Assessing the Influence of Injection Temperature and Filter-Cake Build Up on Fracture Development and Injectivity in High-Pressure Water Injection Wells: A REVEAL simulation study

Abstract

Denne masteroppgaven undersøker innvirkningen av varierende injeksjonstemperaturer og opphopning av filterkake på høytrykksvanninjektorer på Ivar Aasen-feltet, med fokus på sprekkeinitiering, sprekkeutvikling og deres påfølgende innvirkning på injektivitet. I samarbeid med Aker BP ble sektormodeller opprettet ved hjelp av IPM-basert REVEAL 10 programvare, og simuleringer ble utført på sektormodellen som representerte historiske injeksjonsdata ved gjennomsnittlige injeksjonstemperaturer. De primære injeksjonsbrønnene som ble vurdert, var D-1, D-2, D-3 og D-5, der D-3 ble valgt som kandidat for videre studier.

For å håndtere komplikasjoner med sprekkeberegninger i REVEAL 10, forårsaket av problemer knyttet til begrensninger i brønntopptrykk og inaktive celler nær kompletteringene, ble D-3 sektormodellen modifisert, inkludert en ny plan med fastsatt historisk brønntopptrykk. Dette muliggjorde mer pålitelige simuleringer og ble brukt i hovedstudien om temperaturfølsomhet. Studien omfattet to typer injeksjonsplaner: med og uten eksisterende sprekker. Målet var å undersøke effekten av injeksjonstemperatur, trykk og filterkakeoppbygging på sprekkeutvikling og injektivitet.

Viktige funn inkluderer en ikke-lineær sammenheng mellom injeksjonstemperatur og sprekke-størrelse, noe som indikerer at sensitivitetsanalyse ikke nødvendigvis vil gi lineære resultater på grunn av kompleksiteten i sprekkeberegninger og virkelighetsfenomener i sterkt heterogene reservoarer. En enkel termisk sprekke-modell viste en lineær sammenheng mellom sprekkeområde, lekkasje-koeffisient og sentral bredde ved forskjellige bunnhullstemperaturer, noe som viser betydningen av lavere temperaturer for viskositet, lekkasje, in situ sprekke-trykk og resulterende sprekkestørrelser i et homogent reservoar. Effekten av reduksjon av termoelastisk spenningspåkjenning på sprekkeinitiering viste seg å være tidavhengig og avhengig av operative forhold, der varmere injeksjonstemperaturer førte til tidligere sprekkeinitiering når vanninjeksjonen utføres innenfor en relativt kort tidsramme ved poretrykk som overstiger minimums-in situ-spenningsnivå.

Kaldere injeksjonstemperaturer resulterte i større sprekkeområder for scenarier uten eksisterende sprekker, mens varmere injeksjonstemperaturer førte til høyere kumulativ vanninjeksjon og lavere endelig injektivitetsindeks. Sammenhengen mellom sprekking og injektivitet ved ulike injeksjonstemperaturer ble identifisert som avhengig av scenariet og påvirket av injeksjonstrykk og temperaturkontroll. Korte perioder med sjøvannsinjeksjon viste seg å være gunstig for sprekkeutvikling og injektivitetsindeks for scenarier uten eksisterende sprekker, mens det motsatte ble observert for scenarier med eksisterende sprekker. Hvis det er behov for en periode med høytrykksvanninjeksjon og bevisst sprekking i brønn D-3, vil bruk av "varmt" produsert vann for trykksetting resultere i en mer omfattende sprekkeutvikling og høyere endelig injektivitetsindeks.

Simuleringsresultatene ved bruk av en filterkakemodell understreket betydningen av sprekke-utvikling for å opprettholde injektivitet i Skagerak 2-formasjonen. Periodisk sprekkeutvikling og midlertidige økninger i injektivitet var mulig med tilstedeværelse av sprekker, noe som motvirket nedgangen i injektivitet forårsaket av poretilstopping. Studien påpekte også betydningen av filterkakeoppbygging og dens sykliske forekomst, og anbefalte bruk av sjøvannsinjeksjon for å redusere suspenderte partikler og den tilhørende oppbyggingen av filterkake. Anbefalinger for videre arbeid inkluderer modellering av påvirkningen av olje i injisert vann og effekten av injeksjonstemperatur på våthet i REVEAL ved hjelp av de utviklede sektormodellene. Det anbefales også en studie som undersøker trykkfallet over kompletteringsperforasjonene for injeksjonsbrønn D-3.

This Master's thesis investigates the influence of varying injection temperatures and filter-cake accumulation on high-pressure water injectors at the Ivar Aasen field, focusing on fracture initiation, propagation, and their subsequent impact on injectivity. Collaborating with Aker BP, sector models were created using the IPM-based REVEAL 10 software, and simulations were conducted on the sector model that closely represented historical injection data at average injection temperatures. The primary injection wells considered were D-1, D-2, D-3, and D-5, with D-3 being selected as the candidate for further study.

To address complications with fracture calculations in REVEAL 10 caused by issues regarding wellhead pressure constraints and inactive cells near completions, the D-3 sector model underwent modifications, including a new schedule with fixed historical wellhead pressure. This allowed for more reliable simulations and was employed in the main temperature sensitivity study. The study encompassed two types of injection schedules: with and without pre-existing fractures. The goal was to examine the effects of injection temperature, pressure, and filter-cake buildup on fracture development and injectivity.

Key findings include a non-linear relationship between injection temperature and fracture size, indicating that sensitivity analysis may not yield linear output responses due to the complex nature of fracture calculations and real-life phenomena in highly heterogeneous reservoirs. A simple thermal fracture model demonstrated a linear relationship between fracture area, leak-off coefficient, and center width at different bottomhole temperatures, showcasing the impact of lower temperatures on viscosity, leak-off, in-situ fracture pressures, and resulting fracture sizes in a homogeneous reservoir. The effect of thermo-elastic stress reduction on fracture initiation was found to be time-dependent and dependent on operational conditions, with warmer injection temperatures leading to earlier fracture initiation when When the water injection is conducted within a relatively short timeframe at a pore-pressure that exceeds the minimum in-situ stress.

Colder injection temperatures resulted in larger fracture areas for scenarios without pre-existing fractures, while warmer injection temperatures led to higher cumulative water injection and lower final injectivity index. The relationship between fracturing and injectivity at different injection temperatures was identified as case-dependent, influenced by injection pressure and temperature control. Short periods of seawater injection proved favorable for fracture development and injectivity index for cases without pre-existing fractures, while the opposite was observed for cases with pre-existing fractures. If a period of high pressure water injection and intentional fracturing is needed for the D-3 well, utilizing "warm" produced water for pressurization will therefore result in a more extensive fracture propagation and a higher final injectivity index.

The simulation results using a filter-cake model emphasized the importance of fracture development in maintaining injectivity in the Skagerak 2 formation. Periodic fracture propagation and temporary increases in injectivity were possible with the presence of fractures, countering the decline in injectivity caused by pore plugging. The study also highlighted the significance of filter-cake build-up and its cyclic occurrence, recommending the use of seawater injection to reduce suspended solids and associated filter-cake accumulation. Recommendations for further work include modeling the influence of oil in injected water and the effect of injection temperature on wettability in REVEAL, using the developed sector models. A study examining the pressure drop across the completion perforations for injection well D-3 is also recommended, to verify the influence of water viscosity on perforation pressure drop and fracture propagation.