Учет кинетики гелеобразования при моделировании методов увеличения нефтеотдачи пластов

Об авторах:

Ишков Алексей Андреевич, ведущий специалист, отдел физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов, Филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» (г. Тюмень); IshkovAA@tmn.lukoil.com

Мазитов Руслан Фаритович, начальник отдела физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов, Филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени; mazitovruf@tmn.lukoil.com

Шляпкин Алексей Сергеевич, ведущий специалист отдела проектирования и мониторинга разработки Южно-Ягунского месторождения Управления проектирования и мониторинга разработки месторождений ТПП «Когалымнефтегаз» и ТПП «Повхнефтегаз», филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени; ShlyapkinAS@lukoil.tmn.ru

Мальшаков Евгений Николаевич, начальник центра технологий разработки месторождений, Филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени; malshakoven@tmn.lukoil.com

Аннотация:

В настоящей работе представлен новый подход к моделированию потокоотклоняющих составов. Разработанный подход учитывает изменение реологических свойств гелевых композиций в зависимости от времени и температуры. Также рассмотрены эффекты изменения фактора остаточного сопротивления породы-коллектора в зависимости от концентрации гелевой композиции и проницаемости. Кроме этого, показаны общие концепции, заложенные в разработанное программное обеспечение (ПО), используемое для расчета геометрии размещения гелевых экранов и эффектов их применения.

Все используемые в программном продукте реологические характеристики гелевого состава получены лабораторным путем на этапе исследований в свободном объеме и на фильтрационных керновых моделях. Разработанный продукт позволяет корректно моделировать процессы формирования гелевого экрана в призабойной зоне пласта (ПЗП) и оценить технологическую эффективность в зависимости от дизайна обработки. В качестве изменяемых параметров дизайна могут выступать следующие характеристики: концентрации полиакриламида (ПАА) и сшивателя ацетата хрома (АЦХ), последовательность повышения/понижения концентраций ПАА и АЦХ, объем как композиции в целом, так и отдельных оторочек, давление и скорость закачки.

Список литературы:

1. Абрамовиц М. Справочник по специальным функциям с формулами, графиками и таблицами / М. Абрамовиц, И. Стиган; ред. Т. И. Кузнецова, Е. Ю. Ходан; пер. В. А. Диткина, Л. Н. Кармазина. М.: Наука, 1979. 832 с.

2. Басниев К. С. Нефтегазовая гидромеханика / К. С. Басниев, Н. М. Дмитриев, Г. Д. Розенберг. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 480 с.

3. Басниев К. С. Подземная гидромеханика / К. С. Басниев, Н. М. Дмитриев, Р. Д. Каневская. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. 488 с.

4. Земцов Ю. В. Обзор физико-химических МУН, применяемых в Западной Сибири, и эффективности их использования в различных геолого-физических условиях / Ю. В. Земцов, А. В. Баранов, А. О. Гордеев // Нефть. Газ. Новации. 2015. № 7. С. 11-22.

5. Ишков А. А. Применение потокоотклоняющих технологий в условиях низкопроницаемых коллекторов / А. А. Ишков, Р. Ф. Мазитов, В. Ю. Хорюшин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 1 (337). С. 59-66.

6. Проведение ГРП с предварительной закачкой тампонирующих составов на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / А. В. Родионов и др. // Инженерная практика. 2015. № 9. С. 78-85.

7. Румянцева Е. А. Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Е. А. Румянцева. Уфа: Научно-производственная фирма «Геофизика», 2004. 24 с.

8. Совершенствование технологий повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАА SoftPusher на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» / А. Качурин и др. // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2011. № 8. С. 126-128.

9. Сургучев М. Л. Методы извлечения остаточной нефти / М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин. М.: Недра, 1991. 347 с.

10. Тодес О. М. К теории коагуляции и укрупнения частиц в золях. Кинетика укрупнения частиц при «перегонке» вещества через гомогенную фазу / О. М. Тодес // Журн. Физ. Химия. 1946. Том 20. № 7. С. 629-644.

11. Хорюшин В. Ю. Комплексный подход к реализации методов по выравниванию профиля приемистости скважин. Опыт массированного воздействия потокоотклоняющими технологиями на русловые отложения объекта АВ1-2 Кечимовского месторождения / В. Ю. Хорюшин и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2017. № 9. С. 86-94.

12. Шувалов С. А. Применение полимерных реагентов для увеличения нефтеотдачи пласта и водоизоляции / С. А. Шувалов, В. А. Винокуров, В. Н. Хлебников // Труды РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 2013. № 4 (273). С. 98-107.

13. Ярославов А. О. Математическое моделирование фильтрации неньютоновских жидкостей в слоисто-неоднородных пластах и разработка методик статистического анализа геолого-промысловой информации: автореф. дис. … канд. физ.-мат.. наук / А. О. Ярославов. Тюмень: Тюменский филиал Института теоретической и прикладной механики СО РАН, 2003. 23 с.

14. Caicedo S. Gel-volume optimization in water conformance applying risk and uncertainty analysis / S. Caicedo, B. Del Conte, M. Prado // SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference (20-23 June). Rio de Janeiro, Brazil: Society of Petroleum Engineers, 2005. P. 8.

15. Fully implicit simulation of polymer flooding with MRST / K. Bao et al. // Computational Geosciences. 2017. Vol. 21. № 5. Pp. 1219-1244.

16. MRST-AD — an open-source framework for rapid prototyping and evaluation of reservoir simulation problems / S. Krogstad et al. // SPE Reservoir Simulation Symposium SPE Reservoir Simulation Symposium. Houston, Texas, USA: Society of Petroleum Engineers, 2015.

17. Open-source MATLAB implementation of consistent discretisations on complex grids / K. Lie et al. // Computational Geosciences. 2012. Vol. 16. № 2. Pp. 297-322.

18. Shu P. Gelation mechanism of chromium (III): American Chemical Society / P. Shu // Oil-Field Chemistry. 1989. Vol. 396. Pp. 137-144.

19. The Open Porous Media flow reservoir simulator / A. F. Rasmussen et al. // Computers & Mathematics with Applications. 2020. Pp. 1-27. [In Press, Corrected Proof]

20. Thomas S. Status and assessment of chemical oil recovery methods / S. Thomas, S. M. Farouq Ali // Energy Sources. 1999. № 21. Pp. 177-189.

21. Todd M. The development, testing and application of a numerical simulator for predicting miscible flood performance / M. Todd, W. Longstaff // SPE 3484. 1972. P. 9.