Performance Evaluation of CO2 EOR in Tight Oil Formations with Complex Fracture Geometries

Abstract

Analiza la eficacia de la inyección de CO₂ como método de recuperación mejorada en formaciones de baja permeabilidad. Se utiliza el diseño de experimentos y la superficie de respuesta para realizar estudios de sensibilidad a cuatro parámetros: la permeabilidad de la matriz, el número de pozos, el patrón del pozo y la longitud de ala de fractura. Se introduce una metodología más eficiente de modelado, EDFM, para modelar y simular explícitamente geometrías de fractura complejas. También se investigaron los efectos de las geometrías de fracturas complejas en el rendimiento de esquemas de inyección continua y Huff-n-Puff de CO₂, así como el efecto de las fracturas naturales. El análisis de la efectividad de EOR con CO₂ confirma que el modelado apropiado de la geometría de las fracturas complejas juega un papel crítico en la estimación de la recuperación incremental de petróleo. Este estudio proporciona nuevos conocimientos para la estimación de la recuperación mejorada, el impacto de la permeabilidad, las fracturas hidráulicas complejas y las fracturas naturales en el rendimiento del EOR con CO₂, en reservorios de petróleo de baja permeabilidad, así como en la determinación del diseño óptimo de inyección-producción para maximizar el factor de recuperación.

In this study, the CO₂-EOR effectiveness is simulated and analyzed by comparing the Huff-n-Puff and the continuous injection scenarios. The effect of matrix permeability on the comparison of well performance of these two scenarios was investigated. Subsequently, Design of Experiment and Response Surface Methodology is used to perform sensitivity studies with four uncertain parameters including matrix permeability, number of wells, well pattern, and fracture half-length to determine the best injection approach. In addition, an efficient methodology of embedded discrete fracture model (EDFM) is introduced to explicitly model complex fracture geometries. The effects of complex fracture geometries on well performance of CO₂ Huff-n-Puff and CO₂ continuous injection were also investigated as well as the effect of natural fractures. The analysis of the CO₂-EOR effectiveness confirms that the appropriate modelling of the complex fractures geometry plays a critical role in estimation of the incremental oil recovery. This study provides new insights into a better understanding of the impacts of reservoir permeability, complex hydraulic fractures and natural fractures on well performance during CO₂-EOR process in tight oil reservoirs and in the determination and design of the optimal injection-production scheme to maximize the oil recovery factor for multi-fractured horizontal wells.