Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. Территория "Нефтегаз"
  4. Территория "Нефтегаз" 1-2.2024
Территория Нефтегаз 1-2.2024

Научная статья

УДК 550.822
(UDK 550.822)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (DEVELOPMENT AND EXPLOITATION)

ПРИМЕНЕНИЕ ЦИФРОВОГО АНАЛИЗА КЕРНА ПРИ СКРИНИНГЕ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДЛЯ СЛАБОКОНСОЛИДИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

(APPLICATION OF DIGITAL CORE ANALYSIS TO SCREEN THE METHODS OF ENHANCEMENT OF OIL RECOVERY FROM POORLY CONSOLIDATED RESERVOIRS IN FIELDS WITH HIGH-VISCOSITY OIL)

Основная цель данной работы заключалась в детальном скрининге с использованием метода цифрового анализа керна различных подходов к увеличению нефтеотдачи. Были рассмотрены заводнение полимерными растворами с поверхностно-активными веществами и термическое воздействие на резервуар. Полученные таким образом данные использовались затем для оценки эффективности подхода в масштабе пласта.
Метод цифрового анализа керна включает в себя построение цифровой модели керна и флюидов, их настройку по результатам лабораторных экспериментов и моделирование с использованием симулятора на основе метода функционала плотности в гидродинамике. В процессе исследований был проведен стандартный комплекс измерений фильтрационно-емкостных свойств на образцах породы и получены данные о вязкости, межфазном натяжении для флюидов и краевом угле смачивания породы. Значения коэффициента вытеснения при последовательном применении различных методов повышения нефтеотдачи были измерены на образцах миникерна при условиях, имитирующих пластовые, и позволили правильно настроить цифровые модели.
Эксперименты на цифровых моделях керна дали возможность смоделировать дополнительные сценарии воздействия. Кривые относительных фазовых проницаемостей, значения остаточной водо- и нефтенасыщенности, базовый коэффициент вытеснения (вода без добавок) и его увеличение в процессе закачки полимерных растворов с различным содержанием поверхностно-активного вещества и при разных температурах агента воздействия также получены с использованием метода цифрового анализа керна.
Эти данные были масштабированы для гидродинамического моделирования. Расчеты, выполненные на секторной модели, позволили оценить коэффициент извлечения нефти при заводнении полимерными растворами с поверхностно-активными веществами с учетом изменения как коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата в условиях месторождения высоковязкой нефти.
В работе впервые был реализован интегральный подход к скринингу методов увеличения нефтеотдачи, включающий в себя моделирование на поровом уровне, настроенное на референсные лабораторные эксперименты, и гидродинамическое моделирование в масштабе пласта. Результаты исследования продемонстрировали зависимость конечного значения коэффициента извлечения от конкретной схемы применения методов увеличения нефтеотдачи.

The primary objective of the study is to conduct a detailed screening of various approaches to enhancement of oil recovery through digital core analysis. The study addressed such methods as flooding with polymer surfactant-containing solutions and thermal stimulation of oil reservoir. The obtained data was then used to assess the effectiveness of specific approaches across the entire formation.
The method of digital core analysis includes development of digital core and fluid models, their further adjustment based on laboratory experimental data and modelling using a DFT-based simulator applicable for fluid dynamics.
The study included a standard set of core sample tests, which were conducted to determine porosity and permeability and p rovided d ata o n f luid v iscosity a nd i nterfacial t ension, a nd r ock c ontact a ngle. M ini-plugs w ere t ested at the conditions simulating actual reservoir conditions to determine displacement efficiency at successive application of various enhanced oil recovery methods, and these efficiency values were used to adjust the digital models properly.
Experiments with the digital core models helped with development of additional stimulation scenarios. The method involving digital core analysis was also used to build relative permeability curves, obtain residual water and oil saturation values, determine basic displacement efficiency (water without additives) and find out how it would be improved by injection of polymer with various content of surfactant at various temperatures of the stimulating agent.
These data were scaled to enable hydrodynamic simulation. Calculations, for which a sector model was used, provided data for assessment of the oil recovery factor that would be achieved by polymer surfactant flooding considering variations in displacement efficiency and sweeping efficiency typical for a field with high-viscosity oil.
During this study, for the first time ever an integral approach for screening of enhanced oil recovery methods was used, involving pore-level simulation adjusted on the basis of reference laboratory experiments and hydrodynamic simulations on reservoir scale. The study showed that the final recovery factor depends on the specific procedure of enhanced oil recovery method implementation.

ЦИФРОВОЙ АНАЛИЗ КЕРНА, ПАВ-ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ, УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ, ЦИФРОВАЯ МОДЕЛЬ, МИНИКЕРН, ФАЗОВАЯ ПРОНИЦАЕМОСТЬ, КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ

DIGITAL CORE ANALYSIS, POLYMER SURFACTANT FLOODING, ENHANCED OIL RECOVERY, DIGITAL MODEL, MINI-PLUG, RELATIVE PERMEABILITY, DISPLACEMENT EFFICIENCY

Д.А. Коробков1, e-mail: dkorobkov@slb.com;

А.Т. Ребрикова1, e-mail: arebrikova@slb.com;

Н.В. Евсеев1, e-mail: nevseev@slb.com;

И.А. Варфоломеев1, e-mail: ivarfolomeev@slb.com;

М.Г. Ярышев2, e-mail: Mikhail.Yaryshev@nedra.digital;

М.Р. Стукан1, e-mail: mstukan@slb.com;

Р.Н. Васильев3, e-mail: Vasilyev.RN@gazprom-neft.ru;

А.А. Гудз3, e-mail: Gudz.AA@tmn.gazprom-neft.ru;

А.А. Подкорытов3, e-mail: Podkorytov.AA@tmn.gazprom-neft.ru


1 ООО «Технологическая компания Шлюмберже» (Москва, Россия).
2 ООО «НЕДРА – Новые цифровые ресурсы промышленных активов» (Санкт-Петербург, Россия).
3 АО «Мессояханефтегаз» (Тюмень, Россия).

D.A. Korobkov1, e-mail: dkorobkov@slb.com;

А.T. Rebrikova1, e-mail: arebrikova@slb.com;

N.V. Evseev1, e-mail: nevseev@slb.com;

I.A. Varfolomeev1, e-mail: ivarfolomeev@slb.com;

M.G. Yaryshev2, e-mail: Mikhail.Yaryshev@nedra.digital;

М.R. Stukan1, e-mail: mstukan@slb.com;

R.N. Vasilyev3, e-mail: Vasilyev.RN@gazprom-neft.ru;

А.A. Gudz3, e-mail: Gudz.AA@tmn.gazprom-neft.ru;

А.A. Podkorytov3, e-mail: Podkorytov.AA@tmn.gazprom-neft.ru


1 OOO Schlumberger Technology Company (limited liability company) [OOO “Tekhnologicheskaya kompaniya Shlyumberzhe”] (Moscow, Russia).
2 OOO Nedra Digital (limited liability company) (Saint Petersburg, Russia).
3 AO Messoyakhaneftegaz (joint stock company) (Tyumen, Russia).

Коробков Д.А., Ребрикова А.Т., Евсеев Н.В., Варфоломеев И.А., Ярышев М.Г., Стукан М.Р., Васильев Р.Н., Гудз А.А., Подкорытов А.А. Применение цифрового анализа керна при скрининге методов увеличения нефтеотдачи для слабоконсолидированных коллекторов месторождения высоковязкой нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2024. № 1–2. С. 28–40.

Korobkov DA, Rebrikova AT, Evseev NV, Varfolomeev IA, Yaryshev MG, Stukan MR, Vasilyev RN, Gudz AA, Podkorytov AA. Application of digital core analysis to screen the methods of enhancement of oil recovery from poorly consolidated reservoirs in fields with high-viscosity oil. Oil and Gas Territory [Territorija “NEFTEGAS”]. 2024; (1–2): 28–40. (In Russian)

Yakimchuk I., Evseev N., Korobkov D., et al. Study of polymer flooding at pore scale by digital core analysis for East-Messoyakhskoe oil field // Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference. Richardson, TX, USA: SPE, 2020. Article ID SPE-202013-MS. DOI: 10.2118/202013-MS.

Демьянов А.Ю., Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. Основы метода функционала плотности в гидродинамике. М.: Физматлит, 2009. 312 с.

Armstrong R.T., Berg S., Dinariev O., et al. Modeling of pore-scale two-phase phenomena using density functional hydrodynamics // Transp. Porous Med. 2016. Vol. 112. P. 577–607. DOI: 10.1007/s11242-016-0660-8.

Ilyasov I., Gudz A., Podkorytov A., et al. Results of the first polymer flooding pilot at East-Messoyakhskoe oil field // Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference. Richardson, TX, USA: SPE, 2020. Article ID SPE-201822-MS. DOI: 10.2118/201822-MS.

Стукан М.Р., Якимчук И.В., Корнилов А.С. и др. Рентгенография как новый подход к измерению межфазного натяжения и краевого угла смачивания в пластовых условиях // Деловой журнал Neftegaz.ru. 2022. № 5–6 (125–126). С. 72–76.

Korobkov D., Goncharov A. Reservoir properties of conventional rock: routine measurements on mini-plugs // Proceedings of Annual Symposium of Society of Core Analysts. Fredericton, Canada: Society for Core Analysts, 2014. Article ID SCA2014-081.

ОСТ 39-195–86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: Миннефтепром, 1986. 19 с.

Oh W., Lindquist W.B. Image thresholding by indicator kriging // IEEE Transactions on Pattern Analysis and Machine Intelligence. 1999. Vol. 21, No. 7. P. 590–602.

Yakimchuk I, Evseev N, Korobkov D, Ridzel O, Pletneva V, Yaryshev M, et al. Study of polymer flooding at pore scale by digital core analysis for East-Messoyakhskoe oil field. In: SPE Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26–29 October 2020, Virtual. Richardson, TX, USA: SPE; 2020. article ID SPE-202013-MS. https://doi.org/10.2118/202013-MS.

Demyanov AYu, Dinariev OYu, Evseev NV. DFT Fundamentals in Fluid Dynamics. Moscow: Fizmatlit; 2009. (In Russian)

Armstrong RT, Berg S, Dinariev O, Evseev N, Klemin D, Koroteev D, et al. Modeling of pore-scale two-phase phenomena using density functional hydrodynamics. Transp. Porous Med. 2016; 112(3): 577–607.

Ilyasov I, Gudz A, Podkorytov A, Komarov V, Glushchenko N. Results of the first polymer flooding pilot at East-Messoyakhskoe oil field. In: SPE Proceedings of the SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26–29 October 2020, Virtual. Richardson, TX, USA: SPE; 2020. article ID SPE-201822-MS. https://doi.org/10.2118/201822-MS.

Stukan MR, Yakimchuk IV, Kornilov AS, Korobkov DA, Pletneva VA, Rebrikova AT, et al. X-ray diffraction as a new approach to measuring interfacial tension and contact angle in reservoir conditions. Business Magazine “Neftegaz.RU” [Delovoy zhurnal Neftegaz.RU]. 2022; 125–126(5–6): 72–76. (In Russian)

Korobkov D, Goncharov A. Reservoir properties of conventional rock: routine measurements on mini-plugs. In: Society for Core Analysts (SCA) Proceedings of Annual Symposium of Society of Core Analysts. 8–11 September 2014, Avignon, France. Fredericton, Canada: SCA; 2014. article SCA2014-081.

Ministry of Oil Industry (Minnefteprom). OST 39-195–86 (industry standard). Oil. Laboratory tests to determine efficiency of oil displacement with water. Moscow: Minnefteprom; 1986. (In Russian)

Oh W, Lindquist WB. Image thresholding by indicator kriging. IEEE Transactions on Pattern Analysis and Machine Intelligence. 1999; 21(7): 590–602.
Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57