Wpływ rezydualnego nasycenia gazem poniżej stwierdzonego kontaktu woda–gaz na proces eksploatacji złoża

• Autorzy: Tuczyński Tomasz , Podsobiński Daniel , Stopa Jerzy

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.09.04

Warianty tytułu

Impact of residual gas saturation below the specified water-gas contact on the production process

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Złoża gazu ziemnego przez miliony lat poddawane były działaniu rozmaitych czynników geologicznych, które wpływają na ich ostateczny stan i kształt. Zdarza się, że po pewnym czasie produkcji złoże posiada dodatkową energię oraz większe zasoby gazu, niż spodziewano się pierwotnie. Przyczyną tego może być rezydualne nasycenie gazem poniżej wyznaczonego kontaktu woda–gaz, które nie zostało uwzględnione we wcześniejszych analizach. Nieuwzględnienie rezydualnej strefy węglowodorów może prowadzić do błędnych wniosków na temat zasobów, wydobycia ze złoża oraz czasu zawodnienia otworów produkcyjnych. W niniejszej pracy przeprowadzono analizę wpływu rezydualnej strefy gazowej występującej poniżej konturu woda–gaz na proces produkcji z rzeczywistego złoża gazowokondensatowego. Obliczenia zostały wykonane za pomocą dynamicznego modelu złożowego z użyciem komercyjnego symulatora numerycznego Eclipse. Na potrzeby pracy zostało wykonanych 6 modeli dynamicznych, na podstawie których przeprowadzono analizę wpływu na skumulowane wydobycie gazu i wody parametrów takich jak krytyczne nasycenie gazem w strefie rezydualnej oraz objętość warstwy wodonośnej. Na podstawie przedstawionego przykładu wielkość całkowitych zasobów geologicznych po uwzględnieniu strefy rezydualnej wzrosła o około 19%. Oddziaływanie rezydualnej strefy gazowej na wielkość wydobycia gazu nie jest jednak jednoznaczne i jej obecność może wpłynąć zarówno pozytywnie, jak i negatywnie na wielkość wydobycia gazu. Wielkość oraz rodzaj wpływu wynikającego z występowania strefy rezydualnej są bezpośrednio związane z warunkami geologiczno-złożowymi występującymi na danym złożu oraz z samym sposobem prowadzenia eksploatacji. Otrzymane rezultaty wskazują również, że rezydualna strefa gazowa może wpływać na czas zawodnienia otworów produkcyjnych oraz na wielkość wydobycia wody złożowej.

EN

Natural gas fields over millions of years are exposed to various geological factors that affect their final state and shape. It happens that after some time of production, the reservoir has additional energy and greater gas resources than originally expected. The reason for this may be residual gas saturation below the specified gas–water contact, which has not been included in previous analyzes. Disregarding the residual hydrocarbon zone may lead to erroneous conclusions about resources, recovery factors and water breakthrough time. In this paper the residual gas zone impact on the production process from a real gas-condensate reservoir has been analyzed. The calculations were conducted using a dynamic reservoir model created in Eclipse numerical simulator. For the purpose of the analysis, 6 dynamic models were made. On their basis, an analysis of the impact on cumulative gas and water production was carried out for parameters such as: critical gas saturation in the residual zone and volume of aquifer. Based on the presented example, the overall gas initial in place after taking into account the residual zone has increased about 19%. However, the impact of the residual gas zone on cumulative gas production is not clearcut and its presence can have a positive as well as negative impact on the cumulative gas production. The size and type of the impact resulting from presence of the residual gas zone is directly related to the geological and reservoir conditions in the given reservoir and the way of production operation. The obtained results indicate also that the residual gas zone may affect the water breakthrough time in production wells as well as total volume of produced water.

Słowa kluczowe

PL

rezydualna strefa nasycenia gazem; krytyczne nasycenie gazem; model dynamiczny złoża; wodnonaporowy system energetyczny złoża

EN

residual gas zone; critical gas saturation; dynamic reservoir model; water drive mechanism

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 9
• Strony: 585--591
• Opis fizyczny: Bibliogr. 11 poz.

Twórcy

autor

Tuczyński Tomasz

• PGNiG Upstream Norway AS
• Akademia Górniczo-Hutnicza im. St. Staszica w Krakowie

autor

Podsobiński Daniel

• PGNiG S.A. Oddział Geologii i Eksploatacji w Warszawie
• Akademia Górniczo-Hutnicza im. St. Staszica w Krakowie

autor

Stopa Jerzy

• Akademia Górniczo-Hutnicza im. St. Staszica w Krakowie

Bibliografia

• Al-Arfaj M., Al-Osail M., Sultan A., 2017. Monitoring imbibition of water into shale pore system: State of the art. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/186904-MS.
• Cable A., Mogford D., Wannell M., 2004. Mobilisation of trapped gas from below the gas-water contact. International Symposium of the Society of Core Analysts held in Abu Dhabi, UAE, 5-9 October, 2004.
• Ding M., Kantzas A., 2004. Estimation of residual gas saturation from different reservoirs. Petroleum Society of Canada. DOI:10.2118/2004-061.
• Egermann P., Schaaf T., Brefort B., 2009. A Modified Hysteresis Relative Permeability Including a Gas Remobilization Threshold for Better Production Forecasts of Gas Storages. International Symposium of the Society of Core Analysts, Noordwijk. <https://pascalfrancis.inist.fr/vibad/index.php?action=getRecordDetail&idt=23404946> (dostęp: 01.03.2020).
• Fevang Ø., Singh K., Whitson C.H., 2000. Guidelines for choosing compositional and black-oil models for volatile oil and gas-condensate reservoirs. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/63087-MS.
• Kantzas A., Ding M., Lee J., 2000. Residual Gas Saturation Revisited. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/59782-MS.
• Lomeland F., 2018. Overview of the LET Family of Versatile Correlations for Flow Functions. <https://www.researchgate.net/publication/327514600_Overview_of_the_LET_Family_of_Versatile_Correlations_for_Flow_Functions> (dostęp: 01.03.2020).
• Miłek K., Szott W., Gołąbek A., 2013. Symulacyjne badanie procesów wypierania metanu rozpuszczonego w wodach złożowych poprzez zatłaczanie gazów kwaśnych w ramach ich sekwestracji. Nafta-Gaz, 2: 112–122.
• Petrofaq. Saturation and relative permeability end-points scaling. <http://petrofaq.org/wiki/Saturation_and_relative_permeability_endpoints_scaling> (dostęp: 01.03.2020).
• Suzanne K., Hamon G., Billiotte J., Trocmé V., 2001. Distribution of trapped gas saturation in heterogeneous sandstone reservoirs. International Symposium of the Society of Core Analysts, At -Edinburgh, United Kingdom.
• Undeland E., 2012. Residual Gas Mobility in Ormen Lange. Norwegian University of Science and Technology, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).