Abstract Bơm ép khí được sử dụng rộng rãi trong quá trình IOREOR. Không như mô hình bơm ép khí điển hình, CGI và WAG (WATER ALTERNATING GAS), quá trình phân dị trọng lực với trợ giúp bởi bơm ép khí (GAGD) có ưu thế của quá trình phân dị chất lưu vỉa nhằm bổ sung lực trọng lực một cách ổn định cho quá trình đẩy dầu.. Do đó, CO2 được xem xét trong nghiên cứu này cho bơm không trộn lẫn trong sự hình thành trên đá sa cát kết trong mỏ dầu Rumaila Nam nằm ở Iraq thông qua việc áp dụng quy trình GAGD. Mỏ này, với một lịch sử sản xuất 60 năm, có 40 giếng khai thác và được bao quanh bởi một tầng nước infiniteacting từ phía đông và phía tây hai cánh. Kể từ cánh đông là ít hiệu quả hơn so với một tây, 20 giếng bơm đã được khoan ở cánh phía đông trong vòng 35 năm qua để duy trì áp suất vỉa. Độ sâu hình thành là 10.350 ft. Dưới biển với một thân dầu đứng tối đa 350 ft. Quá trình GAGD đã được thông qua ở đây sử dụng mô phỏng vỉa chứa và mô hình hóa PVT tăng thu hồi dầu. Quá trình GAGD bao gồm việc đặt một giếng khai thác ngang gần đáy của đới sản phẩm và bơm khí thông qua giếng thẳng đứng hiện đã được sử dụng trong đới ngập nước. Khi khí bơm tăng từ đầu để tạo thành một khu vực khí đốt, dầu và nước bị đẩy xuống cho giếng khai thác ngang. Các vị trí của giếng ngang là hơi trên ranh giới dầunước. Trong các mô hình vỉa chứa, bể chứa khác và đặc tính chất lỏng đã được nghiên cứu ảnh hưởng của chúng trên các phản ứng lưu lượng để thực hiện phân tích độ nhạy, lịch sử phù hợp thông qua thiết kế của thí nghiệm.
Trang 1SPE-174579-MS
Optimization of Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process in a
Heterogeneous Sandstone Reservoir: Field-Scale Study
Watheq J Al-Mudhafar, and Dandina N Rao, Louisiana State University
Copyright 2015, Society of Petroleum Engineers
This paper was prepared for presentation at the SPE Enhanced Oil Recovery Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 11-13 August 2015
This paper was selected for presentation by an SPE program committee following review of information contained in an abstract submitted by the author(s) Contents
of the paper have not been reviewed by the Society of Petroleum Engineers and are subject to correction by the author(s) The material does not necessarily reflect any position of the Society of Petroleum Engineers, its officers, or members Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper without the written consent of the Society of Petroleum Engineers is prohibited Permission to reproduce in print is restricted to an abstract of not more than 300 words; illustrations may not be copied The abstract must contain conspicuous acknowledgment of SPE copyright
Abstract
Bơm ép khí được sử dụng rộng rãi trong quá trình IOR/EOR Không như mô hình bơm ép khí điển hình, CGI và WAG (WATER ALTERNATING GAS), quá trình phân dị trọng lực với trợ giúp bởi bơm ép khí (GAGD) có ưu thế của quá trình phân dị chất lưu vỉa nhằm bổ sung lực trọng lực một cách ổn định cho quá trình đẩy dầu Do đó, CO2 được xem xét trong nghiên cứu này cho bơm không trộn lẫn trong sự hình thành trên đá sa cát kết trong mỏ dầu Rumaila Nam nằm ở Iraq thông qua việc áp dụng quy trình GAGD
Mỏ này, với một lịch sử sản xuất 60 năm, có 40 giếng khai thác và được bao quanh bởi một tầng nước infiniteacting từ phía đông và phía tây hai cánh Kể từ cánh đông là ít hiệu quả hơn so với một tây, 20 giếng bơm đã được khoan ở cánh phía đông trong vòng 35 năm qua để duy trì áp suất vỉa Độ sâu hình thành là 10.350 ft Dưới biển với một thân dầu đứng tối đa 350 ft
Quá trình GAGD đã được thông qua ở đây sử dụng mô phỏng vỉa chứa và mô hình hóa PVT tăng thu hồi dầu Quá trình GAGD bao gồm việc đặt một giếng khai thác ngang gần đáy của đới sản phẩm và bơm khí thông qua giếng thẳng đứng hiện đã được sử dụng trong đới ngập nước Khi khí bơm tăng từ đầu để tạo thành một khu vực khí đốt, dầu và nước bị đẩy xuống cho giếng khai thác ngang Các vị trí của giếng ngang là hơi trên ranh giới dầu-nước
Trong các mô hình vỉa chứa, bể chứa khác và đặc tính chất lỏng đã được nghiên cứu ảnh hưởng của chúng trên các phản ứng lưu lượng để thực hiện phân tích độ nhạy, lịch sử phù hợp thông qua thiết kế của thí nghiệm Các thông số thiết kế hoạt động của giếng khai thác / bơm đã được xem xét để xác định hiệu suất tối ưu hồ chứa trong tương lai thông qua quá trình GAGD Trong số rất nhiều kịch bản dự đoán, quá trình GAGD dẫn để phục hồi đáng kể gia tăng, đặc biệt là trong những năm đầu khai thac trong tương lai so với trường hợp không có bơm và 10.000 thùng bơm nước mỗi giếng trong các giếng bơm giống nhau
Background
The Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) là quá trình đã được đề xuất để thu hồi dầu cải thiện và cho
cả hai quá trình không trộn lẫn và có thể trộn lẫn Các GAGD bao gồm việc đặt một đới khai thác ngang phía dưới của đới sản phẩm trên ranh giới dầu-nước và bơm khí, hoặc không trộn lẫn hoặc có thể trộn lẫn, trong một chế độ của trọng lực ổn định thông qua các giếng thẳng đứng bên trên của sự hình thành (Rao et al , 2004) Do sự phân biệt về trọng lực do mật độ chất lỏng khác nhau ở điều kiện vỉa, bơm khí đồng nhất ở phía trên của vỉa chứa cung cấp trọng lực cho dịch chuyển dầu ổn định, hướng về phía giếng khai thác ngang phía dưới của đới sản phẩm (Mahmoud và Rao, 2007) Sơ đồ của quá trình GAGD được thể hiện trong hình 1
Trang 2Figure 1—Schematic Drawing of GAGD process (Rao, 2012)
Trong quá trình GAGD, sự phân dị trọng lực của chất lỏng và sự tháo dầu phía dưới cùng của đới sản phẩm dẫn đến hiệu quả quét tốt hơn và thu hồi dầu cao hơn Khí CO2 được bơm xuống vì nó đạt hiệu quả quét cao hơn và hiệu quả thu hồi cao hơn đặc biệt là trong chế độ bơm hòa trộn Ngoài ra, hiệu quả quét cao đảm bảo bơm khí CO2 để khai thác (Rao et al., 2006) Vì quá trình GAGD bao gồm bơm khí thẳng đứng với giếng dầu đứng về phía đới khai thác ngang, nhiều yếu tố có thể ảnh hưởng hiệu quả của
nó, đặc biệt là các cấu trúc địa chất, thêm vào các thuộc tính petrophysical và tướng đá
Nghiên cứu này xem xét việc áp dụng các quy trình GAGD trên thân dầu chính của vỉa cát trên của mỏ dầu Rumaila Nam, ở Iraq nhằm nâng cao thu hồi dầu và giảm mức độ cắt nước lên đến 90% tại nhiều giếng (Al- Mudhafer, 2010) CO2 có thể được lấy từ các nguồn tài nguyên thiên nhiên như từ việc sản xuất khí đồng hành từ các mỏ dầu Ngoài ra, nó có thể được thu từ các nhà máy lọc dầu và nhà máy nhiệt điện Như ta đã biết, một lượng lớn khí tự nhiên đang được tăng lên từ mỏ dầu Rumaila Nam hiện nay
Field Study Description
Công ty Dầu khí Basrah đã phát hiện các mỏ dầu Rumaila Nam khổng lồ trong tháng Mười năm 1953 Các mỏ dầu Rumaila nằm ở phía nam của Iraq khoảng 50 km về phía tây của thành phố Basrah và khoảng 30 km về phía tây của trường Zubair (Al-Ansari, 1993 ) Mỏ Rumaila dài khoảng 100 km, nằm trong khoảng từ 12 đến 14 km chiều rộng và chiều sâu của nó kéo dài 3 km dưới mực nước biển Góc cắm vào hai cánh không vượt quá 3, trong khi đó ở các bộ phận của đỉnh là 1 dầu đầu tiên ở vị trí trong
mỏ Rumaila / Main Pay là 19,5 tỷ STB (Al-Mudhafer, 2010)
Trang 34
SPE-174579-MS
Geological Description
Các mỏ dầu Rumaila Nam bao gồm nhiều vỉa dầu mỏ Zubair là một trong những vỉa dầu được đại diện bởi Late chu Berriasian-Albian và trầm tích của nó, mà thuộc tuổi Creta hạ, giàu hữu cơ lắng đọng và tích tụ các chất trầm tích (Al-Obaidi, 2010) Bề dày vỉa Zubair dao động trong khoảng 280-400 m đó là tăng độ dày về phía bắc-đông và giảm về phía tây nam (Al-Obaidi, 2009) Zubair bao gồm năm loại đá dựa trên tỉ lệ cát đến đá phiến sét và được đặt tên từ trên xuống dưới: Upper shale member, Upper sandstone member (main pay) where the GAGD process will be applied, Middle shale member, Lower sand member, and Lower shale member (Al-Ansari, 1993)
More details are shown in Figure 2
Trang 4Figure 2—Geological Column of the Main Pay/ South Rumaila Oil Field (Mohammed et al., 2010)
Sector Study Description
Mỏ Nam Rumaila được chia thành bốn mỏ khai thác Từ Bắc vào Nam, các mỏ là Qurainat, Shamiya, Rumaila, và Janubia Sự lựa chọn của khu vực này đã được thực hiện chủ yếu là bởi vì nó có sự thiếu nhất của dữ liệu và nó là khu vực lớn nhất trong đó các hoạt động khai thác và bơm ép được thực hiện Diện tích khu vực là hơn một phần ba của toàn bộ mỏ Vỉa chứa có năm lớp với khoảng 80 m tổng chiều dày
Production and Injection Schedules
Việc khai thác sơ cấp bắt đầu trong mỏ này trong năm 1954 và bơm nước được bắt đầu vào năm 1980 Trong thời gian này, 40 giếng nước khai thác được mở ra để chảy trong mỏ mô phỏng Trong hơn hai thập kỷ, sự suy giảm áp suất tự nhiên và water drive đã được đưa vào cơ chế khai thác (Al-Mudhafer, 2013) Hai mươi giếng bơm đã được khoan ở cánh phía đông để duy trì sự hỗ trợ tầng chứa nước khổng
lồ từ cánh tây, mà
Trang 56
SPE-174579-MS
đạt đến 20 lần các dòng từ cánh Đông (Kabir, 2004) Việc sản xuất của một số lớp đã ngừng vì sự cắt giảm nước cao hơn trên 85% (Al-Mudhafer et al., 2010)
20 giếng bơm chủ yếu được sắp xếp thành hai hàng downdip song song Hàng bên trong của kim phun được hoàn thành chỉ trong khoảng thời gian LN, trong khi hàng downdip nhất của kim phun được hoàn thành chỉ trong khoảng AB / DJ Việc bơm nước qua năm 2004 là khoảng 1,1 tỷ thùng Tỷ lệ bơm đã có nhiều khác biệt với tối đa là gần 426,000 BPD cho hai tháng vào năm 1988 thang nhân tạo đã được cài đặt trong các giếng chính mới đây, mà đã được đề xuất để xử lý các giếng nước không có khả năng chảy đến bề mặt sau khi cắt giảm nước đạt xấp xỉ 80 % Trữ lượng dầu tại chỗ ban đầu ước tính (OOIP) là 19,5 tỷ thùng Tỷ lệ sản xuất dầu cao điểm của 600.000 BPD xảy ra tháng 5 năm 1979 cho khu vực nghiên cứu Tuy nhiên, việc sản xuất dầu cao điểm cho toàn bộ lĩnh vực là khoảng 1,25 MMBPD trong cùng thời kỳ Hình 3 cho thấy lịch sử sản xuất cho các ngành lĩnh vực
Figure 3—Field Production History
Boundary conditions treatment
Có hai loại điều kiện biên của vỉa chứa đang được nghiên cứu, một ranh giới không có dòng chảy và một tầng ngậm nước Ranh giới phía Bắc và phía Nam được giả định là không có dòng chảy Giả định này có thể được xem xét thực tế kể từ khi khai thác và bơm cân bằng được áp dụng cho các vỉa chứa và các đường đẳng áp qua streamlines bắc là vuông góc với các ranh giới Vì vậy, hướng của dòng chảy sẽ được song song với ranh giới phía bắc và phía nam Các ranh giới dòng chảy ở phía đông và phía tây là ranh giới water drive tự nhiên (Al-Mudhafer et al., 2010)
Compositional Reservoir Modelling
Một mô hình vỉa EOS-thành phần đã được phát triển để đánh giá các vỉa chứa thông qua quá trình thực hiện GAGD và dự đoán hiệu suất trong tương lai Ô lưới xây dựng trong nghiên cứu này bao gồm các
Trang 6Vỉa chứa và các bộ phận của tầng nước ngập nước dọc theo sườn đông và tây Các kích thước lưới cho các nghiên cứu này là 3300 ô lưới: 30 ô lưới ở I-hướng, 22 ô lưới ở J-hướng, và 5 ô lưới ở K-hướng như minh họa trong hình 4 Các kích thước của ô lưới là hằng số: 500m*433m Hệ thống gridding bao gồm vỉa chứa
và các tầng chứa nước vô hạn
Figure 4 —Well Locations and Grid System of Reservoir Model
Đối với mô hình mỏ quy mô, có một số yếu tố ảnh hưởng đến việc lựa chọn kích thước ô lưới như chi phí và thời gian có sẵn để tiến hành nghiên cứu và tốc độ xử lý của CPU Kể từ khi mỏ này có 60 năm lịch
sử khai thác với 40 giếng khai thác và 20 giếng bơm, nó đòi hỏi nhiều thời gian để chạy mô hình Các bước kích thước thời gian thường được sử dụng là trong khoảng 1- 6 tháng; do đó, 1 tháng bước thời gian
đã được xem xét bởi vì các mức khai thác và bơm hàng tháng Một đánh giá sơ bộ của quá trình GAGD trong mỏ dầu Rumaila Nam đã được tiến hành bằng cách chạy các mô hình vỉa chứa thành phần trong 12 năm sản xuất trong tương lai sau khi cài đặt một loạt 10 giếng khai thác ngang trên đỉnh của vỉa chứa Cùng kỳ dự đoán trong tương lai đã được xem xét cho các trường hợp không có bơm và 10.000 thùng nước mỗi ngày cho mỗi mỗi giếng bơm thẳng đứng hiện tại (Al-Mudhafar và Al-Khazraji, 2014) Quá trình GAGD đã dẫn đến phục hồi đáng kể gia tăng dầu (1,4 tỷ STB và 1,1 tỷ STB, tương ứng so với khai thác chính và các trường hợp bơm nước như thể hiện trong hình 5
Trang 78 SPE-174579-MS
Figure 5—Comparison of GAGD Process with primary depletion & Water Injection Scenarios
Design of Experiments
Các thiết kế của thí nghiệm (DoE) là một công cụ thống kê đang được sử dụng với mục đích xác định các yếu tố nhạy cảm nhất mà ảnh hưởng đến phản ứng thông qua các thủ tục phân tích độ nhạy Hơn nữa, DoE giúp để có được những kịch bản có khả năng nhất mà đạt được đáp ứng tối ưu cho quá trình khôi phục nhất định Trong khi đó, các phương pháp tiếp cận DoE có khả năng để đánh giá về sự tương tác giữa các yếu tố lựa chọn để tìm ra mức độ ảnh hưởng của chúng về việc thực hiện quy trình (Lazic, 2006)
Trang 8Figure 6 —Latin Hypercube Sampling of the Reservoir Simulation Runs
Sensitivity Analysis
Các bước trước khi tiến hành lịch sử phù hợp và tối ưu hóa phục hồi là phân tích độ nhạy (SA) Mục đích chính của SA là xác định các yếu tố ảnh hưởng lớn nhất ảnh hưởng đến phản ứng dòng chảy để giảm thời gian chạy bằng cách giảm tổng cộng số thí nghiệm máy tính cần thiết để đạt được lịch sử phù hợp Những phản ứng đó được xem xét để phân tích độ nhạy, Lịch sử Matching, và phục hồi tối ưu hóa là sản lượng dầu cộng dồn Trong khi đó, 13 yếu tố địa chất không chắc chắn rằng đã được thử nghiệm cho SA:
độ thấm và độ rỗng của năm lớp chứa, dọc với tỷ lệ ngang thấm (Kv / Kh), các nén rock, và kích thước tầng nước ngầm Hơn nữa, các yếu tố hoạt động kiểm soát liên quan đến tiêm CO2 và hạn chế sản xuất dầu cũng được xem xét Tất cả những yếu tố này được kết hợp thông qua lựa chọn đa cấp của Latin Hypercube Việc sản xuất dầu tích lũy được thu thập từ các mô hình hồ chứa thành phần cho tất cả các lần chạy mô phỏng tạo của LHS như mô tả trong hình 7 Hình 8 đại diện cho lô chẩn đoán cơ bản của mô hình phù hợp tuyến tính của chạy tạo ra và kết quả sản xuất dầu của họ Qq bình thường, và phân tích còn sót lại đã chỉ ra mô hình tốt phù hợp để được coi là một mô hình chính xác để đại diện cho quá trình xác thực và chính xác kết luận các yếu tố ảnh hưởng lớn nhất ảnh hưởng đến quá trình GAGD Sau khi xây dựng và xác nhận các mô hình tuyến tính, thống kê của các yếu tố này được đưa ra các dữ liệu thu được, kết quả SA cho thấy độ rỗng và độ thấm ngang ngoài các yếu tố thiết kế hoạt động là những yếu tố ảnh hưởng lớn nhất ảnh hưởng đến phản ứng dòng chảy thông qua việc áp dụng quy trình GAGD như minh họa trong Hình 9 Nó không phải là ngạc nhiên khi tỷ lệ Kv / Kh không quan trọng bởi vì các mô hình hồ chứa không được kết hợp với việc mô hình hóa thạch học, đặc biệt là các hồ chứa có phân bố đá phiến sét liên tục giữa các lớp đầu tiên và thứ hai & thứ ba và thứ tư (AL -Ansari, 1993) Hình 10 cho thấy tác dụng của Kv / Kh trên các mỏ tích lũy sản xuất dầu và tốc độ sản xuất cho toàn bộ thời gian dự đoán Con số này hỗ trợ các kết quả của tác dụng hạn chế về tỷ lệ Kv / Kh trên các phản ứng chuyển dời của trường
Trang 910 SPE-174579-MS
Figure 7—Sensitivity Analysis of the Reservoir Flow Response
Figure 8 —Basic Diagnostic Plots of the Reduced Linear Model
Trang 10Figure 9 —Most Influential Factors Affecting the Flow Response in GAGD Process
Trang 1112 SPE-174579-MS
Figure 10 —The effect of Kv/Kh ratio on the Flow Response in GAGD Process
History Matching
Phù hợp với lịch sử có thể được coi là vấn đề nghịch đảo để hạn chế tối đa các lỗi giữa các phản ứng được đo và tính toán như tỷ lệ khai thác và khai thác cộng dồn Thiết kế của thí nghiệm đã được sử dụng gần đây như là một cách hiệu quả để tìm ra những yếu tố nổi bật ảnh hưởng đến hiệu suất vỉa chứa (Al-Mudhafar và Zein Al-Abideen, 2014) DoE đã được sử dụng để tạo thuận lợi cho thông số vỉa chứa nhạy cảm nhất đối với lịch sử phù hợp Để kiểm tra và xác định tác động của các đặc tính vỉa chứa trên các biến phản ứng, Latin Hypercube Sampling (LHS), một công cụ thống kê, đã được sử dụng ở đây để tạo ra mẫu của bộ mẫu chính của các thông số cho các mức độ lớn và các yếu tố (Box et.al, 2005; Montgomery, 1997) Hypercube Latin Sampling Design (LHS) đã được thông qua để xử lý độ nhạy của 13 yếu tố có thể ảnh hưởng đến việc khai thác dầu tích lũy trong mỏ này Nó cung cấp một cách lấy mẫu để đảm bảo phương pháp xử lý ba biến chặn khác nhau (khối lập phương) tại mỗi cấp độ của các yếu tố (Lazic, 2006) Những yếu tố độ rỗng và độ thấm cho năm lớp, dọc với tỷ lệ ngang thấm (Kv / Kh), nén rock, và bán kính tầng nước ngầm (Al-Mudhafar và Zein Al-Abideen, 2014) Thực hiện thiết kế LHS đòi hỏi chạy mô hình vỉa chứa nhiệt động lực để cung cấp 128 thí nghiệm đại diện cho sự chênh lệch độ cao giữa các cấp của các yếu tố cần được cập nhật Mô hình hồi quy tuyến tính thống kê được tiến hành nghiên cứu tác động của các yếu tố giao cho đáp ứng T-test ANOVA và đã được áp dụng để xác nhận các mô hình và nhận được các mô hình tuyến tính giảm sau khi loại bỏ các yếu tố không ảnh hưởng (Montgomery, 2003) Hình 11 & 12 cho thấy các kết quả của mỗi thí nghiệm theo sản lượng dầu và các mỏ khai thác sản lượng cộng dồn tương ứng Hình 13 cho thấy kịch bản tối ưu dẫn đến lỗi tối thiểu giữa đo lường và tính toán sản lượng dầu cộng dồn và tỷ lệ phản ánh sự kết hợp tốt nhất lịch sử chảy