고갈 유전 저류층에서 노달분석을 이용한 CO₂ 주입성 분석 연구

A Study on CO₂ injectivity with Nodal Analysis in Depleted Oil Reservoirs

본 연구에서는 말레이시아 고갈 유전에 대해 노달분석을 통한 CO₂ 주입성 분석 모델을 개발하였다. 유정시험이 수행된 평가정 현장 자료를 토대로 기본 모델을 구축하고 주입 압력, 주입관 크기, 저류층 압력, 저류층 투과도, 그리고 두께에 대하여 민감도 분석을 수행하였다. A 유전 평가정 산출시험 보고서를 토대로 생산 노달분석을 수행하여 투과도를 10md로 산출하였다. A 평가정 기본 입력자료를 활용하여 주입정 모델을 설정한 후, 기본 모델에 대하여 노달 분석 결과 운영 공저 압력 3000.74psia에서 CO₂ 주입량이 13.29MMscfd로 산출되었다. 민감도 분석 결과, 주입 압력, 저류층 두께, 투과도가 높아지거나 저류층 압력이 낮아지면 주입량이 대략 선형적으로 증가하였다. 또한, 단위 인치 당 주입량 분석을 통해 주입관 크기 2.548inch일 때 가장 효율적으로 주입할 수 있음을 도출할 수 있었다. 지층 파쇄압력을 알고 있다면 노달분석을 수행하여 운영 공저 압력과의 비교를 통해 주입 가능한 최대 저류층 압력과 주입 압력을 예측할 수 있을 것으로 생각된다.

This paper presents development of a CO₂ injectivity analysis model using nodal analysis for the depleted oil reservoirs in Malaysia. Based on the final well report of an appraisal well, a basic model was established, and sensitivity analysis was performed on injection pressure, tubing size, reservoir pressure, reservoir permeability, and thickness. Utilizing the well testing report of A appraisal well, permeability of 10md was determined through production nodal analysis. Using the basic input data from the A appraisal well, an injection well model was set. Nodal analysis of the basic model, at the bottomhole pressure of 3000.74psia, estimated the CO₂ injection rate to be 13.29MMscfd. As the results of sensitivity analysis, the injection pressure, reservoir thickness, and permeability tend to exhibit a roughly linear increase in injection rate when they were higher, while a decrease in reservoir pressure at injection also resulted in an approximate linear increase in injection rate. Analyzing the injection rate per inch of tubing size, the optimal tubing size of 2.548inch was determined. It is recommended that if the formation parting pressure is known, performing nodal analysis can predict the maximum reservoir pressure and injection pressure by comparing with bottomhole pressure.