KFUPM ePrints

Numerical modeling of the geomechanical behavior of a carbonate petroleum reservoir undergoing CO2 injection

l Numerical modeling of the geomechanical behavior of a carbonate petroleum reservoir undergoing CO2 injection. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img]PDF
Restricted to Abstract Only until 19 September 2018.

10Mb

Arabic Abstract

بالامكان استخدام الصخور الرسوبية المسامية في الطبقات الارضية العميقة لتخزين ثاني اكسيد الكربون على المدى الطويل. ومن المهم اجراء دراسة تحليلة لاستقرار تلك الخزانات الرسوبية الجوفية قبل حقن ثاني اكسيد الكربون، وذلك لتقدير أعلى القيم الممكنة لضغط السائل المُخزَن. هذا البحث يتبنى طريقة النمذجة العددية، وذلك لتمثيل تدفق ثاني اكسيد الكربون وتحليل الانهيار الناتج من تصدعات الآبار الرسوبية الكربونية الطبيعية في المملكة العربية السعودية. ويتوسع البحث الحالي عن الدراسات السابقة، وذلك بنمذجة الانهيار القائم على الامتصاص أثناء عملية حقن ثاني اكسييد الكربون المضغوط في بئرعرب - د الكربوني المتصدع طبيعيا. ومن ثم يتم تقدير التغير في النفاذية نتيجة لحقن ثاني اكسيد الكربون. ويتدرج البحث ابتداء من ابسط الحالات المحتملة التي تشمل تدفق السوائل أحادية الطور في الآبار ذات المسامية الأحادية، والمتمثلة في إجراء دراسة جيوميكانيكية واستقرارية لبئر بياض الحجري الرملي. وفي المرحلة الثانية، تم توسيع طريقة النمذجة لتشمل التدفق ثنائي الطور ضمن التحليلات الجيوميكانيكية والاستقرارية للآبار أحادية النفاذية. وتم ايضاً إجراء دراسة ترابطية جيوميكانيكية-استقرارية لبئر بياض الحجري الرملي، وتحديد القيم الآمنه لمعاملات حقن ثاني اكسيد الكربون، بالاضافة إلى حساب الحد الأعلى الآمن للسعة التخزينية للبئر. وبالتالي تم تطبيق النمذج الجيوميكانيكي المطور في دراسة بئر الغوار ذات التصدعات الطبيعية، في حالة التدفق أحادي الطور ، وتبدأ باجراء دراسة استقرارية للتصدعات الطبيعية في بئر الغوار، يتلوها دراسة تحليلية دقيقية لتقييم مدى حساسية نتائج النموذج الرقمي لأي تغيرات محدودة في مدخلات المعاملات المختلفة. كما تم تطويع النموذج المطور في هذا البحث لدراسة حقن ثاني اكسيد الكربون في الآبار ذات التصدعات الطبيعية في حالة التدفق ثنائي الطور، وفيها تم اجراء دراسة ترابطية جيوميكانيكة - إستقرارية، أولا في وجود بئر للحقن فقط، وثانيا في الحالة العامة لوجود كل من بئر للحقن وآخر للإنتاج. وتؤدي نتائج البحث إلى استنباط القيم الآمنة لحقن التصدعات الطبيعية في بئر الغوار اعتمادا على الدراسة الترابطية الجيوميكانيكية-الاستقرارية. كما تم تطوير منهجية جديدة في هذا البحث لتقليل الضغط المسامي المتراكم وزيادة السعة الاستعابية للبئرعن طريق تغيير عدد وطريقة توزيع آبار حقن ثاني اكسيد الكربون. النتائج المكتسبة اشارت الى بعض الحلول ،من خلال المزيد من الفهم في عملة العزل ،وقد تبين ان حقن ثاني اكسيد الكربون يؤدي الى ارتفاع ضغط المسامي مع ذلك ، اضافة انتاج البئر الى مكان العزل يؤدي الى تقليل الضغط المسامي العام .في حالة تصدع الغطاء الصخري يتسرب ثاني اكسيد الكربون الى الطبقات الاثقل ولهذا السبب يزيد الضغط المسامي في هذه الطبقات ، مما ادى لاحقا الى ارتفاع الارض واللتي مكنتنا من الملاحظة والاستفادة لمعرفة مواقع التصدع في الغطاء الصخري . ايضا النتائج أوضحت أهمية تغيير عدد وترتيب آبار الحقن، كما تنبأت الدراسة بامكانية وجود ترتيب أمثل لآبار الحقن يتحقق عنده تزامن لأقل تراكم للضعط وأعلى سعة تخزينية ممكنة.

English Abstract

Sedimentary porous rocks can be used for long-term subsurface containment of CO2. Before injecting CO2 to sedimentary reservoirs, it is necessary to perform stability analysis of the reservoir and to estimate the maximum sustainable pore fluid pressures. In this study, numerical modeling techniques are used to analyze the flow of carbon dioxide and the corresponding deformations of the naturally fractured carbonate sedimentary reservoirs in Saudi Arabia. The present investigation extends the previous studies by considering the sorption-based deformation during the injection of the compressed CO2 fluid into the Arab-D naturally fractured carbonate reservoir. The change in permeability during the injection of CO2 is evaluated. Starting with the simple case of single-porosity and single-phase flow in the reservoir, the geomechanical and stability analyses were performed for Biyadh sandstone reservoir. The modeling procedure was extended to include the two-phase flow in the geomechanical and stability analysis of the single-porosity reservoir. Using the coupled geomechanical and stability analysis, the safe carbon dioxide injection parameters and the maximum safe occupancy limit have been estimated for the Biyadh sandstone reservoir. In the second stage of this investigation, the geomechanical modeling procedure was applied to the Ghawar naturally fractured reservoir by considering only single-phase flow. In this context, the stability analysis was first performed for the naturally fractured reservoir, and then followed by a sensitivity analysis to evaluate the sensitivity of the model output to various input parameters. The developed model was further extended for this case to include the two-phase flow. The reservoir geomechanical and stability analyses were performed; firstly for having only an injection well, and secondly for the general case of having both injection and production wells in the system. The safe values for carbon dioxide injection in the Ghawar reservoir have been predicted based on the geomechanical and stability analysis. This investigation addressed, for the first time, the problem of how to reduce the pore pressure build-up and to increase the reservoir storage capacity by varying both the number and arrangement of the carbon dioxide injection wells. The obtained results provided some benchmark solutions, from which more insight into the sequestration process is gained. The injection of carbon dioxide was shown to cause an increase in the reservoir pore pressure; however adding a production well to the sequestration site tends to decrease the overall pore pressure. For the case of the fractured caprock, carbon dioxide leaked into the overburden layers; thus causing the pore pressure to increase in these layers, and subsequently resulting in ground uplift, which can be monitored and utilized to identify the location of the fracture in the caprock. The obtained results demonstrated the significance of changing the number and arrangement of the injection wells and suggested the existence of an optimum arrangement. The occupancy analysis was performed for the reservoir considering the formation volume factor at the depth of the reservoir which shows that the discussed carbon dioxide injection scenarios are at the safe side of the maximum occupancy limit.



Item Type:Thesis (PhD)
Subjects:Research > Engineering
Mechanical
Petroleum > Reservoir Modelling and Simulation
Divisions:College Of Engineering Sciences > Petroleum Engineering Dept
Committee Advisor:Khulief, Yehia Abel
Committee Co-Advisor:Al-Shuhail, Abdullatif
Committee Members:Arif, Abul Fazal and El-Gebeily, Mohamed and Habib, Mohamed
ID Code:140436
Deposited By:SIKANDAR KHAN (g201306230)
Deposited On:19 Sep 2017 08:04
Last Modified:02 Nov 2017 10:31

Repository Staff Only: item control page