BR112016025081B1

BR112016025081B1 - Método implantado por computador para determinar um ou mais modos operacionais para um sistema de deslocamento de óleo bruto, meio não transitório legível por computador e sistema para configurar um sistema de deslocamento de óleo bruto

Info

Publication number: BR112016025081B1
Application number: BR112016025081-8A
Authority: BR
Inventors: Peter Salino
Original assignee: Bp Exploration Operating Company Limited
Priority date: 2014-04-29
Filing date: 2015-04-15
Publication date: 2022-04-19
Also published as: WO2015165734A1; BR112016025081A2; US20170044877A1; MX2016014064A; NO3143242T3; DK3143242T3; US10579025B2; EP3143242A1; EP3143242B1; EA201692171A1; EA035525B1

Abstract

PROCESSO DE RECUPERAÇÃO DE HIDROCARBONETO. Trata-se de um método para recuperar óleo bruto de um reservatório que é penetrado por pelo menos um poço de injeção (14) e pelo menos um poço de produção (16) em que o reservatório compreende uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato (4) e uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato (2, 6) em que cada uma tem óleo bruto e uma água permanente presente dentro do espaço de poro das mesmas, em que as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato são adjacentes a pelo menos uma das primeiras camadas de rocha de carbonato, havendo ou nenhuma barreira ou uma barreia semipermeável à água na interface entre a primeira e a segunda camadas de rocha de carbonato, em que as uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente alto e as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente baixo, em que o método compreende: isolar as segundas camadas de rocha de carbonato de comunicação hidráulica direta com o poço de injeção; injetar uma água de injeção que (...).

Description

Campo da técnica

[001] A presente invenção se refere a um método para recuperar óleo bruto a partir de um reservatório que comporta um óleo que compreende camadas de rocha de carbonato entre estratificações e, em particular, em que uma primeira camada de rocha de carbonato tem um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente alto e uma segunda camada de rocha de carbonato tem um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente baixo. Antecedentes

[002] Sabe-se que apenas uma porção de óleo pode ser recuperada de um reservatório que comporta óleo como resultado da energia natural do reservatório. As chamadas técnicas de recuperação secundária dependem do suprimento de energia externa para manter a pressão em um reservatório e para limpar o óleo em direção a um poço de produção. O método de recuperação secundária mais simples envolve a substituição direta do óleo com outro meio, em geral, água ou gás.

[003] A “inundação de água” é um dos métodos de recuperação secundária mais bem-sucedidos e amplamente usados. A água é tipicamente injetada, sob pressão, nas rochas de reservatório por meio de poços de injeção para manter pressão de reservatório e limpar o óleo através da rocha em direção aos poços de produção. A água usada na inundação de água pode ser uma água de salinidade alta, por exemplo, água do mar, água estuarina, uma água aquífera salina ou uma água produzida (água separada do óleo e do gás em uma instalação de produção).

[004] As técnicas de recuperação de óleo aprimorada (EOR) também podem ser usadas. O propósito de tais técnicas de EOR não é apenas restaurar ou manter a pressão de reservatório (conforme é alcançado por uma inundação de água típica), mas também para aprimorar o deslocamento do óleo do reservatório maximizando, desse modo, a recuperação de óleo de e minimizar a saturação de óleo residual do reservatório (isto é, o volume de óleo presente no reservatório).

[005] Uma técnica de EOR conhecida que pode ser usada em reservatórios de carbonato é o uso de um fluido de deslocamento aquoso que é enriquecido em ânions de sulfato. Esse fluido de deslocamento aquoso pode ser uma água enriquecida com sulfato pré-formado que é injetada no reservatório de carbonato ou pode ser uma água enriquecida com sulfato que é formada no local injetando-se uma água de salinidade baixa em um reservatório de carbonato alcançando, desse modo, dissolução no local de minérios de sulfato solúveis em água como minérios de sulfato de cálcio e sulfato de magnésio que são naturalmente encontrados no reservatório de carbonato.

[006] O documento WO 2010/092095 descreve um método para aprimorar a recuperação de óleo de calcário ou dolomita que compreende determinar uma razão molar de SO427Ca2+ na água conata; e injetar nos espaços de poro de formação um fluido de deslocamento aquoso com uma razão molar de SO427Ca2+ acima de 1 e uma razão molar de SO427Ca2+ mais alta que a água conata. Sabe-se que o dito método pode ser aplicado para modificar a molhabilidade da formação de calcário ou dolomita de modo que sua molhabilidade de óleo seja reduzida e sua molhabilidade de água seja aumentada.

[007] O documento WO 2012/012235 descreve um método para aumentar produção de óleo em um reservatório de carbonato conduzindo-se uma redução gradual de salinidade da água de sal injetada que é injetada no reservatório de carbonato. Sabe-se que o método fornece produção de óleo aumentada em comparação com técnicas de inundação de água convencionais.

[008] O documento SPE 154076 (“Improved/Enhanced Oil Recovery from Carbonate Reservoirs by Tuning Injection Water Salinity and Ionic Content”) descreve que recuperação de óleo aprimorada/aperfeiçoada pode ser alcançada alterando- se o teor iônico de injeção de água de campo e que a alteração de molhabilidade é a principal causa para o aumento substancial na recuperação de óleo. De acordo com o documento SPE 154076, a presença de anidrido em matriz de rocha de carbonato irá fornecer geração no local de SO42- que pode ser importante para alteração de molhabilidade. O documento SPE 154076 indica adicionalmente que um aumento na temperatura de reservatório promove alteração de molhabilidade de rocha, mas reduz a dissolução de anidrido e a geração no local de SO42-.

[009] Shariatpanahi et al., Energy Fuels 2010, 24, 5997 a 6008 descreve um método para avaliar propriedade de umidificação e potencial de recuperação de óleo por embebição espontânea de “água inteligente” em um reservatório de calcário de permeabilidade baixa. De acordo com Shariatpanahi et al., o benefício de anidrido presente em rocha de carbonato de temperatura alta é duas dobras: (1) o reservatório de carbonato pode atuar, de preferência, para umidificação de água; e (2) dissolução de anidrido na fronte de água pode aprimorar a umidificação de água e aumentar a recuperação de óleo em um processo de inibição espontâneo.

[010] Um problema surge nos reservatórios que compreendem camadas entre estratificações de rochas de carbonato que têm níveis diferentes de minérios de sulfato solúveis em água como determinas camadas podem conter quantidades insuficientes de minérios de sulfato solúveis em água para formar o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato de modo que a recuperação de óleo incremental insignificante seja alcançada a partir dessas camadas. Desse modo, alcançar recuperação de óleo incremental ideal de uma inundação de água de salinidade baixa em tais reservatórios apresenta desafios técnicos.

Sumário da Invenção

[011] De acordo com uma modalidade exemplificativa, fornece-se um método implantado por computador para determinar um ou mais modos operacionais para um sistema de deslocamento de óleo bruto, em que o sistema de deslocamento de óleo bruto é disposto para injetar uma água de injeção em um reservatório, em que o reservatório compreende pelo menos duas camadas de rocha de carbonato que têm óleo bruto presente dentro do espaço de poro das mesmas, em que o dito sistema de deslocamento de óleo bruto é para uso no deslocamento de óleo bruto do espaço de poro das camadas de rocha de carbonato, em que o método compreende as etapas de: receber dados de entrada indicativos de: i) características da água de injeção que compreendem temperatura, salinidade e concentração de sulfato; e ii) características das camadas de rocha de carbonato que compreendem temperatura, permeabilidades das camadas de rocha de carbonato, teor de minério de sulfato solúvel em água das camadas de rocha de carbonato e uma indicação das permeabilidades de uma ou mais interfaces entre interfaces adjacentes das camadas de rocha de carbonato; inserir os ditos dados de entrada em um modelo preditivo implantado por computador; operar o modelo preditivo de modo a: a) identificar uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato e uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato das pelo menos duas camadas de rocha de carbonato, em que as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato são adjacentes a pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato, em que as uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente alto e as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente baixo; b) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das características da água de injeção e das características das camadas de rocha de carbonato, a dissolução de minérios de sulfato solúveis em água de pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato na água de injeção que irá ocorrer na configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto para injetar a dita água de injeção na dita pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato para gerar, desse modo, primeiros dados que representam características químicas de um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato pela dissolução de minérios de sulfato solúveis em água na água de injeção; c) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato através da pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato para gerar, desse modo, as primeiras características de fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato; d) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, as permeabilidades de água das uma ou mais interfaces e as primeiras características de fluxo, fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato da pelo menos uma segunda camada de rocha de carbonato em e através de pelo menos uma segunda camada de rocha de carbonato das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato para gerar, desse modo, segundas características de fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato; e e) gerar, com base pelo menos nos primeiros dados e nas segundas características de fluxo modelado, segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado da dita pelo menos uma segunda camada de rocha de carbonato pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato responsiva à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a água de injeção na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato; e determinar, com base nos segundos dados, dados indicativos de controle de um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto.

[012] Tipicamente, o reservatório tem, além do óleo bruto, uma água permanente presente dentro do espaço de poro do mesmo. De preferência, o método da presente invenção compreende adicionalmente receber dados de entrada indicativos de: iii) características da água permanente que compreendem temperatura, salinidade e concentração de sulfato; e inserir esses dados de entrada adicionais no modelo implantado por computador.

[013] Em conformidade, a modelagem da dissolução de minérios de sulfato solúveis em água na etapa b) pode usar esses dados de entrada adicionais.

[014] A pessoa versada na técnica entenderá que durante a etapa de operar o modelo preditivo, a modelagem referida em c) e d) pode ser realizada de modo simultâneo. Por exemplo, a modelagem referida em c) e d) pode incorporar uma pluralidade de trajetórias de fluxo através das quais o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato passa da pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato em e através da pelo menos uma segunda camada de rocha de carbonato e, opcionalmente, uma pluralidade de trajetórias de fluxo através das quais o fluxo de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato passa de volta para o interior da pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato ou da segunda camada em uma camada adjacente adicional. Adicionalmente, durante a etapa de operar o modelo preditivo, a modelagem referida em b) pode ser realizada de modo simultâneo com a modelagem referida em c) e d) permitindo, desse modo, interações entre a modelagem da dissolução dos minérios de sulfato solúveis em água e a modelagem de fluxo.

[015] De acordo com uma modalidade exemplificativa adicional, fornece-se um método para recuperar óleo bruto de um reservatório que é penetrado por pelo menos um poço de injeção e pelo menos um poço de produção, em que o reservatório compreende uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato e uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato, em que cada uma tem óleo bruto e uma água permanente presente dentro do espaço de poro das mesmas, em que as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato são adjacentes a pelo menos uma das primeiras camadas de rocha de carbonato, havendo ou nenhuma barreira ou uma barreia semipermeável à água na interface entre a primeira e a segunda camadas de rocha de carbonato, em que as uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente alto e as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente baixo, em que o método compreende: isolar as segundas camadas de rocha de carbonato da comunicação hidráulica direta com o poço de injeção; injetar uma água de injeção que tem um teor de sólidos dissolvidos (TDS) total menor que o teor de TDS da água permanente do poço de injeção nas primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato formando, desse modo, um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato através da dissolução de minérios de sulfato solúveis em água das primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato na água de injeção, em que o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato flui através da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato e da(s) primeiras(s) camada(s) de rocha de carbonato em e através da segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato deslocando, desse modo, o óleo em direção ao poço de produção.

[016] Adicionalmente, recursos e vantagens da presente invenção se tornarão evidentes a partir da descrição a seguir de modalidades preferenciais, fornecidas apenas a título de exemplificação, que é feita em referência aos desenhos anexos.

Breve Descrição dos Desenhos

[017] Os sistemas, aparelhos e métodos serão descritos agora como modalidades, apenas a título de exemplificação, em referência às Figuras anexas, nas quais: A Figura 1 mostra um diagrama esquemático de um sistema de deslocamento de óleo bruto e um reservatório em relação aos quais as modalidades da invenção são aplicáveis; A Figura 2 mostra um diagrama esquemático de uma seção do sistema de deslocamento de óleo bruto; A Figura 3 mostra um diagrama esquemático de um sistema de processamento no qual as modalidades da invenção podem operar; A Figura 4 mostra um método implantado por computador para determinar um modo operacional para o sistema de deslocamento de óleo bruto mostrado nas Figuras 1 e 2;

[018] Diversas partes e componentes da invenção aparecem em mais de uma Figura; por uma questão de clareza, o mesmo número de referência será usado para se referir à mesma parte e componente em todas as Figuras.

Descrição Detalhada

[019] A Figura 1 é um diagrama de blocos esquemático que mostra uma representação simplificada de um sistema de deslocamento de óleo bruto 1 que opera em um reservatório de múltiplas camadas. Nesse exemplo, o reservatório compreende uma pluralidade de camadas de rocha de carbonato permeáveis 2, 4 e 6 que têm óleo bruto presente dentro do espaço de poro do mesmo. Tipicamente, a rocha de reservatório também tem água (referida no presente documento como “água permanente”) dentro do espaço de poro do mesmo. As camadas de rocha de carbonato 2, 4 e 6 podem ser envoltas por camadas impermeáveis 8 e 10. Acima da camada impermeável superior 10 há uma camada de superfície generalizada 12 que pode compreender múltiplas camadas de rocha de composições diferentes e, se o reservatório for em alto mar, uma camada de água do mar. A composição de camada 12 não é relevante para esse exemplo.

[020] As camadas de rocha de carbonato permeáveis 2, 4 e 6 compõem o reservatório. A penetração no reservatório é um poço de injeção 14 e um poço de produção 16. Uma instalação de injeção (não mostrada) e uma instalação de produção (não mostrada) são conectadas ao poço de injeção 14 e ao poço de produção 16, respectivamente, por meio de linhas de fluxo (não mostradas). Tipicamente, há muito mais poços que os dois mostrados no presente documento; no entanto, um único par de poços de injeção e poço de produção é mostrado nessa modalidade exemplificativa para auxiliar na explicação. Quando usada para uma inundação de água, a instalação de injeção do sistema de deslocamento de óleo bruto 1 injeta água de injeção sob pressão no poço de injeção 14 e do poço de injeção 14 para o interior do reservatório. As setas A a F mostram uma disposição de fluxo exemplificativa de uma água injetada na qual a água é injetada diretamente do poço de injeção 14 para o interior da camada de rocha de carbonato 4 e flui ao longo da camada de rocha de carbonato 4, conforme mostrado pela seta A. A água injetada também flui da camada de rocha de carbonato 4 para o interior das camadas de rocha de carbonato 2 e 6, mostradas pelas setas B e C. Finalmente, a água injetada flui ao longo de camadas de rocha de carbonato 2, 4 e 6, conforme mostrado pelas setas D, E e F. Será verificado que duas ou mais de três camadas de rocha de carbonato podem estar presentes e o fluxo ao longo e entre as camadas de rocha de carbonato pode ser substancialmente mais complicado. Além disso, em alguns reservatórios, uma determinada camada de rocha de carbonato pode não existir através da amplitude total entre os poços de injeção e de produção.

[021] A água injetada limpa o óleo no reservatório à frente do mesmo fazendo com que o óleo bruto seja deslocado do espaço de poro das camadas de rocha de carbonato dentro do reservatório para o interior do orifício de poço do poço de produção 16. A partir desse momento, a pressão do reservatório, opcionalmente auxiliada por bombas localizadas no orifício de poço do poço de produção, eleva os fluidos produzidos a partir do reservatório até a superfície para a instalação de produção na qual os fluidos produzidos são separados em óleo, água e gás.

[022] Uma disposição exemplificativa através da qual o poço de injeção 14 pode ser completado para habilitar a injeção no interior da camada 4 será descrita agora em maiores detalhes em referência à Figura 2.

[023] A Figura 2 é um diagrama esquemático que mostra uma representação simplificada de uma porção de um poço de injeção 14. O poço de injeção 14 tem uma completação de orifício aberto que abrange o intervalo do reservatório representado pelas camadas de rocha de carbonato 2, 4 e 6. Dentro do poço de injeção 14 percorre uma tubagem de injeção 24 que transporta água de injeção para baixo do poço.

[024] O poço é dividido em seções 26, 28 e 30, em que a seção 28 é completamente representada e as seções circundantes 26 e 30 são parcialmente representadas na Figura 2. Separando as seções estão vedações (também conhecidas como “obturadores”) 32 (entre seções 26 e 28) e 34 (entre seções 28 e 30), que isolam de modo hidráulico a seção 28 do orifício de poço de seções adjacentes.

[025] Nesse exemplo, os obturadores são dispostos de modo que as seções 26, 28 e 30 do orifício de poço correspondam às camadas de rocha de carbonato 2, 4 e 6, respectivamente. A tubagem de injeção termina abaixo do obturador 32 e acima do obturador 34 de modo que a água que sai da tubagem de injeção flua para o interior da seção 28, mas não nas seções 26 e 30. A água, então, flui da seção 28 para o interior da camada de rocha de carbonato 4. Desse modo, a água de injeção pode apenas fluir diretamente para o interior da camada de rocha de carbonato 4.

[026] Embora o exposto acima mostre uma completação simplificada de um poço de injeção que permite que a água de injeção flua para o interior da camada 4 e não para o interior das camadas adjacentes 2 e 6, há muitas maneiras diferentes de completar um poço que permite injeção seletiva de uma água de injeção em camadas de rocha de carbonato diferentes. Essa injeção seletiva pode compreender injetar uma água de injeção em uma ou mais camadas de rocha de carbonato determinadas (por exemplo, camada 4) sem injetar a água em outras camadas de rocha de carbonato (por exemplo, camadas 2 e 6). Alternativamente, essa injeção seletiva pode compreender controlar a taxa de fluxo de uma água de injeção no interior das camadas de rocha de carbonato de modo que haja uma taxa de injeção maior em uma ou mais das camadas de rocha de carbonato (por exemplo, camada 4) do que em outras camadas de rocha de carbonato (por exemplo, camadas 2 e 6). Por exemplo, um orifício de poço revestido pode ter perfurações na seção 28 e nenhuma perfuração nas seções 26 e 30 ou pode ter um número maior de perfurações na seção 28 que as seções 26 ou 30.

[027] Adicionalmente, a completação do poço de injeção pode incluir uma ou mais mangas deslizantes que compreendem uma manga interna que pode ser deslocada entre uma posição aberta e uma posição fechada. Quando na posição aberta, a manga permite comunicação entre uma tubagem de injeção e um anel localizado entre a parede do poço de injeção e a tubagem de injeção. As mangas deslizantes podem, portanto, ser usadas opcionalmente junto com vedações, para impedir que a água de injeção flua das seções 26 e 30 do orifício de poço para o interior das camadas de rocha de carbonato 2 e 6 enquanto abre o fluxo de água de injeção da seção 28 para o interior da camada de rocha de carbonato 4.

[028] Opcionalmente, uma variedade de sensores (não mostrados) pode ser fornecida dentro do poço de injeção 14 e dentro do poço de produção 16. Esses sensores podem ser usados para medir dados. Os dados medidos por esses sensores podem ser usados como dados de entrada, descritos abaixo, ou podem ser usados para calcular ou derivar os dados de entrada com o uso de, por exemplo, modelos de computador conforme conhecido na técnica. Igualmente, os dados de entrada descritos abaixo podem ser estabelecidos a partir da análise de amostras de núcleo retiradas quando o poço é perfurado, conhecimento das características de qualquer água anteriormente injetada, conhecimento das características do óleo e água permanente contidos no espaço de poro das camadas de rocha de reservatório 2, 4, e 6 e análise de quaisquer fluidos de produção recebidos no poço de produção (isto é, fluidos produzidos das camadas de rocha de reservatório 2, 4 e 6).

[029] As modalidades da invenção fornecem sistemas de computador e métodos implantados por computador que podem ser usados para determinar um ou mais modos operacionais para um sistema de deslocamento de óleo bruto disposto para injetar uma água de injeção em um reservatório. Com essa finalidade, as modalidades da invenção podem incluir um sistema de computador que executa componentes de software de determinação de modo de injeção (IMD) que habilitam o sistema para determinar um modo adequado para injeção da água de injeção. Em termos gerais, os componentes de software de IMD compreendem componentes de interface que habilitam dados de entrada adequados a serem recebidos e que habilita uma saída, usável para controlar o modo de operação do sistema a ser fornecido. Os componentes de software de IMD também compreendem componentes de modelagem que habilitam a operação do sistema de recuperação de óleo bruto a ser modelado. Esses componentes de modelagem podem, por exemplo, habilitar a determinação de dados indicativos do fluxo de fluido dentro do reservatório e a determinação de dados indicativos da dissolução de material, na água de injeção, dentro do reservatório. A operação desses componentes será expandida abaixo.

[030] O sistema de computador pode estar localizado em um centro de planejamento e controle (que pode estar localizado distante do reservatório). Alternativamente, o sistema de computador pode ser parte dos sistemas de controle do reservatório, por exemplo, pode estar localizado nas instalações de injeção e/ou produção. Os componentes de software de IMD podem compreender um ou mais aplicativos conforme são conhecidos na técnica e/ou podem compreender um ou mais módulos de adição para software existente.

[031] Um diagrama de blocos esquemático que mostra tal sistema de computador será descrito agora em referência à Figura 3. O sistema de computador 50 compreende um sistema de processamento 52 que tem um processador, ou CPU, 54 que é conectado a uma memória volátil (isto é, RAM) 56 e uma memória não volátil (como um disco rígido ou uma memória removível como uma unidade de disco ou flash) 58. Os componentes de software de IMD 60, que portam instruções para implantar modalidades da invenção, podem ser armazenados na memória não volátil 58 e/ou na memória volátil 56. Além disso, CPU 54 pode ser conectado a uma interface de usuário 62 e uma interface de rede 64. A interface de rede 64 pode ser uma interface com fio ou sem fio e é conectada a uma rede, representada pela nuvem 66. Desse modo, o sistema de processamento 52 pode ser conectado aos sensores, bancos de dados e outras fontes e receptores de dados através da rede 66.

[032] Em uso, o processador 54 recupera e executa os componentes de software de IMD armazenados 60, por exemplo, da non-memória volátil 58. Durante a execução dos componentes de software de IMD 60 (ou seja, quando o sistema de computador está realizando as ações descritas abaixo), o processador pode armazenar dados temporariamente na memória volátil 56. O processador 54 também pode receber dados (conforme descrito em maiores detalhes abaixo), através da interface de usuário 62 e da interface de rede 64, conforme exigido para implantar modalidades da invenção. Por exemplo, dados indicativos de pesquisa das propriedades do reservatório podem ser inseridos por um usuário através da interface de usuário 62 e/ou recebidos, por exemplo, de um banco de dados remoto através da rede 66. Os dados também podem ser recebidos de um ou mais sensores dentro dos furos de poço de injeção e produção.

[033] Esses dados podem ser gerados e/ou armazenados de diversas maneiras conhecidas pela pessoa versada na técnica. Por exemplo, características de uma camada de rocha de carbonato do reservatório (descritas abaixo) podem ser determinadas em um laboratório de uma amostra de núcleo retirada do reservatório com o uso de processos conhecidos de poço. Uma vez determinados, esses dados podem ser enviados ativamente para o sistema de processamento 52 ou armazenados em um banco de dados para serem recuperados, conforme exigido pelo sistema de processamento 52. Alternativas serão prontamente evidentes pela pessoa versada na técnica.

[034] O processador 54 também pode fornecer uma saída por meio ou da interface de usuário 62 ou da interface de rede 64. Conforme será descrito em maiores detalhes abaixo, as modalidades habilitam um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto a serem determinados.

[035] Consequentemente, dados indicativos de controle de, ou derivados de o modo operacional determinado podem ser emitidos pela interface. Essa emissão pode incluir emissão dos dados de controle para um recurso, como uma tela ou impressora, ou, se exigido, transmitir os dados através da rede para estações remotas. Os dados de controle podem assumir diversas formas. Por exemplo, os dados de controle podem assumir a forma de instruções para injetar ou para não injetar água que têm características específicas em determinadas camadas de rocha de carbonato. Alternativa ou adicionalmente, os dados de controle podem identificar como um poço deve ser completado - por exemplo, o número e a posição de obturadores etc. Outras opções incluem dados de controle que identificam uma taxa de fluxo e/ou pressão de injeção para injeção de água de injeção em camadas diferentes. Tais processos serão prontamente evidentes pela pessoa versada na técnica e, portanto, não serão descritos em detalhes.

[036] Exemplos de um método implantado por computador para determinar um ou mais modos operacionais para o sistema de deslocamento de óleo bruto 1 serão descritos abaixo em referência à Figura 4. Nessa modalidade, assume-se que o método implantado por computador é realizado pelo sistema de processamento 52.

[037] Na etapa 72, o sistema de processamento 52 recebe dados de entrada. Esses dados de entrada podem ser armazenados em (e, desse modo, recuperados de) uma ou ambas as memórias 56 e 58 ou recebidos por meio das interfaces 62 e 64. Os dados de entrada recebidos são indicativos do seguinte: iv) características da água de injeção que compreendem temperatura, salinidade e concentração de sulfato; e v) ) características das camadas de rocha de carbonato que compreendem temperatura, permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, teor de minério de sulfato solúvel em água das camadas de rocha de carbonato e uma indicação das permeabilidades de água de uma ou mais interfaces entre interfaces adjacentes das camadas de rocha de carbonato. Adicionalmente, os dados de entrada podem ser indicativos de: vi) ) características da água permanente presente dentro das camadas de rocha de carbonato que compreendem temperatura, salinidade (também referida como teor total de sólidos dissolvidos) e concentração de sulfato.

[038] A água permanente pode ser água de formação (água que ocorre naturalmente dentro do espaço de poro da rocha de reservatório) ou uma mistura de água de formação e a água anteriormente injetada, como água do mar. A água que ocorre naturalmente dentro do espaço de poro da rocha de reservatório é, em geral, chamada de “água conata” embora, estritamente falando, esse termo se refira a água confinada no espaço de poro durante a formação da rocha. A composição da água permanente pode variar entre camadas de rocha de carbonato devido às diferenças nas características das camadas de rocha de carbonato. Desse modo, a pessoa versada na técnica irá entender que a água permanente está tipicamente em equilíbrio químico com os minérios presentes em cada camada de rocha.

[039] Adicionalmente, os dados de entrada podem ser indicativos de características do óleo bruto dentro das camadas de rocha de carbonato.

[040] Opcionalmente, alguns dos dados de entrada podem ser recebidos de sensores dentro do sistema de recuperação de óleo bruto, como sensores de temperatura de fundo de poço localizados dentro do poço de produção e/ou poço de injeção.

[041] Mediante o recebimento dos dados de entrada, o sistema de processamento 52 insere os dados de entrada em um modelo preditivo implantado por computador. Conforme descrito acima, esse modelo preditivo pode ser fornecido como um ou mais componentes dentro dos componentes de software de IMD 60.

[042] Nas etapas 76 a 84, o sistema de processamento 52 opera o modelo preditivo para gerar segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que pode ser produzida operando-se o sistema de deslocamento em um modo particular. A natureza desses segundos dados se tornará evidente a partir da descrição abaixo.

[043] Na operação do modelo preditivo, na etapa 76, o sistema de processamento 52 identifica uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato (por exemplo, camada de rocha de carbonato 4) e uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato (por exemplo, camadas de rocha de carbonato 2 e 6) das camadas de rocha de carbonato no reservatório. A primeira e a segunda camadas de rocha de carbonato são identificadas de modo que: as segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6 sejam adjacentes à primeira camada de rocha de carbonato 4; a primeira camada de rocha de carbonato 4 tenha um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente alto; e as segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6 tenham um teor de minério de sulfato solúvel em água relativamente baixo.

[044] Na etapa 78, o sistema de processamento 52 gera primeiros dados que representam características químicas de um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que pode ser formado na primeira camada de rocha de carbonato 4 pela dissolução de minérios de sulfato solúveis em água na água de injeção. Isso pode envolver modelagem da dissolução de minérios de sulfato solúveis em água da primeira camada de rocha de carbonato 4 na água de injeção que irá ocorrer se o sistema de deslocamento de óleo bruto injetar água de injeção na primeira camada de rocha de carbonato 4. Essa modelagem pode usar, pelo menos, as características da água de injeção e as características da primeira camada de rocha de carbonato 4 para gerar os primeiros dados.

[045] Na etapa 80, o sistema de processamento 52 gera adicionalmente primeiras características de fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato. Essas primeiras características de fluxo podem ser geradas por modelagem do fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato através da primeira camada de rocha de carbonato 4. Para fazer isso, a modelagem pode usar, pelo menos, as permeabilidades de água da primeira camada de rocha de carbonato 4. Um exemplo do fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato é mostrado pela seta A na Figura 1.

[046] Na etapa 82, o sistema de computação gera segundas características de fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato. Essas segundas características de fluxo podem ser geradas por modelagem do fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato da primeira camada de rocha de carbonato 4 em e através de segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6 com o uso de, pelo menos, as permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, as permeabilidades de água das interfaces entre as camadas e as primeiras características de fluxo geradas na etapa 80. Tal fluxo é mostrado pelas setas B e F e C e D na Figura 1.

[047] De preferência, as etapas 80 e 82 e, opcionalmente, etapa 78 podem ser realizadas de modo simultâneo permitindo, desse modo, interações entre essas etapas de modelagem.

[048] Mediante a geração dos primeiros dados na etapa 78 e das segundas características de fluxo na etapa 82, o sistema de processamento 52 gera segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado das segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6 pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato (formado na primeira camada de rocha de carbonato 4), sendo que o sistema de deslocamento de óleo bruto deve ser configurado para injetar a água de injeção na primeira camada de rocha de carbonato 4.

[049] Mediante a geração dos segundos dados, o sistema de processamento 52 pode, então, determinar dados de controle na etapa 86. No entanto, o sistema de processamento 52 pode, na etapa 88, modificar um ou mais das características da água de injeção usadas para gerar os primeiros dados. Mediante a modificação das características da água de injeção, o sistema de processamento pode, então, repetir as etapas 78 a 84, gerar segundos dados com base nas características modificadas da água de injeção. Esse processo pode ser repetido de modo interativo na tentativa de identificar as características da água de injeção que fornecem o resultado mais desejado, por exemplo, uma quantidade alta de óleo recuperado.

[050] Finalmente, na etapa 86, e com base nos segundos dados, o sistema de processamento 52 determina dados indicativos de controle de um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto. Os dados de controle podem compreender dados indicativos de: uma instrução para injetar a água de injeção em pelo menos uma das primeiras camadas de rocha de carbonato 4; uma instrução para não injetar a água de injeção em pelo menos uma das primeiras camadas de rocha de carbonato 4; uma instrução para injetar a água de injeção em pelo menos uma das segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6; uma instrução para não injetar a água de injeção em pelo menos uma das segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6; uma instrução para injetar uma quantidade relativamente alta de água de injeção em pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato (isto é, uma instrução para injetar a água de injeção nas uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato em uma taxa de injeção relativamente alta) e uma quantidade relativamente baixa de água de injeção em pelo menos uma das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato (isto é, uma instrução para injetar a água de injeção nas uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato em uma taxa de injeção relativamente baixa); uma disposição de completação para um poço de injeção; e combinações dessas instruções. Essa determinação de modo operacional pode ser feita comparando-se os segundos dados aos dados indicativos de volumes de óleo que têm capacidade para serem deslocados das segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6 por fluidos de deslocamento que têm características químicas diferentes para o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na primeira camada de rocha de carbonato 4. Em algumas modalidades, as primeiras características de fluxo, ou seja, o fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato através da primeira camada de rocha de carbonato, também pode ser usado na determinação dos dados de controle.

[051] Quando os dados de controle compreendem dados indicativos de uma disposição de completação para um poço de injeção, os dados de controle podem identificar uma posição para um ou mais obturadores, em que, entre os obturadores a água deve ser injetada, as localizações para perfurações no alojamento do poço de injeção, uma posição ideal para uma manga de deslizamento e outros fatores que irão habilitar os um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto a serem postos em prática.

[052] O modo operacional determinado, os modos ou instruções de completação determinados com base no mesmo podem ser emitidos do sistema de processamento 52 (por exemplo, por meio de interfaces 62 e 64).

[053] Nas modalidades acima, as características da água de injeção podem incluir uma ou mais dentre a concentração de componentes de cátion multivalente, a concentração de ânions de sulfato, o teor de sólidos dissolvidos (TDS) total da água de injeção e a temperatura da água de injeção. De preferência, a concentração dos componentes de cátion multivalente da água de injeção inclui a concentração de cátion multivalente total e as concentrações de um ou mais dos cátions multivalentes individuais.

[054] As características do óleo bruto podem incluir um ou mais dentre a gravidade de API, o valor de número de ácido (TAN) total, o valor de número de base (TBN) total do óleo e a concentração dos componentes de asfalteno e resina do óleo.

[055] Quando os dados de entrada são indicativos de características de água permanente dentro das camadas de rocha de carbonato 2, 4 e 6, esses dados podem ser usados na modelagem da dissolução de minérios de sulfato solúveis em água da primeira camada de rocha de carbonato 4 na água de injeção na etapa 78. As características da água permanente podem ser usadas para aprimorar a modelagem da dissolução dos minérios de sulfato solúveis em água na água de injeção conforme isso habilita a mistura dispersiva do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato resultante com a água permanente a ser modelada (tipicamente, isso ocorre na frente do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato conforme o fluido se move através das camadas de rocha de carbonato 2, 4 e 6).

[056] Os dados de entrada também podem ser indicativos de taxas de adsorção de ânions de sulfato na superfície das camadas de rocha de carbonato e taxas de dessorção de ânions de sulfato das superfícies de rocha. As taxas de adsorção e dessorção de ânions de sulfato em tipos diferentes de superfícies de rocha de carbonato podem ser determinadas a partir de experimentos de laboratório com o uso de técnicas bem conhecidas pela pessoa versada na técnica. Os dados de adsorção e dessorção podem ser usados em conjunto com a modelagem da dissolução de minérios solúveis em água da primeira camada de rocha de carbonato 4 na água de injeção para determinar a concentração de ânions de sulfato no fluido de deslocamento aquoso conforme o mesmo flui através da camada de rocha de carbonato 4 e da camada de rocha de carbonato 4 em e através de camadas de rocha de carbonato 2 e 6.

[057] Além disso, quando os dados de entrada são indicativos de características do óleo bruto dentro das camadas de rocha de carbonato, esses dados podem ser usados para gerar os segundos dados na etapa 84.

[058] Embora o citado acima tenha sido descrito para um sistema de recuperação de óleo bruto simplificado que compreende apenas três camadas de rocha de carbonato, modalidades são previstas para operação para reservatórios que têm qualquer número de camadas de rocha de carbonato, incluindo uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato e uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato. Em algumas modalidades, uma determinada primeira camada de rocha de carbonato pode ser adjacente às duas segundas camadas de rocha de carbonato (isto é, a primeira camada de rocha de carbonato é ensanduichada entre as duas segundas camadas de rocha de carbonato), conforme mostrado na Figura 1. As primeiras e segundas camadas de rocha de carbonato apropriadas podem ser identificadas pelos teores de minério de sulfato solúvel em água relativos das camadas de rocha de carbonato e que uma determinada segunda camada de rocha de carbonato é adjacente a pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato.

[059] Em algumas modalidades, o processo descrito acima na Figura 4 pode ser repetido para combinações diferentes de primeiras e segundas camadas de rocha de carbonato. Para fazer isso, o sistema de processamento 52 pode operar o modelo preditivo para gerar segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado responsivo à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a água de injeção em uma pluralidade de subconjuntos diferentes das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato. Essas camadas identificadas podem ser, então, usadas para determinar o modo operacional para o sistema. Por exemplo, o sistema de processamento 52 pode gerar segundos dados para diversos cenários nos quais a água de injeção é injetada em únicas primeiras camadas de rocha de carbonato diferentes para combinações de múltiplas primeiras camadas de rocha de carbonato e para todas as primeiras camadas de rocha de carbonato. De modo subsequente, o sistema de computação pode identificar, com base nos segundos dados gerados para cada um dos subconjuntos das primeiras camadas de rocha de carbonato, uma ou mais camadas de rocha de carbonato nas quais para injetar a água de injeção, isso é usado para determinar os um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto na etapa 86. Esse processo pode ser repetido de modo iterativo, com um objetivo de, por exemplo, maximizar a quantidade de óleo bruto recuperado.

[060] As modalidades também são aplicáveis aos sistemas de deslocamento de óleo bruto dispostos para injetar água de injeção em uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato de um reservatório através de uma pluralidade de poços de injeção e para recuperar óleo bruto de pelo menos uma, de preferência, uma pluralidade de poços de produção. Como tal, o sistema de processamento 52 pode operar o modelo preditivo para gerar segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado responsivo à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a injeção de água em uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato do reservatório de combinações diferentes da pluralidade de poços de injeção. De modo subsequente, o sistema de processamento 52 pode identificar, com base nos segundos dados gerados para cada uma das combinações de poços de injeção, um ou mais poços de injeções a partir dos quais se injeta a água de injeção no reservatório, em que isso é usado para determinar os um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto na etapa 86. Conforme anteriormente citado, esse processo também pode ser realizado de modo iterativo, com um objetivo de, por exemplo, maximizar a quantidade de óleo bruto recuperado do reservatório.

[061] As águas de injeção diferentes, que têm características diferentes, podem ser usadas pelo sistema de deslocamento de óleo bruto. Em conformidade, o sistema de processamento 52 pode operar o modelo preditivo para águas de injeção diferentes que têm características diferentes.

[062] De modo subsequente, o sistema de processamento 52 pode identificar uma água de injeção desejada com base nos segundos dados, em que a mesma é usada para determinar os um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto na etapa 86. Um processo iterativo pode ser usado para regular as características da água de injeção.

[063] Bem como a modelagem da recuperação de óleo das segundas camadas, o modelo predicativo pode ser usado para modelar a recuperação de óleo de um ou mais das primeiras camadas de rocha de carbonato. Em conformidade, o sistema de processamento 52 pode modelar, com o uso de pelo menos os primeiros dados gerados na etapa 78 e dados indicativos das permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, terceiros dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado das primeiras camadas de rocha de carbonato pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado nas primeiras camadas de rocha de carbonato responsivo à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a água de injeção na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato. A quantidade prevista combinada de óleo que seria deslocada de todas dentre as primeiras e segundas camadas pode, então, ser usada para determinar o modo operacional.

[064] As modalidades da invenção também são aplicáveis ao planejamento da colocação ou disposição de poços em um reservatório. Por exemplo, o modelo preditivo pode ser executado mediante a presunção de que um poço existe em uma localização específica antes de perfurar e completar aquele poço. Consequentemente, o sistema de processamento 52 pode operar o modelo preditivo de modo a determinar um ou mais localizações para: um ou mais poços de injeção; e, um ou mais poços de produção. O modelo preditivo pode incluir dados de entrada relacionados às características de fluxo entre um poço de injeção existente e um poço de produção existente e esses dados de entrada podem ser usados para determinar uma ou mais localizações para poços de injeção e de produção adicionais.

[065] As modalidades da invenção também são aplicáveis ao planejamento da completação dos poços em um reservatório. Por exemplo, o sistema de processamento 52 pode operar o modelo preditivo de modo a determinar um ou mais modos de completação para os poços de injeção que permitem água de injeção preferencial em uma primeira camada de rocha de carbonato em comparação com uma segunda camada de rocha de carbonato, ou permitem água de injeção em uma primeira camada de rocha de carbonato, mas não em uma segunda camada de rocha de carbonato.

[066] Na descrição acima, os modos operacionais foram descritos como incluindo uma instrução para injetar a água de injeção na primeira camada de rocha de carbonato 4; uma instrução para não injetar a água de injeção na primeira camada de rocha de carbonato 4; uma instrução para injetar a água de injeção nas segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6; e/ou uma instrução para não injetar a água de injeção nas segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6. Os modos operacionais também foram descritos como incluindo uma instrução para injetar a água de injeção na primeira camada de rocha de carbonato 4 em uma taxa de injeção relativamente alta e uma instrução para injetar a água de injeção nas segundas camadas de rocha de carbonato 2 e 6 em uma taxa de injeção relativamente baixa de modo que a água de injeção possa ser, de preferência, injetada na primeira camada de rocha de carbonato 4. Será verificado que, dependendo da complexidade do sistema de recuperação de óleo bruto 1, o modo operacional, e instruções correspondentes, pode ser mais complexo. Por exemplo, o modo operacional pode ser para o sistema de recuperação de óleo bruto 1 injetar água de injeção em um subconjunto de todas as primeiras camadas de rocha de carbonato no reservatório e, opcionalmente, em um subconjunto de todas as segundas camadas de rocha de carbonato. O modo operacional também pode ser para o sistema de recuperação de óleo bruto para a água de injeção em uma taxa de injeção relativamente alta em um subconjunto de todas as primeiras camadas de rocha de carbonato no reservatório e em uma taxa de injeção relativamente baixa em um subconjunto de todas as segundas camadas de rocha de carbonato no reservatório. O modo operacional pode opcionalmente inclui uma instrução para injetar água de injeção de um subconjunto dos poços de injeção que formam o sistema de recuperação de óleo bruto 1. Em algumas modalidades, a água de injeção, ou seja, as características do fluido a ser usado, pode ser otimizada com o uso do modelo preditivo, (ou seja, conforme descrito acima, pode ser selecionado a partir dos segundos dados gerados com base nas características modificadas da água de injeção) e, opcionalmente, pode ser diferente para poços de injeção diferentes.

[067] As etapas diferentes das modalidades descritas acima podem ser realizadas por componentes diferentes dentro dos componentes de software de IMD. Por exemplo, um primeiro componente pode ser usado para modelar o reservatório e habilitar a identificação da primeira e da segunda camadas. Um segundo componente pode ser usado para modelar o fluxo dentro do reservatório, com o uso da modelagem do reservatório emitida do primeiro componente. Um terceiro componente adicional pode ser usado para modelar a dissolução do minério de sulfato solúvel em água na água de injeção com base na modelagem do reservatório emitida do primeiro componente e o fluxo de fluido dentro do reservatório emitido pelo segundo componente. Um componente adicional pode ser usado para fornecer controle geral, por exemplo, fornecer dados de entrada aos componentes e receber a saída a partir da mesma e selecionar o modo operacional com base nessas saídas. Nas modalidades, componentes diferentes podem ser executados em sistemas de computação diferentes, ou seja, um primeiro sistema de computação pode executa o primeiro componente, um segundo sistema de computação, o segundo componente, etc. Detalhes Adicionais de Modalidades Exemplificativas

[068] Alguns detalhes específicos de modalidades exemplificativas serão descritos agora.

[069] A rocha de reservatório, através da qual o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato passa, pode compreender camadas de rocha de carbonato com as quais o óleo e, tipicamente, a água permanente são associados, se por inclusão em poros ou entre grãos ou de outro modo.

[070] As rochas de carbonato são uma classe de rochas sedimentares compostas principalmente de minérios de carbonato, como calcita, aragonita, dolomita ou misturas dos mesmos. Os dois maiores tipos de minérios de carbonato são calcário, que compreende calcita, aragonita ou misturas dos mesmos (formas de cristal diferentes de CaCO3) e dolomito que compreende a dolomita mineral (CaMg (CO3)2).

[071] As camadas de rocha de carbonato também podem compreende outros minérios, como minérios de sulfato solúveis em água e a quantidade de minérios de sulfato solúveis em água pode variar de modo significativo entre camadas diferentes da rocha de reservatório. Os minérios de sulfato solúveis em água são depositados quando as rochas de carbonato são formadas em ambientes de deposição de evaporito (também referido como Sabkha). Os minérios de sulfato solúveis em água que podem ser encontrados dentro de camadas de rocha de carbonato incluem anidrido (CaSO4), hanksita (Na22K(SO4)9(CO3)2Cl), gipsita (CaSO4•2H2O), calcantite (CuSO4•5H2O), kieserita (MgSO4 H2O), starkeiita (MgSO4^4H2O), hexa-hidrato (MgSO4 • 6H2O), epsomita (MgSO4•7H2O), meridianiita (MgSO4•11H2O), e melanterita (FeSO4^7H2O). Os minérios de sulfato solúveis em água mais comuns que ocorrem dentro de camadas de rocha de carbonato são anidrido, gipsita e kieserita, em particular, anidrido. Conforme será bem conhecido pela pessoa versada na técnica, minérios de sulfato solúveis em água tipicamente são depositados no espaço de poro da rocha de carbonato de modo que a permeabilidade da rocha de reservatório para água diminua com níveis crescentes de depósitos de minérios de sulfato solúveis em água. Quantidades menores de outros minérios também podem estar presentes na rocha de carbonato, incluindo minérios de sulfato insolúveis em água como barita (BaSO4) e celestita (SrSO4).

[072] Os estilólitos podem, algumas vezes, ser encontrados nas interfaces entre camadas de rocha de carbonato de um reservatório. Os estilólitos se formam onde os minérios solúveis foram removidos por um processo de dissolução de pressão e minérios insolúveis como argilas, pirita de ferro e óxidos metálicos se tornam concentrados. Tipicamente, estilólitos nas interfaces entre camadas de rocha de carbonato têm uma profundidade de 0,5 a 2 cm e devido à natureza dos minérios acumulados reduzem a permeabilidade de água da interface entre as camadas de rochas de carbonato de modo que uma água injetada possa ser substancialmente impedida de passar entre camadas adjacentes de rochas de carbonato através dos estilólitos. Em alguns casos, uma barreira de estilólitos efetivamente impermeável pode se formar. Tal barreira pode compreender ou uma superfície de contato de estilólito contínua ou uma superfície de contato de estilólito descontínua que têm descontinuidades que ocupam menos que 5 % da superfície de contato entre as camadas de rocha de carbonato de modo que a superfície de contato de estilólito possa ser relacionada como sendo efetivamente impermeável.

[073] A quantidade de minérios de sulfato solúveis em água em uma ou mais das camadas de rocha de carbonato da rocha de reservatório pode ser determinada por análise mineralógica da rocha de reservatório, por exemplo, por análise de difração de raios X com o uso de rocha de reservatório de raiz. Tipicamente, as amostras de raiz da(s) camada(s) de rocha de reservatório são retiradas de um núcleo removido do reservatório. Além disso, a perfilagem da rocha de reservatório por meio de um ou mais poços que penetram o reservatório incluindo poços de injeção, poços de produção, poços de exploração e poços de monitoramento podem ser usados para caracterizar adicionalmente as camadas de rocha do reservatório. Por exemplo, as camadas da rocha de reservatório podem ser caracterizadas com o uso de técnicas de perfilagem, como perfilagem de ressonância magnética nuclear (RMN), perfilagem de resistividade ou perfilagem de raio gama. Os dados obtidos com o uso de uma ou mais dessas técnicas de perfilagem podem ser correlacionados aos resultados mineralógicos obtidos a partir da análise das camadas de uma amostra de núcleo retirada do reservatório fornecendo, desse modo, um modelo geológico do reservatório que incorpora características químicas das camadas de rocha de carbonato. A presença de superfícies de contato de estilólito efetivamente impermeáveis nas interfaces entre camadas de rocha de carbonato pode ser determinada com o uso de métodos conhecidos pela pessoa versada na técnica, como teste de interferência de pressão. O modelo geológico do reservatório pode, portanto, ser incorporado ao modelo preditivo e pode ser usado para identificar um ou mais intervalos do reservatório que tem superfícies de contato de estilólito efetivamente impermeáveis que iriam atrapalhar ou impedir o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato de passar (permear) em uma(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s). Em tais situações, uma decisão pode ser tomada de não injetar de preferência a água de injeção nas primeiras camadas de rocha de carbonato de tais intervalos.

[074] O modelo preditivo que incorpora o modelo geológico do reservatório também pode ser usado para identificar um ou mais intervalos do reservatório sem superfícies de contato de estilólito efetivamente impermeáveis nas interfaces entre camadas de rocha de carbonato de modo que uma decisão possa tomada de injetar de preferência a água de injeção em uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato de tal(is) intervalo(s) com o fluido de deslocamento enriquecido com sulfato formado na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato que passa em uma segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) ou, se não houver intervalos adequados, usar uma técnica de recuperação alternativa.

[075] O reservatório que comporta óleo pode assumir a forma de uma pluralidade de primeiras camadas de rocha de carbonato interestratificadas com uma pluralidade de segundas camadas de rocha de carbonato. De preferência, as primeiras camadas de rocha de carbonato são distribuídas no reservatório de modo que pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato seja estratificada (ensanduichada) entre segundas camadas de rocha de carbonato. Tipicamente, o reservatório compreende uma pluralidade de primeiras camadas de rocha de carbonato estratificada entre segundas camadas de rocha de carbonato.

[076] A(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório pode(m) ter um teor de minérios de sulfato solúveis em água de pelo menos 5 % em peso, de preferência, pelo menos 7,5 % em peso, em particular, pelo menos 10 % em peso. Tipicamente, a(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato tem(têm) um teor de minérios de sulfato solúveis em água de menor que 25 % em peso e, de preferência, menor que 20 % em peso. O limite superior para o teor dos minérios de sulfato na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato é tipicamente dependente da permeabilidade para água da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato. Desse modo, o teor de minério de sulfato da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato não deveria ser tão alto de modo a reduzir sua permeabilidade para água para tal, como uma extensão na qual a água injetada passa da primeira camada de rocha de carbonato em uma segunda camada de rocha de carbonato adjacente sem qualquer aumento significativo em sua concentração de sulfato.

[077] A(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato pode(m) ter um teor de minérios de sulfato solúveis em água de menor que 5 %, de preferência, menor que 2,5 % em peso, em particular, menor que 1 % em peso.

[078] A primeira e a segunda camadas de rocha de carbonato podem ser chamadas de “rica em minério de sulfato” e “deficiente em minério de sulfato”, respectivamente.

[079] Dentro de qualquer uma das camadas de rocha de carbonato do reservatório, a permeabilidade horizontal para água é tipicamente a mesma que a permeabilidade vertical para água. Em conformidade, na ausência de quantidades significativas de estilólito nas interfaces entre camadas, o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato tem uma tendência a migrar da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato (rica em minério de sulfato) para segundas camadas de rocha de carbonato adjacentes (deficiente em minério de sulfato) devido à(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato serem de maior permeabilidade para água que a(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato. Para evitar dúvida, o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que é formado dentro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato que pode(m) migrar de para cima ou para baixo, ou seja, de modo vertical, ou para uma segunda camada de rocha de carbonato sobrejacente ou para uma segunda camada de rocha de carbonato subjacente do reservatório.

[080] O método da presente invenção pode ser usado em um reservatório que tem uma razão das permeabilidades de água da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato para a(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato de pelo menos 1:1, de preferência, na faixa de 1,1: 1 a 10:1, mais de preferência 1,2: 1 a 5:1, ainda mais de preferência, 1,2:1 a 2:1, em particular, 1,2:1 a 1,75:1. Desse modo, além de limpar pelo menos parte da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório, uma porção do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato passa (permeia) em e através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório adjacente(s). O método da presente invenção pode, portanto, estar relacionado como inundação de água da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato através da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato.

[081] As permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato podem ser determinadas com o uso de tampões de núcleo retirados de um núcleo removido do reservatório com o uso de técnicas bem conhecidas pela pessoa versada na técnica. As permeabilidades de água podem ser determinadas com os tampões de núcleo em 100 % de saturação de água. Alternativamente, as permeabilidades relativas dos tampões de núcleo para água podem ser determinadas em uma saturação de água determinada (com o restante do espaço de poro dos tampões de núcleo ocupados por hidrocarboneto).

[082] A espessura de permeabilidade de uma camada de rocha de carbonato pode, então, ser determinada a partir da permeabilidade de água medida da camada de rocha em que a espessura de permeabilidade, kh, de uma camada de rocha é definida no presente documento como o produto da permeabilidade de água, k, da camada e sua espessura. Quando a água deve ser injetada em uma pluralidade de primeiras camadas de rocha de carbonato, a espessura de permeabilidade das primeiras camadas de rocha de carbonato é a soma das espessuras de permeabilidade para cada uma dentre a pluralidade de primeiras camadas de rocha de carbonato.

[083] Quando a espessura de permeabilidade das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato permitem que a água de injeção suficiente seja injetada na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato para manutenção de pressão de reservatório e para alcançar taxas de produção econômicas, a completação do poço de injeção pode impedir que a água de injeção seja diretamente injetada nas uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato. Por exemplo, a completação pode incluir vedações (obturadores) que isolam as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato de comunicação hidráulica direta com o poço de injeção.

[084] Quando a espessura de permeabilidade das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato não permitir que a água de injeção suficiente seja injetada no reservatório para manutenção de pressão de reservatório e para alcançar taxas de produção econômicas, pode ser necessário também injetar a água de injeção em uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato. O modelo preditivo pode, portanto, ser usado para determinar as quantidades relativas de água de injeção a ser injetada nas uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato e nas uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato a fim de alcançar recuperação de óleo ideal enquanto mantém a pressão de reservatório e as taxas de produção econômicas. Quando a água de injeção deve ser injetada em apenas uma porção das segundas camadas de rocha de carbonato para manutenção de pressão de reservatório e para alcançar taxas de produção econômicas, o modelo preditivo também pode ser usado para classificar as segundas camadas de rocha de carbonato nas quais a água deve ser injetada.

[085] Portanto, é previsto que a completação do poço de injeção pode permitir que uma quantidade relativamente alta da água de injeção entre nas uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato e uma quantidade relativamente baixa de água de injeção (exigida para manutenção de pressão de reservatório e para alcançar taxas de produção econômicas) entre em um ou mais dentre as segundas camadas de rocha de carbonato.

[086] Em contrapartida, o poço de produção está tipicamente em comunicação fluida com substancialmente todas as camadas de rocha de carbonato de sustentação de óleo do reservatório independentemente do teor de minério de sulfato da rocha de carbonato. No entanto, é previsto que uma ou mais das camadas de rocha de carbonato do reservatório podem ser isoladas do poço de produção no caso em que a(s) camada(s) isolada(s) contém a canal de permeabilidade alta que resultaria no fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato desviando do óleo presente no espaço de poro de camadas de rocha de permeabilidade inferior do reservatório.

[087] É preferencial que as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato do reservatório que são isoladas da comunicação hidráulica direta com o poço de injeção sejam relativamente espessa e sejam relativamente poucas em número reduzindo, desse modo, a complexidade da completação de poço. De preferência, o(s) intervalo(s) isolado(s) do reservatório que contém a(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato tem uma espessura de pelo menos 1 metro, de preferência, uma espessura na faixa de 1 a 3 metros, por exemplo, 2 a 3 metros.

[088] No caso em que há um ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato interestratificadas relativamente finas dentro de segundas camadas relativamente espessas, o(s) intervalo(s) isolado(s) do reservatório pode(m) conter tanto a(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato relativamente fina(s) quanto as segundas camadas de rocha de carbonato relativamente espessas. Em conformidade, a pessoa versada na técnica irá entender que não é essencial injetar o fluido de deslocamento aquoso em todas as primeiras camadas de rocha de carbonato do reservatório.

[089] Por outro lado, quando há uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato interestratificadas relativamente finas dentro de primeiras camadas de rocha de carbonato relativamente espessa, pode não ser prático isolar essas segundas camadas de rocha de carbonato relativamente finas da comunicação hidráulica direta com o poço de injeção. Em conformidade, a pessoa versada na técnica irá entender que o fluido de deslocamento aquoso pode ser injetado tanto nas segundas camadas de rocha de carbonato relativamente finas quanto nas primeiras camadas de rocha de carbonato relativamente espessas.

[090] Por “relativamente fina” entende-se uma camada de rocha de carbonato que tem uma espessura média de menos que 1 metro, de preferência, menos que 0,5 metros, em particular, menos que 0,25 metros.

[091] Por “relativamente espessa” entende-se uma camada de rocha de carbonato que tem uma espessura média de pelo menos 1 metro, de preferência, pelo menos 3 metros.

[092] Quando as uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato, a saber, aquela ou aquelas em comunicação hidráulica direta com o poço de injeção, contribui(em) com pelo menos 60 % da espessura de permeabilidade total do intervalo de reservatório penetrado pelo poço de injeção, a quantidade de água que pode ser injetada na(s) primeira(s) camada(s) de carbonato é tipicamente suficiente para manter a pressão de reservatório. A espessura de permeabilidade total do intervalo de reservatório penetrada pelo poço de injeção é definida no presente documento como uma soma da espessura de permeabilidade para cada uma das camadas individuais desse intervalo de reservatório.

[093] Quando há uma pluralidade de primeiras camadas de rocha de carbonato em comunicação hidráulica direta com o poço de injeção, a espessura de permeabilidade das primeiras camadas de rocha de carbonato é a soma das espessuras de permeabilidade para cada uma dentre a pluralidade de primeiras camadas de rocha de carbonato.

[094] Quando as uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato que estão em comunicação hidráulica direta com o poço de injeção contribuem com menos que 60 % da espessura de permeabilidade total do reservatório, a quantidade de água que é injetada na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato pode ser insuficiente para manter a pressão de reservatório. No caso em que é determinado que a pressão de reservatório não pode ser mantida apenas por água de injeção nas uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato do reservatório, uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato também podem estar em comunicação hidráulica direta com o poço de injeção de modo que a água adicional possa ser injetada diretamente nessas camadas do poço de injeção, conforme descrito acima. As uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato nas quais a água adicional pode ser diretamente injetada para manutenção de pressão de reservatório podem ser selecionadas com o uso da classificação obtida com o uso do modelo preditivo. Essa classificação pode levar em consideração fatores como as espessuras de permeabilidade das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato, a presença de quaisquer primeiras camadas de rocha de carbonato estratificada relativamente finas dentro de segundas camadas relativamente espessas de rocha de carbonato e o teor de minério de sulfato solúvel em água das segundas camadas de rocha de carbonato.

[095] Também pode ser possível manter pressão de reservatório e taxas de produção econômicas perfurando-se poços de injeção adicionais de modo que a água adicional de injeção possa ser injetada nas primeiras camadas de rocha de carbonato através desses poços de injeção adicionais. Isso pode reduzir a quantidade de água de injeção exigida a ser injetada nas uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato ou pode eliminar a exigência por água de injeção na(s) segunda(s) camada(s) de carbonato.

[096] O fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que é formado dentro das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato do reservatório e que flui (permeia) através da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato e da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato em e através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) desloca óleo bruto dos poros da rocha de reservatório. Desse modo, um banco de óleo é deslocado pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato em direção ao poço de produção a partir do qual o óleo é recuperado. O termo “banco de óleo” é bem conhecido pela pessoa versada na técnica e se refere a uma porção do reservatório na qual a saturação de óleo é aumentada devido à aplicação de um método de recuperação de óleo aprimorado.

[097] Desse modo, uma vantagem do método da presente invenção é que óleo adicional é recuperado no poço de produção.

[098] A porcentagem de produção de óleo adicional é definida no presente documento como: em que Sor é a saturação de óleo residual alcançada com um fluido de deslocamento aquoso de salinidade alta que tem uma composição similar à água permanente do reservatório (ou seja, uma água na qual haveria dissolução mínima no local de minério de sulfato), Sorl é a saturação de óleo residual alcançada com o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato e S0i é a saturação de óleo inicial. Por composição similar à água permanente entende-se que uma água que tem um TDS que está dentro de ±5 % do TDS da água permanente e, de preferência, uma concentração de sulfato similar àquela da água permanente, por exemplo, dentro de ±5 % da concentração de sulfato da água permanente.

[099] Tipicamente, a produção de óleo adicional que pode ser alcançada com o uso do método da presente invenção é pelo menos 1 %, de preferência, na faixa de 3 % a 25 %, por exemplo, na faixa de 3 a 15 % acima daquela alcançada ou prevista para ser alcançada quando se inunda com água o reservatório com um fluido de deslocamento aquoso de salinidade alta que tem uma composição similar à água permanente do reservatório, (ou seja, uma água na qual há dissolução mínima no local de minério de sulfato solúvel em água).

[100] A concentração de ânions de sulfato no fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato pode ser determinada analisando-se água produzida de um poço de monitoramento ou água que atravessa através do(s) poço(s) de produção. Também é previsto que a concentração de ânions de sulfato no fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato pode ser determinada a partir de estudos de modelagem com base em um ou mais dos parâmetros de entrada a seguir: a concentração inicial de depósitos de minério de sulfato solúvel em água que estão presentes na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato; a taxa de exaustão de depósitos de minério de sulfato solúvel em água da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato; o volume de rocha de carbonato na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato que, por sua vez, é dependente da porosidade da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato, a espessura total da(s) camada(s); o equilíbrio constante de solubilidade dependente de temperatura que existe para os diversos depósitos de minério de sulfato solúvel em água quando em equilíbrio químico com uma solução do minério de sulfato; a variação nas constantes de equilíbrio de solubilidade para os diversos minérios de sulfato solúveis em água com pressão; o volume de água injetado na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato; a taxa de injeção da água de injeção na(s) primeira(s) camada de rocha de carbonato; a concentração de ânion de sulfato e teor de sólidos dissolvidos (TDS) total da água de injeção em relação àquele da água permanente; a temperatura da água de injeção; a temperatura de reservatório; a localização de qualquer parte fronte térmica dentro do reservatório (decorrente do resfriamento do reservatório por qualquer fluido anteriormente injetado ou pela água injetada com o uso do método da presente invenção); a razão da permeabilidade para água da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato e a permeabilidade para água da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) do reservatório.

[101] A pessoa versada na técnica irá entender que a quantidade de dissolução de minério de sulfato solúvel em água na água de injeção muda com a temperatura. A pessoa versada na técnica também irá entender que se os fluidos injetados (ou seja, quaisquer fluidos anteriormente injetados e a água de injeção usada no método da presente invenção) forem mais frios que a temperatura de reservatório, haverá uma temperatura ou frente térmica em uma distância radial crescente do poço de injeção. A modelagem da dissolução de minério de sulfato solúvel em água leva em consideração a localização da fronte térmica no reservatório.

[102] De preferência, a água de injeção é injetada em um reservatório que tem uma temperatura de reservatório na faixa de 70 a 300 °C, por exemplo, 70 a 200 °C, em particular 100 a 150 °C. Quando há uma fronte térmica, a temperatura de reservatório se refere à temperatura além da fronte térmica. De preferência, a temperatura da água de injeção deveria ser suficientemente alta para manter uma temperatura de reservatório de pelo menos 70 °C. Se necessário, a água de injeção pode ser aquecida (por exemplo, em um trocador de calor em relação a um fluido produzido a quente) a fim de garantir que a temperatura de reservatório não seja reduzida abaixo de um valor de 70 °C.

[103] Quando o método da presente invenção é usado em modo de recuperação terciário e o reservatório foi anteriormente resfriado a uma temperatura na faixa de 65 °C a menos que 70 °C, pode ser possível aumentar a temperatura do reservatório para um valor de pelo menos 70 °C aquecendo- se a água de injeção. De modo similar, quando o método da presente invenção é usado no modo de recuperação secundário (antes de injetar quaisquer outros fluidos no reservatório) e a temperatura de reservatório está na faixa de 65 °C a menos que 70 °C, pode ser possível aumentar a temperatura do reservatório para um valor de pelo menos 70 °C aquecendo-se a água de injeção. De preferência, o aumento na temperatura do reservatório é alcançado aquecendo-se a água de injeção a uma temperatura de pelo menos 75 °C, mais de preferência, pelo menos 80 °C, em particular, pelo menos 90 °C.

[104] A quantidade de incremental recuperação de óleo que pode ser alcançada com o método da presente invenção é dependente da concentração de ânions de sulfato no fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato relativa para a concentração de sulfato da água permanente contida dentro do espaço de poro da(s) primeira(s) camada(s) de carbonato do reservatório. De preferência, o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que é formado dentro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato tem uma concentração de sulfato pelo menos 0,01 mol/l (960 ppmv) maior que, e de preferência, pelo menos 0,1 mol/l (9600 ppmv) maior que a concentração de sulfato da água permanente presente dentro do espaço de poro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório. No presente documento, “ppmv” significa partes por milhão em um peso/volume de base de água. A pessoa versada na técnica irá entender que essa unidade é equivalente à unidade mg/l.

[105] O limite superior para a concentração de sulfato do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato é a concentração de sulfate que está em equilíbrio químico com os depósitos de minério de sulfatos contidos dentro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório na temperatura e pressão do reservatório.

[106] O modelo preditivo que é usado para determinar os um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto (ou os um ou mais modos para completar o(s) poço(s) de injeção) pode ser validado a partir de experimentos de inundação de núcleo realizados em tampões de núcleo retirados das camadas de rocha de carbonato do reservatório.

[107] A pessoa versada na técnica irá entender que os experimentos de inundação de núcleo podem ser realizados injetando-se um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato sintético, que tem uma composição determinada com o uso do modelo preditivo, em uma amostra de núcleo retirada de uma segunda (deficiente em minério de sulfato) camada de rocha de carbonato do reservatório, em que a amostra de núcleo está na saturação de óleo inicial (Soi). Alternativamente, uma primeira e uma segunda amostras de núcleo (ambas em Soi) podem estar dispostas em série em que a primeira amostra de núcleo é retirada de uma primeira (rica em minério de sulfato) camada de rocha de carbonato e a segunda amostra de núcleo é retirada de uma segunda (deficiente em minério de sulfato) camada de rocha de carbonato. Uma água de injeção que tem características especificadas pode ser injetada na primeira amostra de núcleo e os fluidos removidos da primeira amostra de núcleo (óleo produzido e água produzida que é enriquecida em sulfate) são separados e a água produzida separada é injetada de modo subsequente na segunda amostra de núcleo nas séries. Alternativamente, um primeiro experimento de inundação de núcleo pode ser realizado com uma primeira amostra de núcleo retirada de uma primeira (rica em minério de sulfato) camada de rocha de carbonato e uma água de injeção que tem características específicas é injetada na primeira amostra de núcleo e a água produzida removida da primeira amostra de núcleo é analisada para sólidos dissolvidos (TDS e concentrações de íons individuais). Um segundo experimento de inundação de núcleo pode ser realizado com uma segunda amostra de núcleo retirada de uma segunda (deficiente em minério de sulfato) camada e um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato sintético que tem a mesma composição de sólidos dissolvidos que a água produzida analisada é injetado na segunda amostra de núcleo. Desse modo, as saturações de óleo residual medidas (e, consequentemente, as recuperações de óleo) alcançadas nesses testes de inundação de núcleo podem ser comparadas às quantidades previstas de óleo determinadas com o uso do modelo preditivo.

[108] O modelo preditivo também pode ser validado a partir de um primeiro e segundo testes de rastreador químico de poço único (SWCT) realizados em um poço que penetra nas primeiras e nas segundas camadas de rocha de carbonato do reservatório. Um teste de SWCT é projetado para medir a saturação de óleo no local (saturação de óleo residual) em um reservatório. O primeiro teste de SWCT emprega uma água de injeção que tem características específicas (primeiro fluido de injeção) enquanto o segundo teste de SWCT emprega um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato sintético (segundo fluido de injeção). Em ambos os testes, o fluido de injeção (água de injeção ou fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato sintético) é dividido em uma primeira (menor) porção e uma segunda (maior) porção, em que a primeira porção é injetada imediatamente antes da segunda porção do fluido de injeção. A primeira porção do fluido de injeção é rotulada com um rastreador químico reativo, por exemplo, um éster como acetato de etilo, que reage com água durante um período de fechamento para formar um rastreador de produto (por exemplo, um álcool como etanol) que é virtualmente insolúvel na fase de óleo que está presente no espaço de poro do reservatório. Opcionalmente, a primeira e a segunda porções do fluido de injeção são rotuladas com um rastreador de não particionamento, não reativo (equilíbrio de material), por exemplo, isopropanol. A quantidade da segunda porção de fluido de injeção é tipicamente suficiente para empurrar a primeira porção do fluido de injeção para uma distância radial de pelo menos 1,5 metro (5 pés), por exemplo, entre 1,5 metro a 4,6 metros (5 a 15 pés) do orifício de poço. Tipicamente, o poço é fechado por um período de um a dez dias para permitir que uma quantidade detectável (mensurável) de um rastreador de produto se forme. Tipicamente, a conversão do rastreador reativo para o rastreador de produto (por exemplo, conversão de éster para álcool) é de 10 a 50 %. Após o período de fechamento, o poço é produzido novamente e o fluido produzido é periodicamente amostrado e analisado, de preferência, imediatamente, para o teor de rastreador reativo não reagido (por exemplo, acetato de etilo), o rastreador de produto (por exemplo, etanol) e o rastreador de equilíbrio de material opcional (por exemplo, isopropanol). Antes do início da etapa de produzir novamente, o rastreador reativo não reagido e o rastreador de produto são sobrepostos dentro da primeira porção do fluido injetado. Durante a etapa de produzir novamente, o particionamento do rastreador reativo não reagido entre a fase residual imóvel de óleo e a fase de água móvel atrasa a produção do rastreador reativo não reagido por um incremento de volume diretamente relacionado à saturação de óleo residual. No entanto, o rastreador de produto não se particiona entre a fase residual imóvel de óleo e a fase de água móvel de modo que sua produção não seja atrasada. O rastreador de produto, portanto, flui de volta para o poço em quase exatamente a mesma taxa que a água e é, portanto, produzido antes do rastreador reativo não reagido, resultando em uma separação entre as concentrações de pico do rastreador de produto e do rastreador reativo não reagido. A saturação de óleo residual é, então, calculada com o uso da quantidade de separação entre as concentrações de pico do rastreador de produto e do rastreador reativo não reagido. Desse modo, um teste de SWCT para uma camada de rocha de carbonato que tem uma saturação alta de óleo residual mostra uma grande separação entre o rastreador de produto e o rastreador reativo não reagido enquanto um teste para uma camada de rocha de carbonato que tem saturações baixas de óleo residual mostra uma pequena separação entre o rastreador de produto e o rastreador reativo não reagido. O rastreador de equilíbrio de material opcional permite interpretação dos resultados de teste no caso em que todo o rastreador reativo reage, ou se um pouco do rastreador reativo não reagido é retirado do fluido aquoso produzido pelo gás que sai do fluido ou pelo gás usado durante operações de elevação de gás. Os testes de SWCT são descritos em maiores detalhes em, por exemplo, Deans, H.A., e Carlisle, C.T.: “Single-Well Tracer Tests in Complex Pore Systems”, tese SPE/DOE 14886, apresentada no Quinto Simpósio em EOR Tulsa, 20 e 23 de abril, 1986).

[109] Durante o primeiro teste de SWCT, a primeira e a segunda porções do primeiro fluido de injeção (água que tem características específicas) são injetadas em pelo menos uma primeira (rica em minério de sulfato) camada de rocha de carbonato do reservatório. O poço é, então, colocado na reprodução de modo que os fluidos sejam produzidos novamente a partir dessa primeira (rica em minério de sulfato) camada de rocha de carbonato. A água que é produzida novamente na pelo menos uma primeira (rica em minério de sulfato) camada de rocha de carbonato é, então, analisada para sólidos dissolvidos. Durante esse primeiro teste de SWCT, a(s) segunda(s) (deficiente em minério de sulfato) camada(s) de rocha do reservatório não estão em comunicação hidráulica direta com o poço de injeção. Um segundo teste de SWCT é, então, realizado com o uso do segundo fluido de injeção que é um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato sintético que tem a mesma composição de sólidos dissolvidos como a água produzida novamente durante o primeiro teste de SWCT. A primeira e a segunda porções do segundo fluido de injeção são injetadas em pelo menos uma segunda (deficiente em minério de sulfato) camada de rocha do reservatório. O poço é, então, colocado em reprodução de modo que fluidos são produzidos novamente a partira da(s) segunda(s) (deficiente em minério de sulfato) camada(s) de rocha. Durante esse segundo teste de SWCT, a(s) primeira(s) (rica em minério de sulfato) camada(s) de rocha não estão em comunicação hidráulica direta com o poço de injeção. Desse modo, as saturações de óleo residual medidas (e, consequentemente, as recuperações de óleo) alcançadas nesses testes de SWCT podem ser comparadas às quantidades previstas de óleo determinadas com o uso do modelo preditivo.

[110] É desejável que o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato limpe uma proporção alta do volume de poro das camadas de rocha de carbonato do reservatório. Portanto, é desejável que a concentração de ânions de sulfato dissolvidos no fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato alcance o equilíbrio químico com os depósitos de minério de sulfato solúvel em água contida dentro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato tão próxima(s) do poço de injeção quanto possível, por exemplo, em menos que 20 %, de preferência, menos que 10 % da distância entre poços entre o poço de injeção e poço de produção.

[111] A quantidade de minério de sulfato solúvel em água que dissolve na água injetada na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato é dependente de seu teor de minério de sulfato solúvel em água. Desse modo, quando a água de injeção é injetada em duas ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato, a concentração de sulfato dos fluidos de deslocamento aquosos enriquecidos com sulfato formados nas duas ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato podem diferir devido às diferenças no teor de minério de sulfato solúvel em água das camadas.

[112] A quantidade de minério de sulfato solúvel em água que dissolve na água injetada na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato também é dependente da concentração de sulfato e do teor de sólidos dissolvidos (TDS) total da água injetada. A pessoa versada na técnica irá entender que a concentração de sulfate no fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato pode aumentar com salinidade decrescente (TDS) da água injetada. Em conformidade, é preferencial que a água de injeção tenha um teor de TDS que é pelo menos 20000 ppmv menor que aquele da água permanente. Quando a água permanente tem um teor de TDS de pelo menos 50000 ppmv, de preferência, pelo menos 75000 ppmv, por exemplo, pelo menos 100000 ppmv, uma água de salinidade relativamente alta como água do mar, determinadas águas ou misturas produzidas dos mesmos podem ser usadas como a água de injeção. Por “água produzida” entende-se uma água separada de um hidrocarboneto produzido em uma instalação de produção e separação de hidrocarboneto. De preferência, a água de injeção de salinidade relativamente alta (por exemplo, água do mar, uma água produzida de salinidade alta ou misturas das mesmas) tem um TDS na faixa de 20000 a 50000 ppmv, em particular, 20000 a 40000 ppmv, com a condição de que o TDS da água de injeção seja pelo menos 20000 ppmv menor que aquele da água permanente.

[113] No entanto, é preferencial empregar uma água de salinidade baixa como a água de injeção. Por água de salinidade baixa entende-se uma água que tem um teor de TDS de menor que 20000 ppmv, de preferência, menor que 15.000 ppmv, em particular, menor que 10000 ppmv. De preferência, a água de salinidade baixa tem um teor de TDS na faixa de 200 a 10000 ppmv, mais de preferência, 500 ppm a 10000 ppmv, com ainda mais preferência 500 a 7500 ppmv, em particular, 500 a 5000 ppmv.

[114] A água de injeção de salinidade baixa pode ser uma água doce ou uma água salobra. A água doce pode ser obtida a partir de um rio, lago ou um aquífero e tipicamente tem um teor de TDS de menor que 1500 ppm. A água salobra pode ser obtida a partir de uma fonte de rio de estuarina, um mar interior ou um aquífero. Além disso, determinadas águas produzidas podem ser de salinidade suficientemente baixa, em que as mesmas podem ser empregadas como a água de injeção de salinidade baixa.

[115] Alternativamente, a água de injeção de salinidade baixa pode ser uma água dessalinizada produzida por uma planta de dessalinização, em particular, uma planta de dessalinização que emprega um processo de dessalinização de membrana, como processo de osmose reversa ou osmose avançada (também referida na técnica como “osmose direta”). As águas que podem ser usadas como alimento para uma planta de dessalinização de membrana incluem água do mar, águas salobras (por exemplo, estuarina, aquífero ou águas produzidas), águas de aquífero salino, águas salinas ou misturas produzidas das mesmas. O uso de água produzida como um alimento para a planta de dessalinização é vantajoso quando há restrições sobre disposição de água produzida. A água do mar também é uma água de alimentação preferencial para uma planta de dessalinização, se mares interiores de 15000 a 40000 ppmv de TDS ou mares oceânicos, por exemplo, de 30000 a 45000 ppmv de TDS.

[116] De preferência, a planta de dessalinização de osmose reversa ou osmose avançada emprega uma membrana que exclui substancialmente todos os sólidos dissolvidos na água de alimentação ao passar para a água tratada (permear). As membranas adequadas que excluem substancialmente todos os sólidos dissolvidos são bem conhecidas pela pessoa versada na técnica. Em conformidade, a água tratada pode ter um TDS tão baixo quanto 200 ppmv.

[117] A quantidade de água que é injetada em um reservatório é normalmente expressada em termos do “volume de poro” ou PV.

[118] O termo “volume de poro total” é usado no presente documento para significar o “volume de poro limpo” entre um poço de injeção e um poço de produção. O “volume de poro limpo” é o volume de poro limpo pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato ponderado sobre todas as trajetórias de fluxo entre um poço de injeção e um poço de produção. A pessoa versada na técnica irá entender que o volume de poro limpo inclui trajetórias de fluxo nas quais o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato passa em uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato do reservatório que não estão em comunicação hidráulica direta com o poço de injeção, bem como trajetórias de fluxo nas quais o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato continua a fluir (permear) através de uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato do reservatório. Quando um poço de injeção tem dois ou mais poços de produção associados, o termo “volume de poro total” significa o volume de poro limpo entre o poço de injeção e os dois ou mais poços de produção.

[119] O termo “volume de poro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato” é usado no presente documento para significar o volume de poro limpo pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato ponderado sobre todas as trajetórias de fluxo através da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato. O termo “volume de poro da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato” é usado no presente documento para significar o volume de poro limpo pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato ponderado sobre todas as trajetórias de fluxo através da(s) primeira(s) segunda(s) de rocha de carbonato.

[120] O “volume de poro total”, o “volume de poro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato” e o “volume de poro da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato” entre um poço de injeção e seu(s) poço(s) de produção associado(s) podem ser prontamente determinados por métodos conhecidos pela pessoa versada na técnica, como estudos de modelagem. Esses estudos de modelagem empregam um simulador de reservatório no qual foi importado um modelo geológico estático do reservatório. Esse modelo geológico estático é obtido inserindo-se dados de imageamento sísmico e dados de petrofísica, incluindo a porosidade e permeabilidade da rocha de reservatório, dados mineralógicos, espessuras de permeabilidade da primeira (rica em minério de sulfato) e segunda (deficiente em minério de sulfato) camadas de rocha de carbonato, os volumes de poro relativos da primeira (rica em minério de sulfato) e da segunda (deficiente em minério de sulfato) camadas de rocha de carbonato, a saturação de água inicial do reservatório e a saturação de óleo inicial do reservatório gerando, desse modo, um modelo tridimensional (3-D) do reservatório que mostra as camadas da rocha de reservatório, armadilhas e quaisquer falhas e incorpora os dados de petrofísica associados a uma ou mais camadas do reservatório. As localizações do(s) poço(s) de injeção e poço(s) de produção são inseridas de modo subsequente no simulador de reservatório junto com propriedades de fluido adicionais, como as permeabilidades relativas da rocha de reservatório para óleo e água para as diversas camadas de rocha de carbonato do reservatório. O simulador de reservatório pode, então, ser usado para modelar injeção de fluidos no reservatório por meio do(s) poço(s) de injeção, movimento de fluidos através de uma ou mais camadas do reservatório, em particular, as camadas de rocha de carbonato de sustentação de óleo e produção de fluidos do reservatório por meio do(s) poço(s) de produção. O modelo de simulador de reservatório também pode ser atualizado com o uso de dados de imageamento sísmico quadrimensionais (4-D), isto é, dados de imageamento sísmico obtidos em um ou mais pontos no tempo após o começo de produção de óleo do reservatório. O simulador de reservatório pode ser usado para determinar o volume de poro limpo total, o volume de poro limpo de da(s) primeira(s) (rica em minério de sulfato) camada(s) de rocha de carbonato e o volume de poro limpo da(s) segunda(s) (deficiente em minério de sulfato) camada(s) de rocha de carbonato entre um ou mais poços de injeção e um ou mais poços de produção moldando-se o movimento de um fluido injetado que compreende um rastreador do(s) poço(s) de injeção para o(s) poço(s) de produção. O volume de poro limpo total, o volume de poro limpo da(s) primeira(s) (rica em minério de sulfato) camada(s) de rocha de carbonato e o volume de poro limpo da(s) segunda(s) (deficiente em minério de sulfato) camada(s) de rocha de carbonato levam em consideração barreiras para o fluxo, como uma redução em permeabilidade da rocha de reservatório ou a presença de barreiras de estilólito impermeáveis nas superfícies limiares entre as camadas de rocha de carbonato do reservatório.

[121] Quando a água de injeção é uma água de salinidade relativamente alta (conforme definido acima), a água de injeção pode estar prontamente disponível e pode ser injetada de modo contínuo nas primeiras camadas de rocha de carbonato do reservatório. No entanto, quando a água de injeção é uma água de salinidade baixa (conforme definido acima), pode ser desejável minimizar o volume de poro de água de salinidade baixa conforme pode haver uma capacidade de injeção limitada para a água de salinidade baixa devido à necessidade de (i) dispor de uma água produzida de salinidade maior ou (ii) um suprimento limitado da água de salinidade baixa (por exemplo, devido a uma capacidade de produção limitada de uma planta de dessalinização).

[122] É preferencial que a quantidade de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que passa das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato para o interior de e através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) tenha um volume de poro de pelo menos 0,2 (com base no volume de poro limpo total da(s) segunda(s) camada(s) de carbonato). Isso se deve ao fato de que um volume de poro inferior do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato tenderia a se dissipar na(a) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório devido à mistura difusiva com a água permanente e adsorção de ânions de sulfato na superfície de rocha. Em conformidade, um volume de poro baixo de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato de menos que 0,2 pode não resultar em produção de óleo incremental apreciável. Dependendo da concentração de sulfato do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato e da taxa de adsorção de sulfate na rocha de carbonato da(s) segunda camada(s), um volume de poro pode ser determinado para o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato (com o uso do modelo preditivo) que tende a manter sua integridade (ou seja, não se dispersa) dentro da(s) segunda(s) (deficiente em minério de sulfato) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório e, portanto, continua a limpar óleo deslocado através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato em direção a um poço de produção. De preferência, o volume de poro do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que passa para o interior e através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato é pelo menos 0,3, de preferência, pelo menos 0,4, com base no volume de poro limpo total da(s) segunda(s) camada(s) de carbonato. De preferência, o volume de poro de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que passa para o interior e através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato é menor que 2, mais de preferência, menor que 1,5, em particular, menor que 1 PV, com base no volume de poro limpo total da(s) segunda(s) camada(s) de carbonato De preferência, o volume de poro de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que passa para o interior e através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) está na faixa de 0,3 a 1,0 PV, de preferência 0,4 a 0,9 PV, com base no volume de poro limpo total da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato. Tais quantidades de volume de poro baixo de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato são referidas no presente documento como “lamas”. A quantidade de água de salinidade baixa injetada na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato para formar uma lama de volume de poro baixo desejada de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato dentro da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato diminui com razão crescente da permeabilidade de água da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) para a permeabilidade de água da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato. Isso se deve ao fato de que a razão de permeabilidade aumenta, uma proporção crescente da água injetada passa da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato para o interior da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) e, consequentemente, uma proporção decrescente da água injetada continua a fluir (permear) através da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato.

[123] De preferência, a água de injeção de salinidade baixa é injetada na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório em uma quantidade que resulta em uma lama não dispersiva de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato dentro tanto da(s) primeira(s) quanto da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório. De preferência, a lama não dispersiva de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que passa através da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato tem um volume de poro de pelo menos 0,3 e, de preferência, pelo menos 0,4, com base no volume de poro limpo total da(s) primeira(s) camada(s) de carbonato. No entanto, quando a razão das permeabilidades para água da(s) segunda(s) (deficiente em minério de sulfato) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) para a(s) primeira(s) (rica em minério de sulfato) camada(s) de rocha de carbonato é alta (por exemplo, é maior que 3: 1, em particular, maior que 5:1) pode não ser prático injetar água de salinidade baixa suficiente na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato para criar uma lama não dispersiva do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato dentro tanto da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato quanto da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato devido ou a (i) uma disponibilidade limitada de uma água de salinidade baixa de origem natural ou (ii) uma capacidade de produção limitada de uma planta de dessalinização.

[124] Após a injeção de uma quantidade da água de salinidade baixa que chega próxima à recuperação de óleo incremental máxima de pelo menos uma da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato e, de preferência, tanto das primeiras quanto das segundas camadas de rocha de carbonato, uma água de acionamento (ou pós-nivelamento) de salinidade maior (teor de TDS) pode ser injetada na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato garantindo, desse modo, que a lama de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato (e, consequentemente, um banco de óleo liberado) seja limpa através pelo menos da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato e, de preferência, através tanto das primeiras quanto das segundas camadas de rocha de carbonato do reservatório para o poço de produção. Além disso, a injeção da água de acionamento pode ser exigida para manter a pressão no reservatório. Tipicamente, a água de acionamento pode ser qualquer água prontamente disponível, como água do mar ou uma água produzida. Quando a água de acionamento tem um TDS que é pelo menos 20000 ppmv menor que aquele da água permanente presente dentro do espaço de poro da(s) primeira(s) camada(s) de carbonato e água de salinidade baixa foi injetada na(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato para alcançar uma lama não dispersiva de fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato dentro tanto da primeira quanto da segunda camadas de rocha de carbonato, a água de acionamento pode dissolver adicionalmente depósitos de minério de sulfatos dentro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato resultando, desse modo, em recuperação de óleo incremental da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato.

[125] A água de acionamento pode ser injetada em todas as camadas de rocha de carbonato do reservatório independentemente do teor de minério de sulfato inicial dessas camadas. Desse modo, obturadores ou outros equipamentos usados para isolar a(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato do poço de injeção podem ser removidos antes do começo da injeção da água de acionamento.

[126] Quando é necessário dispor de uma água produzida de salinidade alta (por exemplo, uma água produzida que tem uma salinidade e concentração de íon dissolvida, em particular, concentração de sulfato, similar àquela da água permanente presente dentro da(s) primeira(s) camada(s) de carbonato do reservatório), por injeção em um ou mais poços de injeção do reservatório, um sal de sulfato pode ser adicionado à água produzida a fim de alcançar recuperação de óleo incremental das zonas do reservatório que são limpas pela água produzida. Adequadamente, a concentração de sulfato da água produzida de salinidade alta enriquecida com sulfato resultante é pelo menos 1000 ppmv maior, de preferência, pelo menos 5000 ppmv maior que aquela da água produzida.

[127] O óleo que é associado à rocha de reservatório pode ter uma gravidade de Institui de Petróleo Americano (API) de pelo menos 15 a 60 °, de preferência, pelo menos 30 a 45 °, como 20 a 30 °.

[128] Sem o desejo de se vincular a qualquer teoria, acredita-se que produção de óleo incremental mais alta é alcançada com o uso do processo da presente invenção quando o óleo associado à rocha de reservatório é relativamente ácido. Portanto, é preferencial que o óleo tenha um valor de número de ácido (TAN) total de pelo menos 0,05 mg KOH/g.

[129] No método da invenção, a água de injeção é, de preferência, injetada sob pressão, por exemplo, de 10000 a 100000 kPa (100 a 1000 bar) em pelo menos um poço de injeção que é separado de pelo menos um poço de produção.

[130] O método da presente invenção é, de preferência, usado durante recuperação secundária que pode ocorrer no começo da produção de óleo do reservatório (omitir recuperação primária) ou após a recuperação primária de óleo sob a pressão natural do reservatório.

[131] Alternativamente, o método da presente invenção pode ser usado durante recuperação terciária (por exemplo, após uma inundação de água com uma água que tem uma composição de íon dissolvido e salinidade, em particular, concentração de sulfato, similar àquela da água permanente do reservatório).

[132] A pessoa versada na técnica irá entender que durante a recuperação secundária, um fluido é injetado no reservatório de um poço de injeção a fim de manter a pressão no reservatório e para limpar óleo em direção a um poço de produção. Uma vantagem de empregar o método da presente invenção durante a recuperação secundária é que o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que passa em e através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato libera óleo adicional dos poros da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato e também de pelo menos uma porção da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato do reservatório. Em conformidade, pode haver um período mais longo de recuperação de óleo seco do poço de produção deferindo, desse modo, rompimento de água. Além disso, mesmo após o rompimento de água, haverá recuperação de óleo aprimorada em comparação com o uso de uma água de injeção que tem uma composição de íon dissolvido e salinidade similar, em particular, concentração de sulfato para a água permanente da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato. Além disso, pode haver menos produção de água (uma razão maior de óleo para água) para um determinado volume de fluido produzido em comparação com o uso de uma água de injeção que tem uma composição de íon dissolvido e salinidade similar, em particular, concentração de sulfato para a água permanente da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato. Essas vantagens também se aplicam se o método da presente invenção for usado no começo da produção de óleo de um reservatório.

[133] A pessoa versada na técnica irá entender que durante a recuperação terciária, a injeção do fluido original é interrompida e um fluido diferente é injetado no reservatório para recuperação de óleo aprimorada. O fluido injetado nas uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato do reservatório durante a recuperação terciária é, de preferência, uma água de salinidade baixa. É preferencial que o fluido original injetado no reservatório seja uma água de salinidade alta que não tem uma concentração de sulfato naturalmente alta (ou seja, sua concentração de sulfato não está de modo significativo acima daquela da água permanente presente dentro do espaço de poro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato como, de outro modo, isso pode reduzir a recuperação de óleo incremental que pode ser alcançada com o uso do método da presente invenção durante a recuperação terciária.

[134] Pode haver um poço de injeção e um poço de produção, mas, de preferência, pode haver mais de um poço de injeção e mais de um poço de produção. Pode haver muitas relações espaciais diferentes entre o ou cada poço de injeção e o ou cada poço de produção. Os poços de injeção podem estar localizados ao redor de um poço de produção. Alternativamente, os poços de injeção podem estar em duas ou mais fileiras entre cada uma das quais estão localizados poços de produção.

[135] Essas configurações são denominadas “inundação de padrão” e a pessoa versada na técnica saberá como operar os poços de injeção para alcançar recuperação de óleo máxima durante o tratamento de inundação de água (recuperação secundária ou terciária). A pessoa versada na técnica irá entender que dependendo da disposição espacial do poço de injeção e seus poços de produção associados, o fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato que é formado dentro da(s) primeira(s) camada(s) de rocha de carbonato e que passa em e através da(s) segunda(s) camada(s) de rocha de carbonato adjacente(s) pode ser interrompido em cada poço de produção em momentos diferentes.

[136] Tipicamente, inundações-padrão são usadas no solo enquanto em alto mar há tipicamente poucos poços de produção e poços de injeção.

[137] Deve ser entendido que qualquer característica descrita em relação a qualquer uma das modalidades pode ser usada em separado ou em combinação com outras características descritas e também pode ser usada em combinação com uma ou mais características de qualquer outra das modalidades ou qualquer combinação de qualquer outra das modalidades. Além disso, equivalentes e modificações não descritos acima também podem ser empregados sem se afastar do escopo da invenção, que é definido nas reivindicações anexas. As características das reivindicações podem ser combinadas em outras combinações além daquelas especificadas nas reivindicações.

Claims

1. Método implantado por computador para determinar um ou mais modos operacionais para um sistema de deslocamento de óleo bruto, em que o sistema de deslocamento de óleo bruto é disposto para injetar uma água de injeção em um reservatório, em que o reservatório compreende pelo menos duas camadas de rocha de carbonato que têm óleo bruto presente dentro de um espaço de poro das mesmas, em que o sistema de deslocamento de óleo bruto é para uso no deslocamento de óleo bruto do espaço de poro das camadas de rocha de carbonato, sendo que o método é caracterizado por compreender as etapas de: receber dados de entrada indicativos de: i) características da água de injeção que compreendem temperatura, salinidade e concentração de sulfato; e ii) características das camadas de rocha de carbonato que compreendem temperatura, permeabilidades das camadas de rocha de carbonato, teor de minério de sulfato solúvel em água das camadas de rocha de carbonato e uma indicação de permeabilidades de uma ou mais interfaces entre interfaces adjacentes das camadas de rocha de carbonato; inserir os dados de entrada em um modelo preditivo implantado por computador; operar o modelo preditivo de modo a: a) identificar uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato e uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato das pelo menos duas camadas de rocha de carbonato, em que as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato são adjacentes a pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato, em que as uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água e as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água, em que o teor de minério de sulfato solúvel em água de uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato é maior do que o teor de minério de sulfato solúvel em água de uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato; b) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das características da água de injeção e das características das camadas de rocha de carbonato, a dissolução de minérios de sulfato solúveis em água de pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato na água de injeção que irá ocorrer na configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto para injetar a água de injeção na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato para gerar, desse modo, primeiros dados que representam características químicas de um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato pela dissolução de minérios de sulfato solúveis em água na água de injeção; c) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato através da pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato para gerar, desse modo, primeiras características de fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato; d) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, as permeabilidades de água das uma ou mais interfaces e as primeiras características de fluxo, fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato da pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato em e através de pelo menos uma segunda camada de rocha de carbonato das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato para gerar, desse modo, segundas características de fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato; e e) gerar, com base pelo menos nos primeiros dados e nas segundas características de fluxo modelado, segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado da pelo menos uma segunda camada de rocha de carbonato pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato responsiva à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a água de injeção na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato; e determinar, com base nos segundos dados, dados indicativos de controle de um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender comparar os segundos dados aos dados indicativos de um ou mais volumes de óleo que têm capacidade para serem deslocados das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato por fluidos de deslocamento aquosos que têm características químicas diferentes do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato para determinar, desse modo, os dados de controle.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados de controle compreendem dados indicativos de pelo menos uma dentre: uma instrução para injetar a água de injeção em pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato; uma instrução para não injetar a água de injeção em pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato; uma instrução para injetar a água de injeção em pelo menos uma das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato; uma instrução para não injetar a água de injeção em pelo menos uma das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato; e/ou uma instrução para injetar uma quantidade de água de injeção em pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato e uma quantidade de água de injeção em pelo menos uma das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato, em que a quantidade de água para injeção a ser injetada em pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha carbonática é maior do que a quantidade de água para injeção a ser injetada em pelo menos uma das uma ou mais segundas camadas de rocha carbonática.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, em que a identificação de uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato identifica uma pluralidade das primeiras camadas de rocha de carbonato, sendo que o método é caracterizado por compreender: operar o modelo preditivo para gerar segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado responsivo à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a água de injeção em uma pluralidade de subconjuntos diferentes da pluralidade identificada de primeiras camadas de rocha de carbonato; identificar, com base nos segundos dados gerados para cada um dos subconjuntos de primeiras camadas de rocha de carbonato, uma ou mais camadas de rocha de carbonato nas quais deve-se injetar a água de injeção para determinar, desse modo, os um ou mais modos operacionais.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sistema de deslocamento de óleo bruto é disposto para injetar uma água de injeção no reservatório através de uma pluralidade de poços de injeção, em que o método compreende: operar o modelo preditivo para gerar segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado responsivo à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a água de injeção no reservatório de combinações diferentes da pluralidade de poços de injeção; e identificar, com base nos segundos dados gerados para cada um dos subconjuntos de poços de injeção, um ou mais poços de injeções a partir dos quais se injeta a água de injeção no reservatório para determinar, desse modo, os um ou mais modos operacionais.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente as etapas de: operar o modelo preditivo para gerar segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado responsivo à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar águas de injeção diferentes que têm características diferentes no reservatório; e identificar uma água de injeção desejada com base nos segundos dados para determinar, desse modo, os um ou mais modos operacionais.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender adicionalmente a etapa de operar o modelo preditivo de modo a: modelar, com o uso de pelo menos os primeiros dados e dados indicativos das permeabilidades das camadas de rocha de carbonato, terceiros dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado da pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato responsiva à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a água de injeção na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados de controle compreendem dados indicativos de pelo menos uma dentre: uma localização para um ou mais poços de injeção; uma localização para um ou mais poços de produção; ou uma completação de poço configurada para isolar de modo hidráulico uma segunda camada de rocha de carbonato da comunicação hidráulica direta com um poço de injeção.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as características da água de injeção incluem um ou mais dentre uma concentração de componentes de cátion multivalente, uma concentração de íons de sulfato e um teor de sólidos dissolvidos (TDS) total da água de injeção.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados de entrada são adicionalmente indicativos de características do óleo bruto dentro das camadas de rocha de carbonato e em que os dados de entrada indicativos de características do óleo bruto são usados para gerar segundos dados indicativos de uma quantidade adicional prevista de óleo.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que as características do óleo bruto incluem uma ou mais dentre Grau API (American Petroleum Institute (API) gravity), o valor de número de ácido (TAN) total ou o valor de número de base (TBN) total do óleo, e os componentes de asfalteno e resina do óleo.

12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os dados de entrada são adicionalmente indicativos de características de água permanente dentro das camadas de rocha de carbonato, e em que os dados de entrada indicativos de características da água permanente são usados para modelar a dissolução de minérios de sulfato solúveis em água dentre pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato na água de injeção.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que as características da água permanente incluem uma ou mais dentre a temperatura, salinidade, concentração de sulfato e concentrações de cátion multivalente da água permanente.

14. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender ainda a validação de um ou mais modos operacionais com o uso de um teste de inundação de núcleo, em que um fluido de deslocamento aquoso compreende ânions de sulfato dissolvidos é injetado em um tampão de núcleo retirado de uma segunda camada de rocha de carbonato do reservatório ou executando-se um único de teste de rastreador químico de poço em um poço que penetra o reservatório.

15. Meio não transitório legível por computador, caracterizado por compreender um conjunto de instruções dispostas para fazer com que um computador, execute as etapas conforme definidas na reivindicação 1.

16. Meio não transitório legível por computador, caracterizado por compreender um conjunto de instruções dispostas para fazer com que um computador, execute as etapas conforme definidas na reivindicação 2.

17. Sistema para configurar um sistema de deslocamento de óleo bruto, em que o sistema de deslocamento de óleo bruto é disposto para injetar uma água de injeção em um reservatório, em que o reservatório compreende pelo menos duas camadas de rocha de carbonato que têm óleo bruto presente dentro de um espaço de poro das mesmas, em que o sistema de deslocamento de óleo bruto é para uso no deslocamento de óleo bruto do espaço de poro das camadas de rocha de carbonato, sendo que o sistema é caracterizado por compreender: uma interface disposta para receber dados de entrada indicativos de: i) características da água de injeção que compreendem temperatura, salinidade e concentração de sulfato; e ii) características das camadas de rocha de carbonato que compreendem temperatura, permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, teor de minério de sulfato solúvel em água das camadas de rocha de carbonato e uma indicação das permeabilidades de água de uma ou mais interfaces entre interfaces adjacentes das camadas de rocha de carbonato; e um sistema de processamento disposto para: operar um modelo preditivo para: a) identificar uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato e uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato das pelo menos duas camadas de rocha de carbonato, em que as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato são adjacentes a pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato, em que as uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água e as uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato têm um teor de minério de sulfato solúvel em água , em que a quantidade de água para injeção a ser injetada em pelo menos uma das uma ou mais primeiras camadas de rocha carbonática é maior do que a quantidade de água para injeção a ser injetada em pelo menos uma das uma ou mais segundas camadas de rocha carbonática; b) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das características da água de injeção e das características das camadas de rocha de carbonato, a dissolução de minérios de sulfato solúveis em água de pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato das uma ou mais primeiras camadas de rocha de carbonato na água de injeção que irá ocorrer na configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto para injetar a água de injeção na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato para gerar, desse modo, primeiros dados que representam características químicas de um fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato pela dissolução de minérios de sulfato solúveis em água na água de injeção; c) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato através da pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato gerando, desse modo, primeiras características de fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato; d) modelar, com o uso de pelo menos os dados indicativos das permeabilidades de água das camadas de rocha de carbonato, as permeabilidades de água das uma ou mais interfaces e as primeiras características de fluxo, fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato da pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato em pelo menos uma segunda camada de rocha de carbonato das uma ou mais segundas camadas de rocha de carbonato gerando, desse modo, segundas características de fluxo do fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato; e e) gerar, com base pelo menos nos primeiros dados e nas segundas características de fluxo modelado, segundos dados indicativos de uma quantidade prevista de óleo que será deslocado da pelo menos uma segunda camada de rocha de carbonato pelo fluido de deslocamento aquoso enriquecido com sulfato formado na pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato responsiva à configuração do sistema de deslocamento de óleo bruto de modo a injetar a água de injeção nas pelo menos uma primeira camada de rocha de carbonato; e determinar, com base nos segundos dados, um ou mais modos operacionais do sistema de deslocamento de óleo bruto.