Образование осадка неорганических солей представляет существенную проблему при разработке нефтегазовых месторождений Восточной Сибири. Процесс выпадения осадка зависит от большого количества параметров, что создает дополнительные сложности при описании этого процесса. Химический состав осадка достаточно разнообразен, однако основными составляющими являются гипс и галит. Для прогнозирования состава и количества выпадающего осадка, а также его распределения по резервуару необходима детальная информация о составе присутствующих водных растворов, а также их свойствах во всем интервале термобарических условий залежи. Подобная информация доступна далеко не всегда. Однако современный уровень развития вычислительной химии и численных методов моделирования многофазных течений в поровом пространстве (метод цифрового керна) позволяют получить необходимые данные путем расчетов.
В статье представлен интегральный подход к решению указанной проблемы. Подход предполагает выполнение расчетов смесимости водных растворов с использованием пакета OLI Studio, дополненных лабораторными тестами. Кроме того, проводится расчет фильтрационно-емкостных свойств в пластовых условиях при разных уровнях засолонения с использованием гидродинамического симулятора DHD (Direct Hydrodynamic), разработанного в Московском научно-исследовательском центре компании «Шлюмберже» (CoreFlowTM).. На основе расчетов предложен метод создания в симуляторе ECLIPSETM композиционной гидродинамической модели, учитывающей процессы выпадения и растворения неорганических солей. На основе результатов проведенного исследования сделано выводы об основных причинах образования неорганического осадка в межскважинном пространстве одного из месторождений Восточной Сибири. К таким причинам относятся смешивание закчиваемых и пластовой вод и изменение термобарических условий вблизи нагнетательных и добывающих скважин, что характеризует эти области как наиболее подверженные рискам образования осадка.
Проблема выпадения солей является актуальной для многих месторождений Восточной Сибири, и предложенный подход имеет хорошие перспективы для широкого применения.
Список литературы
1. Чертовских Е.О., Алексеев С.В. Проблемы добычи нефти и газа на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении, связанные с отложениями гипса // SPE-171311-RU. – 2014.
2. Лабораторное и численное исследования процесса рассоления засолоненных терригенных коллекторов / Виноградов И.А., Загоровский А.А., Богачев К.Ю. [и др.] // SPE-176630-RU, 2015
3. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. –
М.: Орбита-М. – 2004. – С. 432.
4. Динариев О.Ю. О гидродинамическом описании многокомпонентной многофазной смеси в узких порах и тонких слоях // Прикладная математика и механика (ПММ). – 1995. – Т. 59. – Вып. 5. – С. 776–783.
5. Демьянов А.Ю., Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. Основы метода функционала плотности в гидродинамике. – М.: Физматлит, 2009. – 312 с.
6. Direct Hydrodynamic Simulation of Multiphase Flow in Porous Rock / D. Koroteev, O. Dinariev, N. Evseev [и др.] // Petrophysics. – 2014. – № 55 (4). – P. 294–303.
7. Andersen M.A. Digital core flow simulations accelerate evaluation of multiple recovery scenarios // World Oil. – 2014. – V. 98. – Р. 50–56.
8. Mechanism of Oil Displacement During Polymer Flooding in Porous Media with Micro-Inhomogeneities / [et al.] // SPE-182037-RU. – 2016.
9. Reactive flow modeling at pore scale / [et al.] // SPE-187805. – 2017.
10. Flow Behavior from Organic and Mineral-Hosted Porosity Systems – From Pores to Production // URTeC: 2902911. – 2018.
11. Permeability and Porosity Study of Achimov Formation Using Digital Core Analysis / I. Yakimchuk, N. Evseev, D. Korobkov [et al.] // SPE-196928-MS. – 2019.
12. Dinariev O., Evseev N., Klemin D. Density Functional Hydrodynamics in Multiscale Pore Systems: Chemical Potential Drive / SCA 2019 // E3S Web of Conferences. – 2020. – V. 146. – Article № 01001. – 10 p. – https://doi.org/10.1051/ e3sconf/202014601001
13. Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in un-cored intervals/wells / J.O. Amaefule [et al.] // SPE-26436-MS. – 1993. – http://doi:10.2118/26436-MS.
14. A.-K. Stolz, R.M. Graves Sensitivity Study of Flow Unit Definition by Use of Reservoir Simulation // SPE 84277. – 2003.
15. Khormali A., Petrakov D.G., Farmanzade A.R. Prediction and inhibition of inorganic salt formation under static and dynamic conditions–Effect of pressure, temperature, and mixing ratio //Int. J. Technol. – 2016. – V. 7. – № 6. – Р. 943–951.
