R. Review of WAG Field Experience / J.R. Christensen, E.H. Stenby, A. Skauge // SPE. – 2001. – No. 2. – P. 97–106. DOI: 10.2118/71203-PA Scholar
35.Killough, J.E. Reservoir Simulation with History-Dependent Saturation Functions / J.E. Killough // SPE. – 1976. – No. 16 (01). – P. 37–48. DOI: 10.2118/5106-PA Scholar
36.Shahverdi, H. Modelling of Cyclic Hysteresis of Three-Phase Relative Permeability during WaterAlternating-Gas (WAG) Injection / H. Shahverdi, M. Sohrabi // SPE. – 2013. – No. 7. – P. 5232–5253. DOI: 10.2118/166526-MS Scholar
37.Carlson, F.M. Simulation of Relative Permeability Hysteresis to the Non-wetting Phase / F.M. Carlson // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – 1981. – P. 10157. Scholar
38.Петраков, А.М. О достоверности экспериментального определения коэффициентов вытеснения нефти методами газового и водогазового воздействия / А.М. Петраков, Ю.А. Егоров, Т.Л. Ненартович // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 9. – С. 100–102. Scholar
39.Deep learning-based pore network generation: Numerical insights into pore geometry effects on microstructural fluid flow behaviors of unconventional resources / B.-E. Guo, N. Xiao, D. Martyushev, Z. Zhao // Energy. – 2024. – No. 294. – P. 130990. DOI: 10.1016/j.energy.2024.130990 Scholar
40.Effect of chemicals on the phase and viscosity behavior of water in oil emulsions / M. Shafiei, Y. Kazemzadeh, D.A. Martyushev, Z. Dai, M. Riazi // Scientific Reports. – 2023. – No. 13. – P. 4100. DOI: 10.1038/s41598-023-31379-0 Scholar
41.Developing features of the near-bottomhole zones in productive formations at fields with high gas saturation of formation oil / V.I. Galkin, D.A. Martyushev, I.N. Ponomareva, I.A. Chernykh // Journal of Mining Institute. – 2021. – Vol. 249. – P. 386–392. DOI: 10.31897/PMI.2021.3.7 Scholar
42.Moradpour, N. Experimental analysis of hybrid low salinity water alternating gas injection and the underlying mechanisms in carbonates / N. Moradpour, P. Pourafshary, D. Zivar. // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – No. 202. – P. 108562. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108562 Scholar
43.Experimental verification of the effects of three metal oxide nanoparticles on mass transfer at gas-liquid interface // L. Wang, Z. Li, T. Lu, F. Lai // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – No. 211. – P. 110122. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.110122 Scholar
44.Holmgren, C.R. Effect of Free Gas Saturation on Oil Recovery by Water Flooding / C.R. Holmgren, R.A. Morse // SPE. – 1951. – Vol. 192. – P. 135–140. DOI: 10.2118/951135-G Scholar
45.Мищенко, И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа / И.Т. Мищенко. – М., 2008. – 295 с. Scholar

Article information

Published: 24 February 2025
Issue date: 24 February 2025
Issue: Vol. 25, No. 1 (2025)