Optimización de la recuperación mejorada de petróleo (EOR) con CO2 y secuestro geológico en reservorios de petróleo con alta proporción de agua

Resumen En términos de la optimización colaborativa de la inundación con CO2 para la recuperación mejorada de petróleo (EOR) y el secuestro de CO2, estudios anteriores han co-optimizado tanto la producción acumulativa de petróleo como el secuestro de CO2 mediante varios algoritmos. Sin embargo, estas soluciones no logran optimizar los esquemas de inyección de CO2 para reservorios de petróleo con alta proporción de agua. Este documento presenta una metodología de optimización para la inundación y el secuestro de CO2 en reservorios de petróleo con alta proporción de agua. La optimización de la producción se llevó a cabo ajustando la tasa de inyección y producción. Para resolver las funciones objetivo propuestas, se aplica en este documento el algoritmo de aproximación estocástica de perturbación simultánea (SPSA), y se utiliza el módulo CMG-GEM para simular el rendimiento de producción del reservorio. Se utilizó un reservorio típico de alta proporción de agua en el campo petrolero Shengli para verificar la viabilidad de la metodología presentada. En este documento, se analizaron el rendimiento de producción y el valor presente neto (VPN) para la inyección continua de gas bajo diferentes proporciones de agua. Se optimizó el momento óptimo para la transformación de inundación de agua a desplazamiento de gas para el reservorio de alta proporción de agua. Además, se determinaron las proporciones óptimas de agua-gas para la inundación de agua-alternando-gas (WAG). Se analizó la sensibilidad del VPN al precio de inyección de gas y al subsidio de carbono. Los resultados muestran que cuando el precio del gas es 0.178 /m³ y el subsidio de carbono es 0.0169 /m³, el momento óptimo para la transformación de la inundación de agua a la inyección de gas debe ser anterior al momento en que la proporción de agua es 0.82. A través de la combinación del VPN, la tasa de producción acumulativa de petróleo y el volumen de secuestro de CO2 para la inundación WAG, la proporción óptima de WAG debe ser 1:2. El método presentado en este documento considera varios indicadores económicos y puede optimizar eficazmente la inundación y el secuestro de CO2 en reservorios de petróleo con alta proporción de agua, lo que puede proporcionar cierta orientación para el diseño de esquemas de inundación de CO2 en reservorios de petróleo con alta proporción de agua.