저류층 불균질도에 따른 폴리머공법의 생산특성 및 민감도 분석 = Effects of reservoir heterogeneity on production performance of polymer flooding
저자
발행사항
춘천 : 강원대학교 대학원, 2013
학위논문사항
학위논문(석사)-- 강원대학교 대학원 : 에너지자원공학과 2013. 8
발행연도
2013
작성언어
한국어
주제어
발행국(도시)
강원특별자치도
형태사항
ix, 91 ; 26 cm
일반주기명
지도교수: 박창협
소장기관
생산 유전의 저류층 물성과 퇴적상은 불균질하다. 폴리머를 이용한 석유회수증진 기술에서 저류층 물성의 불균질성은 유체거동에 직접적인 영향인자로 작용한다. 특히 석유생산을 하는 과정에서 저류층의 유체포화도와 상대유체투과도는 생산에 따라 변화하기 때문에 시공간적 불확실성이 크다. 기존의 불균질 저류층 폴리머공법 연구는 유체투과도 분포에 따른 수지현상(viscous fingering) 예측이 대부분이었다. 그러나 실제 저류층은 넓은 범위의 물성값과 다양한 퇴적상이 존재하여 유체거동 불확실성이 크다. 저류층 불균질성이 석유증진회수에 미치는 영향분석 및 정량적 민감도 분석은 최적 생산계획 수립에 필수적이다.
이 연구에서는 불균질 유체투과도 및 퇴적상 저류층에서 폴리머공법을 수행할 때 발생가능한 유체거동 양상을 파악하고, 생산특성에 영향을 미치는 저류층 물성의 민감도 분석을 수행하였다. 저류층 불균질도 표현인자는 유체투과도의 경우 평균 투과도와 표준편차, 공간적 분포 특성화를 위한 허스트지수(Hurst exponent)를 사용하였으며, 퇴적상은 부피, 방향성 및 형태를 적용하였다. 표현인자에 따라 242개의 저류층 모델을 제작하고 폴리머공법을 수행하였다. 민감도 분석은 반응표면분석법(RSM; Response Surface Method)을 이용하여 누적 오일 생산량과 물생산비의 유의수준 이상의 영향인자를 도출하였다.
제작한 저류층 모델을 바탕으로 폴리머공법의 생산특성을 분석한 결과, 불균질 저류층에서 폴리머공법은 안정적인 생산효율을 보인 반면 수공법은 수지현상의 발생빈도가 높고 유동전단면이 감소되는 문제점을 보였다. 동일 주입조건 하에서 평균 유체투과도가 4,000md 이상인 저류층의 체적접촉효율(volumetric sweep efficiency)은 폴리머공법이 더 높게 평가되었지만, 3,000md 이하의 저류층에서는 주입된 폴리머 수용액이 생산정까지 도달하지 못하여 수공법이 더 효과적이었다. 그러나 대체효율(displacement efficiency)은 수공법 적용 시 약 68%, 폴리머공법 적용 시 약 74%로, 평균 유체투과도와는 상관없이 폴리머공법이 우세하게 평가되었다. 누적 오일 생산량의 비교 결과, 동일 주입조건 하에서 저류층 평균 유체투과도와 표준편차가 증가할수록 수공법 대비 폴리머공법의 생산효율이 증가하였다. 퇴적상의 불균질도가 증가할수록 폴리머공법 적용이 유리하지만 저류층 내에 저투과성 암상이 존재하는 경우 폴리머공법의 효율성이 저감하는 것을 수치적으로 확인하였다. 유체투과도 불균질 저류층에서는 평균 유체투과도, 퇴적상 불균질 저류층에서는 퇴적상의 형태가 누적 오일 생산량과 물생산비에 대한 유의수준 이상의 영향인자였다.
이 연구에서 개발한 반응표면분석 기반의 민감도 분석툴은 불확실성을 가진 정성적, 정량적 자료를 분석하는데 이용할 수 있으므로 석유회수증진기법에서의 유체거동 특성화에 적극 활용가능하다.
Reservoir static properties, e.g. permeability, porosity, and spatial distribution of geological facies, affect flow characteristics of polymer flooding. To make this matter worse, the dynamic properties such as residual oil saturation and relative permeability make it difficult the reliable estimation of the production performance by increasing the uncertainty. Many works related to polymer flooding have concentrated on the viscous fingering so that the quantitative analyses of field-scale heterogeneity have been limited allowing for both of the facies and the permeability.
This study investigated the effects of reservoir heterogeneity affecting the production performance of polymer flooding using response-surface methodology and polymer flow simulation. To depict the reservoir heterogeneity, it considered the spatial distribution of permeability and also that of the facies. The uncertain parameters are average permeability, its standard-deviation, Hurst exponent, facies’ volumes, facies’ orientation and their shape. Both water flooding and polymer flooding were conducted using total 242 reservoir models and then the response surface methodology analyzed the sensitive parameters affecting cumulative oil production and the watercut.
The polymer transport displaced the residual oil more effectively with the stable flow front while the water flooding showed the high level of viscous fingering and thereby produced less oil but more water. The volumetric sweep efficiency of polymer flooding was better when the absolute permeability over 4,000 md but worse below 3,000 md. However, the displacement efficiency of polymer flooding was improved that of water flooding regardless of absolute permeability. It would be one reason why the flow front of polymer flooding did not arrive at the production well and reduced the cumulative oil production.
The spatial distribution of facies using sandy-shale and shaly-sand formation confirmed that less permeable deposit made the negative effect on oil recovery. The sensitive parameters over the significant level were the average permeability and the facies’ shape on the cumulative oil volume and the water cut.
The developed approach would be applicable to characterize the multi-scaled heterogeneous properties influencing fluid transport and to determine the optimum operation of injecting fluids for enhancing oil recovery at the heterogeneous reservoirs.
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