RU2810671C1 - Method for optimizing water injection into injection wells at initial stage of their operation - Google Patents
Method for optimizing water injection into injection wells at initial stage of their operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2810671C1 RU2810671C1 RU2023106953A RU2023106953A RU2810671C1 RU 2810671 C1 RU2810671 C1 RU 2810671C1 RU 2023106953 A RU2023106953 A RU 2023106953A RU 2023106953 A RU2023106953 A RU 2023106953A RU 2810671 C1 RU2810671 C1 RU 2810671C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- water
- reservoir
- composition
- formation
- Prior art date
Links
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 183
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 183
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 111
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 89
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 87
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 74
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims abstract description 38
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 9
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 39
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 8
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 claims description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 5
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000002459 porosimetry Methods 0.000 claims description 4
- 238000010603 microCT Methods 0.000 claims description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 35
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 14
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 14
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 13
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 8
- 241000209094 Oryza Species 0.000 description 6
- 235000007164 Oryza sativa Nutrition 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 6
- 235000009566 rice Nutrition 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 238000002149 energy-dispersive X-ray emission spectroscopy Methods 0.000 description 4
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 238000004626 scanning electron microscopy Methods 0.000 description 4
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 4
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 3
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000003889 chemical engineering Methods 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- PASHVRUKOFIRIK-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate dihydrate Chemical compound O.O.[Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O PASHVRUKOFIRIK-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 chlorine ions Chemical class 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000000205 computational method Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 229910001649 dickite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000000679 relaxometry Methods 0.000 description 1
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 1
- 238000004627 transmission electron microscopy Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке углеводородных месторождений, в частности к способам оптимизации процесса разработки месторождений углеводородов на этапе начала использования нагнетательных скважин для поддержания давления в продуктивном пласте.The invention relates to the development of hydrocarbon fields, in particular to methods for optimizing the process of developing hydrocarbon fields at the stage of starting to use injection wells to maintain pressure in the productive formation.
На сегодняшний момент трудно представить, чтобы разработка нового нефтегазового месторождения или существенная коррекция в текущем плане добычи выполнялись без тщательного моделирования процессов в пласте с использованием одного из множества доступных пластовых симуляторов. Таким образом появляется возможность промоделировать различные сценарии добычи и выбрать оптимальный. Это особенно важно при планировании разработок с использованием нагнетательных скважин, когда, чтобы предотвратить падение добычи нефти, для компенсации снижения пластового давления в пласт закачивается вода. Однако даже в наиболее современных резервуарных симуляторах не учитывается возможность снижения проницаемости (вплоть до закупорки) призабойной зоны нагнетательных скважин за счет отложений, образующихся в результате смешения воды закачки и пластового рассола, находящегося в призабойной зоне нагнетательной скважины в начале ее работы. При этом игнорирование возможного снижения проницаемости призабойной зоны, а следственно и приемистости нагнетательных скважин, может иметь серьезные последствия для успешной реализации программы разработки.Today, it is difficult to imagine that the development of a new oil and gas field or a significant adjustment to the current production plan would be carried out without careful modeling of the reservoir processes using one of the many reservoir simulators available. This makes it possible to simulate different production scenarios and select the optimal one. This is especially important when planning developments using injection wells, when, in order to prevent a drop in oil production, water is injected into the formation to compensate for the decrease in reservoir pressure. However, even the most modern reservoir simulators do not take into account the possibility of reducing the permeability (up to blockage) of the near-wellbore zone of injection wells due to deposits formed as a result of mixing injection water and formation brine located in the near-wellbore zone of the injection well at the beginning of its operation. At the same time, ignoring a possible decrease in the permeability of the near-wellbore zone, and consequently the injectivity of injection wells, can have serious consequences for the successful implementation of the development program.
Известно множество способов оптимизации работы нагнетательных скважин. Например, к классическим относится способ освоения нагнетательных скважин (В.А. Еронин, А.А. Литвинов и др. Эксплуатация системы заводнения пластов. - М.: «Недра», 1967. - С. 231.), сущность которого заключается в том, что в скважину с большим расходом и под высоким давлением закачивается жидкость, не снижающая проницаемость пласта. Благодаря этому в призабойной зоне открываются трещины, расширяются поры и закупоривающий материал жидкостью уносится в глубь пласта.There are many known ways to optimize the operation of injection wells. For example, the classical method includes the development of injection wells (V.A. Eronin, A.A. Litvinov, etc. Operation of the reservoir flooding system. - M.: "Nedra", 1967. - P. 231.), the essence of which is the fact that a liquid is pumped into the well at high flow rates and under high pressure, which does not reduce the permeability of the formation. Due to this, cracks open in the near-wellbore zone, pores expand, and the plugging material is carried away by the liquid into the depths of the formation.
Кроме того, при осуществлении продавки под высоким давлением за счет остаточной деформации пласта и некоторого разрушения поверхности трещин после снятия давления трещины в некоторых случаях полностью не раскрываются. За счет этого проницаемость зоны увеличивается против той, которая была до обработки.In addition, when pushing under high pressure, due to residual deformation of the formation and some destruction of the surface of the cracks after the pressure is removed, in some cases the cracks do not completely open. Due to this, the permeability of the zone increases compared to what it was before treatment.
Также известен способ освоения нагнетательных скважин (Ф.С.Абдуллин. Повышение производительности скважин. - М.: Недра, 1975. С. 177.) путем создания высоких знакопеременных колебаний на забое скважины.There is also a known method for developing injection wells (F.S. Abdullin. Increasing the productivity of wells. - M.: Nedra, 1975. P. 177.) by creating high alternating vibrations at the bottom of the well.
Сущность метода заключается в том, что в призабойную зону пласта через насосно-компрессорные трубы с применением цементировочных агрегатов в течение короткого времени периодически закачивают жидкость до достижения допустимых давлений закачки, которые затем быстро сбрасывают через затрубное пространство (производят «разрядку»).The essence of the method is that liquid is periodically pumped into the near-wellbore zone of the formation through tubing and compressor pipes using cementing units for a short time until the permissible injection pressure is reached, which is then quickly discharged through the annular space (performing “discharge”).
При прокачке жидкости в призабойной зоне пласта раскрываются имеющиеся или образуются новые трещины, а при сбрасывании давления происходит приток жидкости к забою с большой скоростью.When pumping fluid in the near-wellbore zone of the formation, existing cracks open or new ones are formed, and when the pressure is released, fluid flows to the bottom at high speed.
Также известен способ оптимизации работы нагнетательных скважин (Патент RU 2265716 С1), включающий заводнение через эти скважины продуктивных пластов с использованием насосных агрегатов, отличающийся тем, что при заводнении терригенных поровых продуктивных пластов в нагнетательную линию устанавливают акустические резонаторы звука с набором резонансных частот, обеспечивающих подавление амплитуды звука знакопеременных низкочастотных пульсаций жидкости, создаваемых насосными агрегатами, нахождение продуктивных пластов в постоянном режиме сжатия и создание условий режима поршневого вытеснения нефти из продуктивного пласта.There is also a known method for optimizing the operation of injection wells (Patent RU 2265716 C1), which includes flooding productive formations through these wells using pumping units, characterized in that when flooding terrigenous pore productive formations, acoustic sound resonators with a set of resonant frequencies are installed in the injection line to ensure suppression the sound amplitudes of alternating low-frequency liquid pulsations created by pumping units, the presence of productive formations in a constant compression mode and the creation of conditions for the piston displacement of oil from the productive formation.
Также известен способ разработки нефтяной залежи закачкой воды и газа (Патент RU 2527432). Согласно изобретению, по данным бурения вертикальных скважин предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки воды и газа на композиционной гидродинамической модели. Закачку ведут в циклическом режиме, состоящем из трех этапов. На первом этапе добывающие скважины останавливают, закачивают газ в объеме, который был отобран за время работы добывающих скважин. На втором этапе при также остановленных добывающих скважинах ведут закачку воды до повышения давления закачки не менее чем в 2 раза по сравнению с первоначальным. При этом первоначальное давление закачки поддерживают в пределах РЗ=(0,45 0,55)⋅РГ, где РГ - вертикальное горное давление пород. После этого переходят к третьему этапу. Закачку прекращают, добывающие скважины пускают в работу. Попутный нефтяной газ собирают в резервуары для последующего его использования в первом этапе. При снижении пластового давления на более чем 20% от первоначального цикл повторяют.There is also a known method for developing an oil deposit by injecting water and gas (Patent RU 2527432). According to the invention, based on vertical well drilling data, optimal parameters for water and gas injection are preliminarily calculated using a compositional hydrodynamic model. Injection is carried out in a cyclic mode, consisting of three stages. At the first stage, the production wells are stopped and gas is pumped in the volume that was taken during the operation of the production wells. At the second stage, with production wells also stopped, water is injected until the injection pressure increases by at least 2 times compared to the initial one. In this case, the initial injection pressure is maintained within the limits Р З =(0.45 0.55)⋅Р Г , where Р Г is the vertical rock pressure of the rocks. After this, they move on to the third stage. Injection is stopped and production wells are put back into operation. Associated petroleum gas is collected in tanks for subsequent use in the first stage. When the reservoir pressure decreases by more than 20% of the initial value, the cycle is repeated.
Основным недостатком всех описанных выше способов является то, что в процессе их применения никак не учитывается снижение проницаемости призабойной зоны нагнетательных скважин из-за выпадения нерастворимых отложений, которые могут образовываться из-за изменения пластовых условий или смешения пластовых вод и вод закачки.The main disadvantage of all the methods described above is that their application does not take into account the decrease in the permeability of the near-wellbore zone of injection wells due to the precipitation of insoluble deposits, which can form due to changes in reservoir conditions or mixing of formation waters and injection waters.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в минимизации риска снижения проницаемости породы вблизи нагнетательных скважин и соответственно риска закупорки нагнетательных скважин в процессе закачки воды в нагнетательные скважины на начальном этапе их работы посредством выбора оптимального состава закачиваемой воды и режима закачки.The technical result achieved by implementing the invention is to minimize the risk of reducing the permeability of the rock near injection wells and, accordingly, the risk of clogging injection wells during the process of pumping water into injection wells at the initial stage of their operation by selecting the optimal composition of the injected water and the injection mode.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом оптимизации закачки воды в нагнетательные скважины на начальном этапе работы осуществляют отбор образца породы коллектора и определяют минеральный состав породы коллектора. Отбирают пробу пластовой воды из скважины в пластовых условиях и определяют состав пластовой воды в пластовых условиях. Проверяют стабильности воды закачки в условиях, отвечающих всем возможным режимам закачки при пластовой температуре и давлениях в диапазоне от исходного пластового давления до давления, соответствующего гидроразрыву пласта, и в случае нестабильности определяют количество и состав выпадающих осадков, а также скорость их выпадения. Проверяют стабильность системы «пластовая вода - порода коллектора» в условиях, отвечающих всем возможным режимам закачки при пластовой температуре и давлениях в диапазоне от исходного пластового давления до давления, соответствующего гидроразрыву пласта, и в случае нестабильности определяют количество и состав выпадающих осадков, а также скорость их выпадения. Проверяют стабильность системы «вода закачки - пластовая вода -порода коллектора» при различных пропорциях воды закачки и пластовой воды в условиях, отвечающих всем возможным режимам закачки при пластовой температуре и давлениях в диапазоне от исходного пластового давления до давления, соответствующего гидроразрыву пласта, и в случае нестабильности определяют количество и состав выпадающих осадков, а также скорость их выпадения. Определяют распределение пор по размерам для образца породы коллектора и определяют распределение скорости течения жидкости в порах разного размера в образце при различных условиях, отвечающих всем возможным режимам закачки при пластовой температуре и давлениях в диапазоне от исходного пластового давления до давления, соответствующего гидроразрыву пласта. Для каждого из режимов строят распределение скорости вытеснения пластовой воды. На основании определенного состава пластовой воды, воды закачки, скоростей выпадения осадков, а также распределения скоростей течения жидкости в порах разного размера в образце, выбирают режим закачки воды и состав воды закачки, обеспечивающий минимизацию количества осадка на единицу объема породы. Осуществляют подготовку воды закачки с обеспечением выбранного состава, задают выбранные давления закачки и производят закачку подготовленной воды в нагнетательную скважину.This technical result is achieved by the fact that, in accordance with the proposed method for optimizing water injection into injection wells, at the initial stage of work, a sample of the reservoir rock is taken and the mineral composition of the reservoir rock is determined. A sample of formation water is taken from a well under reservoir conditions and the composition of formation water is determined under reservoir conditions. The stability of injection water is checked under conditions that meet all possible injection modes at reservoir temperatures and pressures in the range from the initial reservoir pressure to the pressure corresponding to hydraulic fracturing, and in case of instability, the amount and composition of precipitation is determined, as well as the rate of precipitation. They check the stability of the “formation water - reservoir rock” system under conditions that meet all possible injection modes at reservoir temperatures and pressures in the range from the initial reservoir pressure to the pressure corresponding to hydraulic fracturing, and in case of instability, determine the amount and composition of precipitation, as well as the rate their loss. The stability of the “injection water - formation water - reservoir rock” system is checked at various proportions of injection water and formation water under conditions that meet all possible injection modes at formation temperature and pressures in the range from the initial formation pressure to the pressure corresponding to hydraulic fracturing, and in the case instabilities determine the amount and composition of precipitation, as well as the rate at which it falls. The pore size distribution for a reservoir rock sample is determined and the distribution of fluid flow velocity in pores of different sizes in the sample is determined under various conditions corresponding to all possible injection modes at reservoir temperatures and pressures in the range from the initial reservoir pressure to the pressure corresponding to hydraulic fracturing. For each mode, the distribution of formation water displacement rate is constructed. Based on the specific composition of formation water, injection water, precipitation rates, as well as the distribution of fluid flow rates in pores of different sizes in the sample, the water injection mode and the composition of the injection water are selected to minimize the amount of sediment per unit volume of rock. The injection water is prepared to ensure the selected composition, the selected injection pressures are set, and the prepared water is pumped into the injection well.
Проба пластовой воды может являться глубинной пробой, отобранной на забое, или устьевой пробой, для которой химический состав пластовой воды восстанавливают на пластовые условия.The formation water sample can be a deep sample taken at the bottom, or a wellhead sample for which the chemical composition of the formation water is restored to formation conditions.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения восстановление состава пластовой воды на пластовые условия осуществляют с использованием методов вычислительной химии.In accordance with one of the embodiments of the invention, the restoration of the composition of formation water to reservoir conditions is carried out using computational chemistry methods.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения восстановление состава пластовой воды на пластовые условия осуществляют путем помещения образца пластовой воды в контакт с достаточно большим объемом породы коллектора при пластовых условиях с последующим анализом проб.In accordance with another embodiment of the invention, restoring the composition of the formation water to reservoir conditions is carried out by placing a sample of the formation water in contact with a sufficiently large volume of reservoir rock at reservoir conditions, followed by analysis of the samples.
Стабильность воды закачки в диапазоне всех возможных режимов закачки, а также систем «пластовая вода - порода коллектора» и «пластовая вода - порода коллектора - вода закачки» в диапазоне всех возможных режимов закачки могут быть проверены экспериментально или с использованием геохимических симуляторов.The stability of injection water in the range of all possible injection modes, as well as the “formation water - reservoir rock” and “formation water - reservoir rock - injection water” systems in the range of all possible injection modes can be tested experimentally or using geochemical simulators.
В случае нестабильности воды закачки в диапазоне всех возможных режимов закачки и/или систем «пластовая вода - порода коллектора», «пластовая вода - порода коллектора - вода закачки» в диапазоне всех возможных режимов закачки количество выпадающих осадков и их скорость выпадения измеряют экспериментально или с использованием геохимических симуляторов или литературных данных.In case of instability of injection water in the range of all possible injection modes and/or systems “formation water - reservoir rock”, “formation water - reservoir rock - injection water” in the range of all possible injection modes, the amount of precipitation and its precipitation rate are measured experimentally or with using geochemical simulators or literature data.
В качестве образца породы коллектора могут быть использованы образцы керна, извлеченные из скважины при разработке, или образцы шлама, полученные при бурении нагнетательной скважины.Core samples extracted from a well during development or cuttings samples obtained during drilling of an injection well can be used as a reservoir rock sample.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения распределение пор по размеру определяют с использованием ртутной порометрии.In accordance with one embodiment of the invention, the pore size distribution is determined using mercury porosimetry.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения распределение пор по размеру получают на основе анализа трехмерных моделей породы, полученных с использованием рентгеновской микротомографии образцов породы.In accordance with another embodiment of the invention, the pore size distribution is obtained based on the analysis of three-dimensional rock models obtained using X-ray microtomography of rock samples.
Скорости течения жидкости в поровом пространстве пласта определяют при помощи моделирования на поровом уровне с использованием доступного гидродинамического симулятора.Fluid flow velocities in the pore space of the formation are determined using pore-level modeling using an available fluid dynamics simulator.
Изобретение поясняется чертежом, где на фиг. 1 приведена блок-схема осуществления предлагаемого способа.The invention is illustrated by the drawing, where in FIG. 1 shows a block diagram of the proposed method.
Предложенное изобретение предусматривает выбор состава закачиваемой воды (воды закачки) и режима закачки воды в нагнетательные скважины, минимизирующего риск выпадения осадков в пластовых условиях и связанного с этим снижения проницаемости пласта. Состав воды и режим закачки определяют на основе данных о распределении пор по размерам и минеральном составе породы, химических составах пластового рассола и закачиваемой воды, а также значений пластовой температуры, давления и скорости протекания реакций. Количество выпадающего осадка зависит от термодинамических условий (давление и температура), а влияние осадка на проницаемость пласта зависит от площади выпадения, которая, в свою очередь, является функцией скорости притока в пласт воды закачки и скорости протекания реакции осаждения. На основе указанных выше исходных данных оказывается возможным определить такой режим закачки, при котором риск снижения проницаемости пласта в районе каждой скважины является минимальным.The proposed invention provides for the selection of the composition of the injected water (injection water) and the mode of water injection into injection wells, which minimizes the risk of precipitation in reservoir conditions and the associated decrease in reservoir permeability. The composition of water and the injection mode are determined based on data on the distribution of pore sizes and mineral composition of the rock, the chemical composition of the formation brine and injected water, as well as the values of formation temperature, pressure and reaction rate. The amount of sediment that falls depends on thermodynamic conditions (pressure and temperature), and the effect of sediment on the permeability of the formation depends on the area of precipitation, which, in turn, is a function of the rate of inflow of injection water into the formation and the rate of precipitation reaction. Based on the above initial data, it is possible to determine an injection mode in which the risk of reducing the formation permeability in the area of each well is minimal.
Согласно схеме реализации изобретения, приведенной на фиг. 1, на первом этапе (блок 1) отбирают представительный образец породы из интересующего пласта и определяют минеральный (химический) состав породы коллектора.According to the implementation diagram of the invention shown in Fig. 1, at the first stage (block 1), a representative rock sample is selected from the formation of interest and the mineral (chemical) composition of the reservoir rock is determined.
Способ определения минерального (химического) состава породы коллектора не регламентируется данным изобретением. В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения минеральный (химический) состав породы коллектора может быть получен путем прямого анализа образца породы коллектора любым из известных методов, например, при помощи растровой электронной микроскопии в режиме энергодисперсионной спектроскопии.The method for determining the mineral (chemical) composition of a reservoir rock is not regulated by this invention. In accordance with one embodiment of the invention, the mineral (chemical) composition of the reservoir rock can be obtained by direct analysis of a sample of the reservoir rock by any of the known methods, for example, using scanning electron microscopy in the energy-dispersive spectroscopy mode.
В соответствии с еще одним вариантом реализации изобретения, минеральный (химический) состав породы коллектора может быть получен из имеющихся данных по разработке.In accordance with yet another embodiment of the invention, the mineral (chemical) composition of the reservoir rock can be obtained from existing production data.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения, в качестве образцов породы коллектора может быть использован шлам, полученный при бурении рассматриваемой нагнетательной скважины.In accordance with one embodiment of the invention, cuttings obtained during drilling of the injection well in question can be used as reservoir rock samples.
На втором этапе (блок 2) проводят отбор пластовой воды (рассола) из скважины и определяют ее состав в пластовых условиях.At the second stage (block 2), formation water (brine) is sampled from the well and its composition is determined under reservoir conditions.
Способ определения химического состава образца пластовой воды (рассола) не регламентируется данным изобретением. Состав может быть получен любым из известных методов, используемых в индустрии, например, например, методом титрования (по ГОСТ 23268.6-78 для определения хлорид-ионов, ГОСТ 23268.5-78 для определения кальция и магния, ГОСТ 23268.9-78 для определения ионов натрия, и т.д.).The method for determining the chemical composition of a sample of formation water (brine) is not regulated by this invention. The composition can be obtained by any of the known methods used in the industry, for example, by the titration method (according to GOST 23268.6-78 for the determination of chloride ions, GOST 23268.5-78 for the determination of calcium and magnesium, GOST 23268.9-78 for the determination of sodium ions, etc.).
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения, проба пластовой воды (рассола) является глубинной пробой (отобранной на забое). В этом случае определенный стандартными методами химический состав пластовой воды (рассола) соответствует исходному (пластовому) и каких-либо дополнительных действий проводить не требуется.In accordance with one embodiment of the invention, the formation water (brine) sample is a deep sample (taken at the bottom). In this case, the chemical composition of formation water (brine) determined by standard methods corresponds to the initial (formation) one and no additional actions are required.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения, проба пластовой воды (рассола) является устьевой пробой. В этом случае полученный химический состав пластовой воды (рассола) должен быть восстановлен (скорректирован) на пластовые условия. Для этого необходима информация о пластовом давлении и температуре (относится к стандартным данным по разработке), а также о минеральном (химическом) составе породы-коллектора, определенном на первом этапе реализации данного изобретения).In accordance with another embodiment of the invention, the formation water (brine) sample is a wellhead sample. In this case, the resulting chemical composition of formation water (brine) must be restored (corrected) to the formation conditions. This requires information on reservoir pressure and temperature (refers to standard development data), as well as on the mineral (chemical) composition of the reservoir rock, determined at the first stage of implementation of this invention).
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения восстановление состава пластовой воды (рассола) на пластовые условия может быть выполнено с использованием методов вычислительной химии, например, с использованием одного из существующих геохимических симуляторов (например, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem или Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan С. et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, т. 17, №. 02, с. 379-392).), в предположении, что пластовая вода (рассол) находится в химическом равновесии с породой коллектора в пластовых условиях.In accordance with one of the embodiments of the invention, restoration of the composition of formation water (brine) to reservoir conditions can be performed using computational chemistry methods, for example, using one of the existing geochemical simulators (for example, Oli Studio https://www.olisystems.com /oli-studio-scalechem or Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan S. et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012 , v. 17, no. 02, pp. 379-392), under the assumption that formation water (brine) is in chemical equilibrium with the reservoir rock under reservoir conditions.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения, восстановление состава пластовой воды (рассола) на пластовые условия может быть выполнено путем помещения образца пластовой воды в контакт с достаточно большим объемом породы коллектора при пластовых условиях, с последующим анализом проб (как минимум две пробы должны быть отобраны с некоторым интервалом времени). Рассол должен находиться в контакте с породой до достижения равновесия, что характеризуется неизменностью состава флюида со временем.In accordance with another embodiment of the invention, restoring the composition of formation water (brine) to reservoir conditions can be accomplished by placing a sample of formation water in contact with a sufficiently large volume of reservoir rock at reservoir conditions, followed by sample analysis (at least two samples must be taken with a certain time interval). The brine must be in contact with the rock until equilibrium is achieved, which is characterized by the fluid composition remaining unchanged over time.
В соответствии с еще одним вариантом реализации изобретения, химический состав рассола в пластовых условиях может быть получен из имеющихся данных по разработке.In accordance with yet another embodiment of the invention, the chemical composition of the brine at reservoir conditions can be obtained from existing production data.
На третьем этапе (блок 3) производится отбор проб, определение химического состава и изучение стабильности воды закачки в условиях, отвечающих всем возможным режимам закачки (не происходит самопроизвольного выпадения осадка). Диапазон «отвечающих всем возможным режимам закачки» условий соответствует пластовой температуре и давлениям в диапазоне от исходного пластового давления до давления, соответствующего гидроразрыву пласта.At the third stage (block 3), sampling is carried out, the chemical composition is determined and the stability of injection water is studied under conditions that meet all possible injection modes (spontaneous precipitation does not occur). The range of “corresponding to all possible injection modes” conditions corresponds to reservoir temperatures and pressures in the range from the initial reservoir pressure to the pressure corresponding to hydraulic fracturing.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения стабильность воды закачки в диапазоне «всех возможных режимов закачки» проверяется экспериментально путем помещения образца закачиваемой воды в соответствующие термодинамические условия.In accordance with one embodiment of the invention, the stability of the injection water over a range of "all possible injection conditions" is tested experimentally by placing a sample of the injection water under appropriate thermodynamic conditions.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения стабильность закачиваемой воды в диапазоне «всех возможных режимов закачки» проверяют при помощи моделирования с использованием одного из существующих геохимических симуляторов (например, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem или Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan С. et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, т.17, №. 02, с. 379-392).In another embodiment of the invention, the stability of the injected water over a range of "all possible injection regimes" is tested by simulation using one of the existing geochemical simulators (for example, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem or Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan S. et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, v. 17, no. 02, pp. 379-392).
Если в какой-то области рассматриваемых термодинамических параметров закачиваемая вода является нестабильной, то определяют количество и состав осадка, а также кинетику реакции осадкообразования (скорость образования осадка).If in some area of the considered thermodynamic parameters the injected water is unstable, then the amount and composition of the sediment, as well as the kinetics of the sedimentation reaction (rate of sediment formation) are determined.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения, количество и состав осадка определяют экспериментально любым из существующих лабораторных методов, например, количество осадка определяется путем взвешивания, а состав определяют при помощи растровой электронной микроскопии в режиме энергодисперсионной спектроскопии.In accordance with one embodiment of the invention, the amount and composition of the sediment is determined experimentally by any of the existing laboratory methods, for example, the amount of sediment is determined by weighing, and the composition is determined using scanning electron microscopy in energy-dispersive spectroscopy mode.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения, количество и состав осадка определяют при помощи моделирования с использованием одного из существующих геохимических симуляторов (например, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem или Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan С. et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, т.17, №. 02, с. 379-392).According to another embodiment of the invention, the amount and composition of sediment is determined by modeling using one of the existing geochemical simulators (for example, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem or Scale Soft Pitzer https:/ /bcc.rice.edu/node/47, Fan S. et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, vol. 17, no. 02, pp. 379- 392).
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения скорость реакции осадкообразования определяется экспериментально.In accordance with one embodiment of the invention, the rate of the precipitation reaction is determined experimentally.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения скорость реакции осадкообразования определяют на основе методов вычислительной химии (например, White D.A., Verdone N. Numerical modelling of sedimentation processes //Chemical engineering science. - 2000. - T. 55. - №. 12. - C. 2213-2222.) и известных литературных данных.In accordance with another embodiment of the invention, the rate of sedimentation reaction is determined based on computational chemistry methods (for example, White D.A., Verdone N. Numerical modeling of sedimentation processes //Chemical engineering science. - 2000. - T. 55. - No. 12. - C. 2213-2222.) and known literary data.
Таким образом, в ходе третьего этапа реализации изобретения определяют состав закачиваемой воды и количество содержащегося в ней осадка в момент проникновения воды в пласт.Thus, during the third stage of implementation of the invention, the composition of the injected water and the amount of sediment contained in it are determined at the moment of water penetration into the formation.
Согласно схеме реализации изобретения, приведенной на фиг. 1, на четвертом этапе (блок 4) производят изучение стабильности системы «пластовая вода - порода коллектора» в условиях, отвечающих всем возможным режимам закачки (не происходит самопроизвольного выпадения осадка).According to the implementation diagram of the invention shown in Fig. 1, at the fourth stage (block 4), the stability of the “formation water - reservoir rock” system is studied under conditions that meet all possible injection modes (spontaneous sedimentation does not occur).
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения стабильность системы «пластовая вода - порода коллектора» проверяется экспериментально путем помещения образца пластовой воды (глубинной пробы или восстановленного в ходе осуществления работ на втором этапе данного изобретения) в присутствии достаточного количества породы коллектора в соответствующие термодинамические условия.In accordance with one embodiment of the invention, the stability of the formation water-reservoir rock system is tested experimentally by placing a sample of formation water (deep sample or recovered during the work in the second stage of this invention) in the presence of a sufficient amount of reservoir rock under appropriate thermodynamic conditions.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения, стабильность системы «пластовая вода - порода коллектора» в диапазоне всех возможных режимов закачки проверяется при помощи моделирования с использованием одного из существующих геохимических симуляторов например, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem или Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan С.et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, т. 17, №. 02, с. 379-392).In accordance with another embodiment of the invention, the stability of the formation water - reservoir rock system in the range of all possible injection modes is checked using simulation using one of the existing geochemical simulators, for example, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli- studio-scalechem or Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan S.et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, vol. 17, no. 02, p. 379-392).
Если в какой-то области рассматриваемых термодинамических параметров система «пластовая вода - порода коллектора» является нестабильной, то определяют количество и состав осадка, а также кинетику реакции осадкообразования (скорость образования осадка) или, соответственно, кинетику реакции растворения.If in some area of the considered thermodynamic parameters the system “formation water - reservoir rock” is unstable, then the amount and composition of the sediment is determined, as well as the kinetics of the sedimentation reaction (rate of sediment formation) or, accordingly, the kinetics of the dissolution reaction.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения количество и состав осадка (количество и состав растворенной породы) определяют экспериментально.In accordance with one embodiment of the invention, the amount and composition of the sediment (the amount and composition of dissolved rock) is determined experimentally.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения количество и состав осадка определяют при помощи моделирования с использованием одного из существующих геохимических симуляторов.According to another embodiment of the invention, the amount and composition of sediment is determined by modeling using one of the existing geochemical simulators.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения скорость реакции осадкообразования определяется экспериментально.In accordance with one embodiment of the invention, the rate of the precipitation reaction is determined experimentally.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения скорость реакции осадкообразования определяют на основе методов вычислительной химии и известных литературных данных.In accordance with another embodiment of the invention, the rate of the precipitation reaction is determined based on computational chemistry methods and known literature data.
На следующем этапе (блок 5) производят изучение стабильности системы «вода закачки- пластовая вода - порода коллектора» при различных пропорциях воды в условиях, отвечающих всем возможным режимам закачки (не происходит самопроизвольного выпадения осадка).At the next stage (block 5), the stability of the “injection water - formation water - reservoir rock” system is studied at various proportions of water under conditions that meet all possible injection modes (spontaneous sedimentation does not occur).
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения стабильность системы «вода закачки - пластовая вода - порода коллектора» проверяют экспериментально путем помещения смеси воды закачки и пластовой воды (глубинной пробы или восстановленного в ходе осуществления работ на втором этапе данного изобретения) в присутствии достаточного количества породы коллектора в соответствующие термодинамические условия.In accordance with one embodiment of the invention, the stability of the “injection water - formation water - reservoir rock” system is tested experimentally by placing a mixture of injection water and formation water (deep sample or recovered during the work at the second stage of this invention) in the presence of a sufficient amount of rock reservoir under appropriate thermodynamic conditions.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения стабильность системы «вода закачки - пластовая вода - порода коллектора» в диапазоне всех возможных режимов закачки при различных пропорциях вод проверяют при помощи моделирования с использованием одного из существующих геохимических симуляторов (например, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem или Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan С.et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, т.17, №. 02, с. 379-392).In accordance with another embodiment of the invention, the stability of the “injection water - formation water - reservoir rock” system in the range of all possible injection modes at various water proportions is checked using modeling using one of the existing geochemical simulators (for example, Oli Studio https://www .olisystems.com/oli-studio-scalechem or Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan S.et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, vol. 17, no. 02, pp. 379-392).
Если в какой-то области рассматриваемых термодинамических параметров система «вода закачки - пластовая вода - порода коллектора» является нестабильной, то определяют количество и состав осадка (количество и состав растворенной породы), а также кинетику реакции осадкообразования (скорость образования осадка) или, соответственно, кинетику реакции растворения (скорость растворения породы коллектора).If in some area of the considered thermodynamic parameters the system “injection water - formation water - reservoir rock” is unstable, then the amount and composition of sediment (the amount and composition of dissolved rock), as well as the kinetics of the sedimentation reaction (the rate of sediment formation) are determined or, accordingly , kinetics of the dissolution reaction (rate of dissolution of the reservoir rock).
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения количество и состав осадка (количество и состав растворенной породы) определяют экспериментально любым из существующих лабораторных методов, например, количество осадка определяется путем взвешивания, а состав определяется при помощи растровой электронной микроскопии в режиме энергодисперсионной спектроскопии.In accordance with one embodiment of the invention, the amount and composition of the sediment (the amount and composition of dissolved rock) is determined experimentally by any of the existing laboratory methods, for example, the amount of sediment is determined by weighing, and the composition is determined using scanning electron microscopy in energy-dispersive spectroscopy mode.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения количество и состав осадка (количество и состав растворенной породы) определяют при помощи моделирования с использованием одного из существующих геохимических симуляторов (например, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem или Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan С. et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, т. 17, №. 02, с. 379-392).In another embodiment of the invention, the amount and composition of sediment (the amount and composition of dissolved rock) is determined by modeling using one of the existing geochemical simulators (for example, Oli Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem or Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan S. et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, vol. 17, no. 02, pp. 379-392).
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения скорость реакции осадкообразования (реакции растворения) определяют экспериментально.In accordance with one embodiment of the invention, the rate of the precipitation reaction (dissolution reaction) is determined experimentally.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения скорость реакции осадкообразования (реакции растворения) определяют на основе методов вычислительной химии (например, White D.A., Verdone N. Numerical modelling of sedimentation processes //Chemical engineering science. - 2000. - T. 55. - №. 12. - C. 2213-2222) и известных литературных данных.In accordance with another embodiment of the invention, the rate of sedimentation reaction (dissolution reaction) is determined based on computational chemistry methods (for example, White D.A., Verdone N. Numerical modeling of sedimentation processes //Chemical engineering science. - 2000. - T. 55. - No. 12. - pp. 2213-2222) and known literary data.
Согласно схеме реализации изобретения, приведенной на фиг. 1, на следующем этапе (блок 6) определяют распределение пор по размерам для образца породы коллектора. Данная процедура может быть осуществлена с использованием любого подходящего метода, например, при помощи ртутной порометрии.According to the implementation diagram of the invention shown in Fig. 1, at the next stage (block 6) the pore size distribution for the reservoir rock sample is determined. This procedure can be carried out using any suitable method, for example, using mercury porosimetry.
В соответствии с одним вариантом реализации изобретения в качестве образцов породы коллектора могут быть использованы керны, извлеченные из скважины при разработке.In accordance with one embodiment of the invention, cores extracted from a well during development can be used as reservoir rock samples.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения в качестве образцов породы коллектора может быть использован шлам, полученный при бурении рассматриваемой нагнетательной скважины.In accordance with another embodiment of the invention, cuttings obtained during drilling of the injection well in question can be used as reservoir rock samples.
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения проводят рентгеновскую микротомографию кернов для получения цифровой трехмерной структуры «поровое пространство - порода». На основе этих данных также может быть построено распределение пор по размерам или модель структура может быть использована непосредственно далее.In accordance with another embodiment of the invention, X-ray microtomography of cores is performed to obtain a digital three-dimensional pore space-rock structure. Based on these data, a pore size distribution can also be constructed or a structure model can be used directly further.
Согласно схеме реализации изобретения, приведенной на фиг. 1, на седьмом этапе (блок 7) определяют скорость течения жидкости в порах разного размера при различных условиях, отвечающих всем возможным режимам закачки.According to the implementation diagram of the invention shown in Fig. 1, at the seventh stage (block 7) the fluid flow rate in pores of different sizes is determined under various conditions that correspond to all possible injection modes.
В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения, распределение скорости рассчитывается при помощи моделирования на поровом уровне с использованием одного из существующих гидродинамических симуляторов (например https://www.slb.com/resource-library/technical-paper/ts/sca-sca2013-014, Dinariev О., Evseev N. Multiphase flow modeling with density functional method //Computational Geosciences. - 2016. - T. 20. - №. 4. - C. 835-856).In accordance with one embodiment of the invention, the velocity distribution is calculated using pore level modeling using one of the existing hydrodynamic simulators (for example https://www.slb.com/resource-library/technical-paper/ts/sca-sca2013 -014, Dinariev O., Evseev N. Multiphase flow modeling with density functional method //Computational Geosciences. - 2016. - T. 20. - No. 4. - P. 835-856).
В соответствии с другим вариантом реализации изобретения, распределение скорости измеряют экспериментально с использованием любых известных методов, например ЯМР-релаксометрии.In accordance with another embodiment of the invention, the velocity distribution is measured experimentally using any known methods, for example NMR relaxometry.
На восьмом этапе (блок 8 на фиг. 1) на основании данных, полученных на предыдущих этапах, а именно химических составов пластовых вод, вод закачки, кинетики осадкообразования в случае нестабильности пластовой воды и/или системы «пластовая вода - порода коллектора» и/или «вода закачки - пластовая вода - порода коллектора», а также распределения скоростей в образце, осуществляют выбор оптимального давления закачки и состава закачиваемой воды, обеспечивающих минимизацию количества осадка на единицу объема породы.At the eighth stage (block 8 in Fig. 1) based on the data obtained at the previous stages, namely the chemical composition of formation waters, injection waters, sedimentation kinetics in case of instability of formation water and/or the “formation water - reservoir rock” system and/ or “injection water - formation water - reservoir rock”, as well as the distribution of velocities in the sample, select the optimal injection pressure and composition of the injected water, ensuring minimization of the amount of sediment per unit volume of rock.
Способ решения задачи по выбору режима закачки и состава закачиваемой воды не регламентируется данным изобретением. Например, могут быть использованы аналитические методы, основанные на вариационном исчислении или динамическом программировании. Также могут быть использованы программные продукты для численного решения задач оптимизации (например, ALGLIB https://www.alglib.net/)The method for solving the problem of choosing the injection mode and the composition of the injected water is not regulated by this invention. For example, analytical methods based on the calculus of variations or dynamic programming can be used. Software products for numerical solution of optimization problems can also be used (for example, ALGLIB https://www.alglib.net/)
Согласно схеме реализации изобретения, приведенной на фиг. 1, на девятом этапе (блок 9), на основании выбора режима закачки и состава воды закачки, осуществленного на восьмом этапе (блок 8), производят соответствующую подготовку/оптимизацию состава воды закачки. Способ подготовки/оптимизации состава воды закачки не регламентируется данным изобретением. Например, может производиться увеличение содержания недостающих химических компонентов путем их добавления в воду перед ее закачкой в скважину или, наоборот, может производиться снижение содержания определенных компонентов, например, путем пропускания на этапе подготовки воды закачки через колонны с ионообменными смолами.According to the implementation diagram of the invention shown in Fig. 1, at the ninth stage (block 9), based on the choice of the injection mode and the composition of the injection water, carried out at the eighth stage (block 8), the appropriate preparation/optimization of the composition of the injection water is carried out. The method for preparing/optimizing the composition of injection water is not regulated by this invention. For example, the content of missing chemical components can be increased by adding them to the water before it is pumped into the well, or, conversely, the content of certain components can be reduced, for example, by passing the injection water through columns with ion-exchange resins at the stage of water preparation.
На последнем этапе (блок 10 на фиг. 1) на основании выбора режима закачки и состава воды закачки, осуществленного на восьмом этапе (блок 8), задают соответствующие режимы закачки и производят закачку подготовленной на девятом этапе (блок 9) воды в скважину.At the last stage (block 10 in Fig. 1), based on the choice of injection mode and composition of the injection water, carried out at the eighth stage (block 8), the appropriate injection modes are set and the water prepared at the ninth stage (block 9) is pumped into the well.
Предложенный в изобретении метод позволяет рассчитать диапазон режимов закачки воды в нагнетательную скважину, при котором образование осадка (если таковое имеет место), получающегося в результате смешения воды закачки с пластовым рассолом в пластовых условиях, не приводит к падению проницаемости пласта ниже целевых значений.The method proposed in the invention makes it possible to calculate the range of modes of water injection into an injection well, in which the formation of sediment (if any) resulting from mixing injection water with formation brine under reservoir conditions does not lead to a drop in formation permeability below target values.
Рассмотрим реализацию изобретения на примере, в котором исследование проводится для скважины С, месторождения М. По данным ГИС пластовое давление составляет 300 атм., пластовая температура 35 С. Максимально возможное давление до начала образования гидроразрыва составляет 600 атм., максимально возможный градиент давления в пласте 18 кПа/м.Let's consider the implementation of the invention using an example in which the study is carried out for well C, field M. According to GIS data, the reservoir pressure is 300 atm, the reservoir temperature is 35 C. The maximum possible pressure before the formation of hydraulic fracturing is 600 atm, the maximum possible pressure gradient in the reservoir 18 kPa/m.
Отбор образца породы коллектора и определение состава породы (блок 1 на фиг. 1):Sampling the reservoir rock and determining the composition of the rock (block 1 in Fig. 1):
Состав исследуемой породы определен посредством анализа отобранного образца шлама методом растровой электронной микроскопии в режиме энергодисперсионной спектроскопии [Н.Г. Стенина Просвечивающая электронная микроскопия в задачах генетической минералогию - Новосибиск: «Наука», 1985. - С. 6]. Согласно анализу, состав породы: 30% по массе каолинит (Al2Si2O5(OH)4), 70% по массе кварц (SiO2).The composition of the studied rock was determined by analyzing a selected sample of sludge using scanning electron microscopy in the energy-dispersive spectroscopy mode [N.G. Stenina Transmission electron microscopy in problems of genetic mineralogy - Novosibisk: “Science”, 1985. - P. 6]. According to the analysis, the composition of the rock is: 30% by weight kaolinite (Al 2 Si 2 O 5 (OH) 4 ), 70% by weight quartz (SiO 2 ).
Определение состава пластовой воды (блок 2 на фиг. 1):Determination of the composition of formation water (block 2 in Fig. 1):
Была отобрана устьевая проба воды с интересующей скважины месторождения. Состав воды был определен при атмосферном давлении и температуре 25°С с использованием государственных стандартов [РД 52.24.407-2006, РД 52.24.483-2005, РД 52.24.493-2006, РД 52.24.395-2007, РД 52.24.514-2009, РД 52.24.495-2005]. Далее с использованием геохимического симулятора «OLI Studio» было проведено восстановление состава пластовой воды на пластовые условия (давление 300 атм., температура 35С). Данные о составе пластовой воды представлены в Таблице 1.A wellhead water sample was taken from the field well of interest. The composition of water was determined at atmospheric pressure and temperature 25°C using state standards [RD 52.24.407-2006, RD 52.24.483-2005, RD 52.24.493-2006, RD 52.24.395-2007, RD 52.24.514- 2009, RD 52.24.495-2005]. Next, using the geochemical simulator “OLI Studio”, the composition of formation water was restored to reservoir conditions (pressure 300 atm, temperature 35C). Data on the composition of formation water are presented in Table 1.
Определение состава воды закачки и ее стабильности (блок 3 на фиг. 1):Determination of the composition of injection water and its stability (block 3 in Fig. 1):
Состав воды закачки был определен при атмосферном давлении и 25°C с использованием государственных стандартов [РД 52.24.407-2006, РД 52.24.483-2005, РД 52.24.493-2006, РД 52.24.395-2007, РД 52.24.514-2009, РД 52.24.495-2005]. Полученный состав представлен в Таблице 2. С использованием геохимического симулятора «OLI Studio» было установлено, что данная вода при 35°С в исследуемом диапазоне давлений от 300 до 600 бар термодинамически стабильна (не происходит выпадения осадка).The composition of injection water was determined at atmospheric pressure and 25°C using state standards [RD 52.24.407-2006, RD 52.24.483-2005, RD 52.24.493-2006, RD 52.24.395-2007, RD 52.24.514- 2009, RD 52.24.495-2005]. The resulting composition is presented in Table 2. Using the OLI Studio geochemical simulator, it was found that this water at 35°C in the studied pressure range from 300 to 600 bar is thermodynamically stable (no sedimentation occurs).
Проверка стабильности системы «пластовая вода» и «порода коллектора» (блок 4 на фиг. 1):Checking the stability of the “formation water” and “reservoir rock” system (block 4 in Fig. 1):
С использованием геохимического симулятора «OLI Studio» было установлено, что пластовая вода в контакте с породой при 35°С в исследуемом диапазоне давлении от 300 до 600 бар термодинамически стабильна (не происходит выпадения осадка).Using the OLI Studio geochemical simulator, it was found that formation water in contact with rock at 35°C in the studied pressure range from 300 to 600 bar is thermodynamically stable (no sedimentation occurs).
Проверка стабильности системы «пластовая вода», «вода закачки», «порода коллектора» (блок 5 на фиг. 1):Checking the stability of the “formation water”, “injection water”, “reservoir rock” system (block 5 in Fig. 1):
С использованием геохимического симулятора «OLI Studio» было установлено, что смесь пластовой воды и воды закачки в контакте с породой при 35°С в исследуемом диапазоне давлений от 300 до 600 бар не является термодинамически стабильной. При различных соотношениях объемных долей вод возможен сценарий выпадения гипса. Данные о количестве выпадаемого осадка представлены в Таблице 3.Using the OLI Studio geochemical simulator, it was found that the mixture of formation water and injection water in contact with the rock at 35°C in the studied pressure range from 300 to 600 bar is not thermodynamically stable. At different ratios of volume fractions of water, a scenario of gypsum precipitation is possible. Precipitation data is presented in Table 3.
Данные о кинетике выпадения гипса в присутствии ионов хлора в растворе были взяты из статьи [Не S., Oddo J.Е., Tomson М.В. The seeded growth of calcium sulfate dihydrate crystals in NaCl solutions up to 6 m and 90°C //Journal of colloid and interface science. - 1994. - T. 163. - №. 2. - C. 372-378.]. Для данного диапазона термобарических условий (35°С, диапазон давлений 300-600 бар) реакция осаждения является реакцией второго порядка, описываемой уравнением:Data on the kinetics of gypsum precipitation in the presence of chlorine ions in solution were taken from the article [He S., Oddo J.E., Tomson M.V. The seeded growth of calcium sulfate dihydrate crystals in NaCl solutions up to 6 m and 90°C // Journal of colloid and interface science. - 1994. - T. 163. - No. 2. - pp. 372-378]. For a given range of thermobaric conditions (35°C, pressure range 300-600 bar), the precipitation reaction is a second order reaction described by the equation:
В данном выражении - концентрация ионов концентрация ионов - концентрация образовавшегося гипса, R - константа скорости реакции, равная:In this expression - ion concentration ion concentration - concentration of the formed gypsum, R - reaction rate constant, equal to:
Определение распределения пор по размерам для породы коллектора (блок 6 на фиг. 1):Determination of pore size distribution for reservoir rock (block 6 in Fig. 1):
С использованием методов ртутной порометрии для породы коллектора было получено распределение пор по размерам. Данные распределения представлены в таблице 4.Using mercury porosimetry methods, the pore size distribution was obtained for the reservoir rock. The distribution data is presented in Table 4.
Определение скорости течение жидкости в породе коллектора (блок 7 на фиг. 1):Determination of the speed of fluid flow in the reservoir rock (block 7 in Fig. 1):
Для полученного на предыдущем этапе (блок 6) распределения пор по размерам проводилось прямое численное моделирование течения жидкости путем решения уравнение Навье-Стокса. В модели пористая среда представляла собой сеть независимых каналов круглого сечения, размеры и количество которых совпадали с распределением пор. В них содержалась пластовая вода, которая вытеснялась водой закачки под действием постоянного градиента давления. Для каждого размера каналов рассчитывалось распределение смещений молекул за различные моменты времени, в предположении, что установившееся течение является ламинарным, а коэффициенты диффузии для растворенных ионов в воде закачки и пластовой воде взяты из известных источников [Краткий справочник физико-химических величин» под редакцией К.П. Мищенко и А.А. Равделя, Л.: Химия, 1974 г. - 200 стр]. Более подробно эта модель описана в [Клименок К.Л., Демьянов А.Ю. Численное моделирование сигнала ядерного магнитного резонанса в насыщенных пористых среда с учетом движения фаз //вычислительные методы и программирование. - 2017. - Т. 18. - №.3. - С. 192-203.]. По распределению смещений рассчитывалось распределение скоростей течения жидкости. Расчеты проводились для градиентов давления от 3 до 18 кПа/м с шагом 3 кПа/м. Это соответствует давлению закачки от 350 до 600 барFor the pore size distribution obtained at the previous stage (block 6), direct numerical modeling of fluid flow was carried out by solving the Navier-Stokes equation. In the model, the porous medium was a network of independent channels of circular cross-section, the size and number of which coincided with the distribution of pores. They contained formation water, which was displaced by injection water under the influence of a constant pressure gradient. For each channel size, the distribution of molecular displacements at various times was calculated, under the assumption that the steady flow is laminar, and the diffusion coefficients for dissolved ions in injection water and formation water were taken from well-known sources [A short reference book of physical and chemical quantities" edited by K. P. Mishchenko and A.A. Ravdelya, L.: Chemistry, 1974 - 200 pages]. This model is described in more detail in [Klimenok K.L., Demyanov A.Yu. Numerical modeling of a nuclear magnetic resonance signal in saturated porous media taking into account phase motion //Computational methods and programming. - 2017. - T. 18. - No. 3. - P. 192-203]. Based on the distribution of displacements, the distribution of fluid flow velocities was calculated. Calculations were carried out for pressure gradients from 3 to 18 kPa/m with a step of 3 kPa/m. This corresponds to an injection pressure of 350 to 600 bar
Выбор оптимального режима закачки (блок 8 на фиг. 1):Selecting the optimal injection mode (block 8 in Fig. 1):
Для каждого рассчитанного на предыдущем этапе (блок 7) распределения скорости вытеснения решалась кинетическая задача о выпадении осадка, описанная на пятом этапе (блок 5 на фиг. 1), с учетом известной константы скорости и максимально рассчитанного количества выпадающего осадка. Далее, для каждого распределения скорости вытеснения рассчитывалась суммарная масса выпавшего осадка. Данные о суммарной массе осадка, выпадающие за 1 секунду, представлены в Таблице 5. Среди рассчитанных режимов наименьшее количество осадка выпадает при закачке под давлением 600 атм. Также видно, что существует локальный максимум, соответствующий закачке при давлении близи 450 атмосфер. Таким образом, при выходе на рабочий режим, необходимо минимизировать время работы близи данного давления.For each displacement rate distribution calculated at the previous stage (block 7), the kinetic problem of sedimentation described at the fifth stage (block 5 in Fig. 1) was solved, taking into account the known rate constant and the maximum calculated amount of precipitation. Next, for each displacement rate distribution, the total mass of deposited sediment was calculated. Data on the total mass of sediment falling in 1 second are presented in Table 5. Among the calculated modes, the smallest amount of sediment falls when pumping under a pressure of 600 atm. It is also clear that there is a local maximum corresponding to injection at a pressure of approximately 450 atmospheres. Thus, when reaching the operating mode, it is necessary to minimize the time of operation near this pressure.
Подготовка оптимального состава закачки (блок 9 на фиг. 1):Preparation of the optimal injection composition (block 9 in Fig. 1):
Предварительно перед закачкой, проводится очищение воды закачки с помощью метода обратного осмоса, тем самым уменьшается скорость выпадения. твердого гипса до скоростей, представленных в таблице 6.Before injection, the injection water is purified using the reverse osmosis method, thereby reducing the rate of deposition. hard gypsum to the speeds presented in table 6.
Claims (24)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2810671C1 true RU2810671C1 (en) | 2023-12-28 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5377756A (en) * | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
| RU2265716C1 (en) * | 2004-04-29 | 2005-12-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский нефтяной научный центр" | Injection well operation optimization method |
| US8235110B2 (en) * | 2006-12-13 | 2012-08-07 | Gushor Inc. | Preconditioning an oilfield reservoir |
| RU2527432C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by water and gas injection |
| RU2635418C1 (en) * | 2016-05-23 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method for preparation of formation water to maintain formation pressure and method for maintaining oil pool formation pressure |
| US10458207B1 (en) * | 2016-06-09 | 2019-10-29 | QRI Group, LLC | Reduced-physics, data-driven secondary recovery optimization |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5377756A (en) * | 1993-10-28 | 1995-01-03 | Mobil Oil Corporation | Method for producing low permeability reservoirs using a single well |
| RU2265716C1 (en) * | 2004-04-29 | 2005-12-10 | Закрытое акционерное общество "Тюменский нефтяной научный центр" | Injection well operation optimization method |
| US8235110B2 (en) * | 2006-12-13 | 2012-08-07 | Gushor Inc. | Preconditioning an oilfield reservoir |
| RU2527432C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by water and gas injection |
| RU2635418C1 (en) * | 2016-05-23 | 2017-11-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method for preparation of formation water to maintain formation pressure and method for maintaining oil pool formation pressure |
| US10458207B1 (en) * | 2016-06-09 | 2019-10-29 | QRI Group, LLC | Reduced-physics, data-driven secondary recovery optimization |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| С.В. АФАНАСЬЕВ и др. Регулирование приемистости нагнетательных скважин нефтяных месторождений//Neftegaz. RU, N 7 (103) 2020, с.28-34. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109441422B (en) | Shale gas well spacing optimization mining method | |
| Fernández et al. | Proppant transport in a scaled vertical planar fracture: Vorticity and dune placement | |
| WO2004095259A1 (en) | Performance prediction method for hydrocarbon recovery processes | |
| CN112814669B (en) | Shale oil reservoir full life cycle recovery ratio prediction method and system | |
| RU2385413C1 (en) | Method of evaluating current gas saturation in bottomhole zone of well in deposit of volatile oil | |
| Zhang et al. | Experimental study of fracturing fluid retention in rough fractures | |
| Li et al. | Permeability analysis of hydrate-bearing sediments during the hydrate formation process | |
| Ding et al. | Simulation of fracturing induced formation damage and gas production from fractured wells in tight gas reservoirs | |
| Shahverdi | Characterization of three-phase flow and WAG injection in oil reservoirs | |
| RU2810671C1 (en) | Method for optimizing water injection into injection wells at initial stage of their operation | |
| CN107366529B (en) | Heterogeneous water-drive pool Dimensionless liquid production index curve characterizing method | |
| Denny et al. | A history of pore water oxygen isotope evolution in the Cretaceous Travis Peak Formation in East Texas | |
| Sun et al. | Laboratory investigation of the effect of the pore pressure on argillaceous siltstone permeability | |
| Uhrynovskyi et al. | Investigation of the efficiency of restrained oil displacement using of enhancing oil recovery methods | |
| Binley et al. | Factors affecting the rate of deposition of cement in unfractured perforations during squeeze-cementing operations | |
| Mehana | On the fate of the fracturing fluid and its impact on load recovery and well performance | |
| Song et al. | A novel approach for modeling gas flow behaviors in unconventional reservoirs with nanoporous media | |
| Hui et al. | Development and application of a new technique for upscaling miscible processes | |
| RU2809029C1 (en) | Method for clarifying reservoir porosity and permeability of formation in interwell space by numerically adapting hydrodynamic model to results of large-scale gas dynamic studies | |
| RU2768341C1 (en) | Well production rate prediction method taking into account anisotropy of permeability of carbonate rocks | |
| RU2807536C1 (en) | Method for assessing the change in the permeability of the bottomhole formation zone | |
| RU2808505C1 (en) | Method for preparing model of formation water | |
| Hao et al. | Using a well-to-well interplay during the CO2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in an inclined oil reservoir: Experiments, simulations, and pilot tests | |
| Benson et al. | Investigations in geologic carbon sequestration: multiphase flow of CO2 and water in reservoir rocks | |
| Sidiq | UPSCALING gas-water relative permeability measurements from ambient to reservoir CONDITIONS |