Журналов:     Статей:        

Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016; : 52-57

Численные эксперименты по оптимизации способов изоляции притока вод в горизонтальную добывающую скважину с использованием гидродинамического моделирования

Низаев Р. Х., Кадыров Р. Р., Евдокимов А. М., Бакиров А. И., Патлай А. В., Латыпов Р. Р., Низаев К. Р.

Аннотация

Геологическая модель (ГМ) представляет типичный участок башкирских отложений. Длина горизонтального участка добывающей горизонтальной скважины (ГС) составляет 324 м, вспомогательной ГС - 375 м. Добывающая горизонтальная скважина расположена в верхней части участка, вспомогательная - в водонефтяной зоне (ВНЗ). На базе ГМ создана цифровая фильтрационная модель участка в виде трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели и дополнительно включает динамические характеристики пластовых процессов. В гидродинамических расчетах принималось, что закачка трассера (водоизолирующего материала) в зависимости от концентрации трассера меняет значения относительных фазовых проницаемостей от 0,1 до 1 раза. Это происходит за счет изменения подвижности водной фазы. Если в ячейках нет трассера, то на подвижность водной фазы трассер не оказывает влияния. В случае когда ячейка заполнена трассером, особенно в окрестности вспомогательной скважины, подвижность водной фазы уменьшается в 10 раз. Приводятся результаты численных экспериментов по распределению трассера в пласте: 1) с перфорацией вокруг горизонтального ствола, фильтрация трассера к добывающей скважине происходит с небольшим объемом охвата трассером пласта; 2) изоляция произведена в верхней части ГС, при этом объем охвата трассером пласта больше предыдущего варианта; 3) с изоляцией верхней части и сбоку ГС, объем охвата трассером (водоизолирующим материалом) пласта намного больше предыдущих сценариев. Гидродинамические расчеты, приведенные в виде зависимости водонефтяного фактора (ВНФ) от темпа закачки трассера, показывают, что оптимальная закачка трассера находится в пределах 0,5-1,0 м3/сут. Численные эксперименты показывают необходимость учета в расчетах трещиноватость пласта.
Список литературы

1. Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Никифоров А.И., Иванов А.Ф., Низаев Р.Х. Теория и практика моделирования разработки нефтяных месторождений в различных геолого-физических условиях. Казань: Фэн - АН РТ, 2009. 239 с.

2. Низаев Р.Х., Насыбуллин А.В. Моделирование в разработке нефтяных месторождений: создание гидродинамической модели на базе пакетов про грамм фирмы ROXAR - MORE - Tempest: учеб. пособие. Альметьевск, 2014.

3. Tempest MORE 7.0 User Guide RUS, 2013.

Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2016; : 52-57

Numerical modeling optimizes water shutoff treatments in horizontal wells

Nizaev R. Kh., Kadyrov R. R., Evdokimov A. M., Bakirov A. I., Patlay A. V., Latypov R. R., Nizaev K. R.

Abstract

The geological model represents a typical Bashkirian reservoir. The horizontal lengths of production and service well are 324 m and 375 m, correspondingly. The horizontal production well is placed at the top part of the reservoir, while the service well is at the water-oil zone. Based on the existing geological model a numerical fluid-flow model has been created which is a three-dimensional grid model in which each grid block is defined by a set of identifiers and geological model parameters and further contains dynamic characteristics of in-situ processes. Numerical simulations have been performed on the assumption that tracer (water-shutoff agent) injection results in 0.1 to 1-fold changes in relative permeabilities depending on tracer concentrations. This is attributable to liquid phase mobility alteration. If no tracer is present in the grid blocks, it does not affect liquid phase mobility. Should a grid block be filled with tracer, particularly in the vicinity of service well, then liquid phase mobility decreases 10 times. This paper provides the results of numerical experiments on tracer distribution in-situ. Three cases have been simulated: 1) perforations around the horizontal well section, the tracer flows to the production well covering small reservoir volume; 2) water shutoff treatment in the upper part of the horizontal section, this simulation case exhibits greater reservoir coverage efficiency compared to the first case; 3) water shutoff treatment in the upper and lateral parts of the horizontal section, the tracer (water shutoff agent) covers much larger reservoir volume than in the former two cases. Numerical analysis of WOR (Water/Oil Ratio) versus tracer injection rate has shown the appropriate tracer injection rates to be in the range of 0.5-1.0 m3/day. The numerical study also revealed the necessity to consider reservoir fracturing in numerical simulations.
References

1. Khisamov R.S., Ibatullin R.R., Nikiforov A.I., Ivanov A.F., Nizaev R.Kh. Teoriya i praktika modelirovaniya razrabotki neftyanykh mestorozhdenii v razlichnykh geologo-fizicheskikh usloviyakh. Kazan': Fen - AN RT, 2009. 239 s.

2. Nizaev R.Kh., Nasybullin A.V. Modelirovanie v razrabotke neftyanykh mestorozhdenii: sozdanie gidrodinamicheskoi modeli na baze paketov pro gramm firmy ROXAR - MORE - Tempest: ucheb. posobie. Al'met'evsk, 2014.

3. Tempest MORE 7.0 User Guide RUS, 2013.