DK3143242T3 - Fremgangsmåde til udvinding af carbonhydrider - Google Patents
Fremgangsmåde til udvinding af carbonhydrider Download PDFInfo
- Publication number
- DK3143242T3 DK3143242T3 DK15715302.4T DK15715302T DK3143242T3 DK 3143242 T3 DK3143242 T3 DK 3143242T3 DK 15715302 T DK15715302 T DK 15715302T DK 3143242 T3 DK3143242 T3 DK 3143242T3
- Authority
- DK
- Denmark
- Prior art keywords
- carbonate
- water
- layers
- injection
- cutting
- Prior art date
Links
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 title description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 title 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 486
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 426
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 362
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 291
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 291
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 147
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 141
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 132
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 111
- 229910052600 sulfate mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 93
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 83
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 78
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 77
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 70
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 60
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 claims description 32
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 28
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 21
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 15
- -1 sulfate anions Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 8
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 3
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 2
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims 3
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 claims 2
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 claims 2
- 238000001746 injection moulding Methods 0.000 claims 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 413
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 18
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 9
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 9
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 9
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 9
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 9
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 8
- 230000015654 memory Effects 0.000 description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 8
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 7
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 5
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 5
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 5
- 239000012466 permeate Substances 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 5
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 4
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 4
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 4
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 2
- 241000364021 Tulsa Species 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910001748 carbonate mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000009292 forward osmosis Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 2
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229910052928 kieserite Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 2
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 2
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 101100203600 Caenorhabditis elegans sor-1 gene Proteins 0.000 description 1
- 108091006146 Channels Proteins 0.000 description 1
- 108010062745 Chloride Channels Proteins 0.000 description 1
- 102000011045 Chloride Channels Human genes 0.000 description 1
- 238000006424 Flood reaction Methods 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- 238000002441 X-ray diffraction Methods 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052927 chalcanthite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000002596 correlated effect Effects 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding effect Effects 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 229910052564 epsomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910052926 hanksite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052930 hexahydrite Inorganic materials 0.000 description 1
- SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O SURQXAFEQWPFPV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910000359 iron(II) sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012804 iterative process Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- WRUGWIBCXHJTDG-UHFFFAOYSA-L magnesium sulfate heptahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[O-]S([O-])(=O)=O WRUGWIBCXHJTDG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052603 melanterite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052931 meridianiite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229910052683 pyrite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052929 starkeyite Inorganic materials 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G05—CONTROLLING; REGULATING
- G05B—CONTROL OR REGULATING SYSTEMS IN GENERAL; FUNCTIONAL ELEMENTS OF SUCH SYSTEMS; MONITORING OR TESTING ARRANGEMENTS FOR SUCH SYSTEMS OR ELEMENTS
- G05B13/00—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion
- G05B13/02—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric
- G05B13/04—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators
- G05B13/048—Adaptive control systems, i.e. systems automatically adjusting themselves to have a performance which is optimum according to some preassigned criterion electric involving the use of models or simulators using a predictor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
- E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Artificial Intelligence (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Computer Vision & Pattern Recognition (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Medical Informatics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Automation & Control Theory (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Operations Research (AREA)
Claims (20)
1. Computerimplementeret fremgangsmåde til bestemmelse af en eller flere driftsformer for et råolie-fortrængningssystem (1), hvilket råoliefortrængningssystem (1) er anbragt til at injicere et injektionsvand i et reservoir, kendetegnet ved, at reservoiret omfatter mindst to carbonatklippelag (2, 4, 6), som har råolie, der er til stede i poreområdet deraf, hvor råoliefortrængningssystemet (1) anvendes til fortrængning af råolie fra poreområdet i carbonatklippelagene (2, 4, 6), hvilken fremgangsmåde omfatter trinnene: at modtage inputdata, der angiver: i) egenskaber ved injektionsvandet, som omfatter temperatur, salinitet og sulfatkoncentration; og ii) egenskaber ved carbonatklippelag (2, 4, 6), som omfatter temperatur, permeabiliteter af carbonatklippelagene (2, 4, 6), vandopløseligt sulfatmine-ralindhold af carbonatklippelagene (2, 4, 6) og en indikation af permeabilite-terne af en eller flere grænseflader mellem de hinanden tilgrænsende carbonatklippelag (2, 4, 6); at indlæse inputdataene i en computerimplementeret forudsigende model; at styre den forudsigende model for at: a) identificere et eller flere første carbonatklippelag (4) og et eller flere anden carbonatklippelag (2, 6) af de i det mindste to carbonatklippelag (2, 4, 6), hvor det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 4) grænser op til mindst et af det ene eller flere første carbonatklippelag (4), hvor det ene eller flere første carbonatklippelag (4) har et relativt højt vandopløseligt sulfatmineral-indhold, og det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6) har et relativt lavt vandopløseligt sulfatmineralindhold; b) modellere, under anvendelse af i det mindste dataene, som angiver egenskaberne ved injektionsvandet og egenskaberne ved carbonatklippelagene (2, 4, 6), en opløsning af vandopløselige sulfatmineraler fra mindst et første carbonatklippelag af det ene eller flere første carbonatklippelag (4) i injektionsvandet, som sker ved konfigurering af råolie-fortrængningssystemet (1) for at injicere injektionsvandet i det mindst ene første carbonatklippelag (4), hvorved der genereres første data, der repræsenterer kemiske egenskaber ved en sulfat-beriget vandig fortrængningsfluid dannet i det mindst ene første carbo- natklippelag (4) ved opløsningen af vandopløselige sulfatmineraler i injektionsvandet; c) modellere, under anvendelse af i det mindste dataene, der angiver vand-permeabiliteterne af carbonatklippelagene (2, 4, 6), en strømning af den sul-fat-berigede vandige fortrængningsfluid gennem det mindst ene første car-bonatklippelag (4), hvorved der genereres første strømningsegenskaber ved den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid; d) modellere, under anvendelse af i det mindste dataene, som angiver vand-permeabiliteterne af carbonatklippelagene (2, 4, 6), vandpermeabiliteterne af den ene eller flere grænseflader og de første strømningsegenskaber, en strømning af den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid fra det mindst ene første carbonatklippelag (4) ind i og gennem mindst et andet carbonat-klippelag af det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6), hvorved der genereres anden strømningsegenskaber ved den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid; og e) generere, på basis af mindst de første data og de modellerede anden strømningsegenskaber, anden data, der angiver en forudsagt mængde af olie, som fortrænges fra det mindst ene anden carbonatklippelag (2, 6) ved hjælp af den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid dannet i det mindst ene første carbonatklippelag (4) som reaktion på konfigurering af råoliefortrængningssystemet (1) for at injicere injektionsvandet i det mindst ene første carbonatklippelag (4); og bestemme, på basis af de anden data, kontroldata, der angiver en eller flere driftsformer for råolie-fortrængningssystemet (1).
2. Fremgangsmåde ifølge krav 1, omfattende sammenligning af de anden data med data, der angiver en eller flere olievoluminer, som kan fortrænges fra det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6) ved hjælp af vandige fortrængningsfluider, som har andre kemiske egenskaber end den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid dannet i det mindst ene af de første carbonatklippelag (4), hvorved kontroldataene bestemmes.
3. Fremgangsmåde ifølge krav 1 eller 2, hvor kontroldataene omfatter data, der angiver mindst en af: en instruktion om at injicere injektionsvandet i mindst et af det ene eller flere første carbonatklippelag (4); en instruktion om ikke at injicere injektionsvandet i mindst et af det ene eller flere første carbonatklippelag (4); en instruktion om at injicere injektionsvandet i mindst et af det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6); en instruktion om ikke at injicere injektionsvandet i mindst et af det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6); og/eller en instruktion om at injicere en relativt høj mængde af injektionsvand i mindst et af det ene eller flere første carbonatklippelag (4) og en relativt lav mængde af injektionsvand i mindst et af det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6).
4. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, hvor identificering af et eller flere første carbonatklippelag (4) identificerer en flerhed af de første carbonatklippelag (4), og fremgangsmåden omfatter: at styre den forudsagte model for at generere anden data, der angiver en forudsagt mængde af olie, der fortrænges som reaktion på konfigurering af råolie-fortrængningssystemet (1) for at injicere injektionsvandet i en flerhed af forskellige delområder af den identificerede flerhed af første carbonatklippelag (4); at identificere, på basis af anden data, der genereres for hvert af delområderne af første carbonatklippelag (4), et eller flere carbonatklippelag, hvori injektionsvandet skal injicereres, hvorved den ene eller flere driftsformer bestemmes.
5. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, hvor råoliefortrængningssystemet (1) er anbragt til at injicere et injektionsvand i reservoiret gennem en flerhed af injektionsbrønde (14), hvilken fremgangsmåde omfatter: at styre den forudsigende model for at generere anden data, der angiver en forudsagt mængde af olie, der fortrænges som reaktion på konfigurering af råolie-fortrængningssystemet (1) for at injicere injektionsvandet i reservoiret fra forskellige kombinationer af flerheden af injektionsbrønde (14); og at identificere, på basis af anden data, der genereres for hvert af delområderne af injektionsbrønde (14), en eller flere injektionsbrønde (14), hvorfra injektionsvandet skal injiceres i reservoiret, hvorved den ene eller flere driftsformer bestemmes.
6. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, yderligere omfattende trinnene med at: styre den forudsigende model for at generere anden data, der angiver en forudsagt mængde af olie, der fortrænges som reaktion på konfigurering af råolie-fortrængningssystemet (1) for at injicere forskelligt injektionsvand, som har forskellige egenskaber, i reservoiret; og identificere et ønsket injektionsvand på basis af de anden data, hvorved den ene eller flere driftsformer bestemmes.
7. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, yderligere omfattende trinnet med at styre den forudsigende model for at: modellere, ved anvendelse af i det mindste de første data og data, der angiver vandpermeabiliteterne af carbonatklippelagene (2, 4, 6), tredje data, som angiver en forudsagt mængde af olie, som fortrænges fra det mindst ene første carbonatklippelag (4) ved hjælp af den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid dannet i det mindst ene første carbonatklippelag (4) som reaktion på konfigurering af råolie-fortrængningssystemet (1) for at injicere injektionsvandet i de mindst ene første carbonatklippelag (4).
8. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, hvor kontroldataene omfatter data, der angiver mindst et af: et sted for en eller flere injektionsbrønde (14); et sted for en eller flere produktionsbrønde (16); eller en brøndkomplettering (24, 32, 34), som er konfigureret til hydraulisk at isolere et andet carbonatklippelag (2, 4) fra direkte hydraulisk kommunikation med en injektionsbrønd (14).
9. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, hvor egenskaberne ved injektionsvandet indbefatter en eller flere af koncentrationen af multivalente kationskomponenter, koncentrationen af sulfationer og det samlede indhold af opløste faststoffer (TDS) af injektionsvandet.
10. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, hvor inputdataene endvidere angiver egenskaber ved råolien i carbonatklippelagene (2, 4, 6), og hvor inputdataene, der angiver egenskaber ved råolien, anvendes til at generere anden data, der angiver en forudsagt yderligere mængde af olie.
11. Fremgangsmåde ifølge krav 10, hvor egenskaberne ved råolien indbefatter en eller flere af APl-tyngdekraften, den samlede syreantal-(TAN)-værdi eller den samlede baseantal-(TBN)-værdi for olien og asfalten- og harpikskomponenterne for olien.
12. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, hvor inputdataene endvidere angiver egenskaber ved resident vand i carbonatklippelagene (2, 4, 6), og hvor inputdataene, som angiver egenskaber ved det residente vand, anvendes til at modellere opløsningen af vandopløselige sulfatmineraler fra mindst et af de første carbonatklippelag (4) i injektionsvandet.
13. Fremgangsmåde ifølge krav 12, hvor egenskaberne ved det residente vand indbefatter en eller flere af temperaturen, saliniteten, sulfatkoncentrationen og de multivalente kationskoncentrationer af det residente vand.
14. Fremgangsmåde ifølge et af de foregående krav, hvor driftsformen bekræftes under anvendelse af en coreflood-test, hvor en vandig fortrængningsfluid, som omfatter opløste sulfatanioner, injiceres i en kerneplug taget fra et andet carbonatklippe-(2, 4)-lag i reservoiret eller ved gennemførelse af en test med en kemisk enkeltbrøndstracer på en brønd (14, 16), som penet-rerer reservoiret.
15. Computerprogram eller en række af computerprogrammer, som omfatter et sæt af instruktioner, der er anbragt til at foranledige en computer eller en række af computere (50) til at udføre trinnene ifølge et af krav 1 til krav 13.
16. Computerlæsbart medium, der omfatter computerprogrammet ifølge krav 15.
17. System til konfigurering af et råolie-fortrængningssystem (1), hvilket råolie-fortrængningssystem (1) er anbragt til at injicere et injektionsvand i et reservoir kendetegnet ved, at reservoiret omfatter mindst to carbonatklippe-lag (2, 4, 6), som har råolie, der er til stede i poreområdet deraf, hvor råoliefortrængningssystemet (1) anvendes til fortrængning af råolie fra poreområdet i carbonatklippelagene (2, 4, 6), hvilket system omfatter: en grænseflade (62), som er anbragt til at modtage inputdata, der angiver: i) egenskaber ved injektionsvandet, som omfatter temperatur, salinitet og sulfatkoncentration; og ii) egenskaber ved carbonatklippelagene (2, 4, 6), som omfatter temperatur, vandpermeabiliteter af carbonatklippelagene, vandopløseligt sulfatmineral-indhold af carbonatklippelagene (2, 4, 6) og en indikation af vandpermeabili-teterne af en eller flere grænseflader mellem de hinanden tilgrænsende car-bonatklippelag (2, 4, 6); og et behandlingssystem (52), som er anbragt til at: styre en forudsigende model for at: a) identificere et eller flere første carbonatklippelag (4) og et eller flere anden carbonatklippelag (2, 6) af de i det mindste to carbonatklippelag (2, 4, 6), hvor det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 4) grænser op til mindst et af det ene eller flere første carbonatklippelag (4), hvor det ene eller flere første carbonatklippelag (4) har et relativt højt vandopløseligt sulfatmineral-indhold, og det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6) har et relativt lavt vandopløseligt sulfatmineralindhold; b) modellere, under anvendelse af i det mindste dataene, som angiver egenskaberne ved injektionsvandet og egenskaberne ved carbonatklippelagene (2, 4, 6), en opløsning af vandopløselige sulfatmineraler fra mindst et første carbonatklippelag af det ene eller flere første carbonatklippelag (4) i injektionsvandet, som sker ved konfigurering af råolie-fortrængningssystemet (1) for at injicere injektionsvandet i det mindst ene første carbonatklippelag (4), hvorved der genereres første data, der repræsenterer kemiske egenskaber ved en sulfat-beriget vandig fortrængningsfluid dannet i det mindst ene første carbo- natklippelag (4) ved opløsningen af vandopløselige sulfatmineraler i injektionsvandet; c) modellere, under anvendelse af i det mindste dataene, der angiver vand-permeabiliteterne af carbonatklippelagene (2, 4, 6), en strømning af den sul-fat-berigede vandige fortrængningsfluid gennem det mindst ene første car-bonatklippelag (4), hvorved der genereres første strømningsegenskaber ved den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid; d) at modellere, under anvendelse af i det mindste dataene, som angiver vandpermeabiliteterne af carbonatklippelagene (2, 4, 6), vandpermeabilite-terne af den ene eller flere grænseflader og de første strømningsegenskaber, strømningen af den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid fra det mindst ene første carbonatklippelag (4) ind i mindst et andet carbonatklippelag af det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6), hvorved der genereres anden strømningsegenskaber ved den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid; og e) generere, på basis af mindst de første data og de modellerede anden strømningsegenskaber, anden data, der angiver en forudsagt mængde af olie, som fortrænges fra det mindst ene anden carbonatklippelag (2, 6) ved hjælp af den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid dannet i det mindst ene første carbonatklippelag (4) som reaktion på konfigurering af råoliefortrængningssystemet (1) for at injicere injektionsvandet i de mindst ene første carbonatklippelag (4); og bestemme, på basis af de anden data, en eller flere driftsformer for råoliefortrængningssystemet (1).
18. Fremgangsmåde til udvinding af råolie fra et reservoir, som penetreres af mindst en injektionsbrønd (14) og mindst en produktionsbrønd (16), kendetegnet ved, at reservoiret omfatter et eller flere første carbonatklippelag (4) og et eller flere anden carbonatklippelag (2, 6), hvor hvert har råolie og et resident vand, som er til stede i poreområdet deraf, hvor det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6) grænser op til mindst et af de første carbonatklippelag (4), hvor der enten ikke er nogen barriere eller en semipermeabel barriere mod vand ved grænsefladen mellem de anden (2, 6) og første (4) carbonatklippelag, hvor det ene eller flere første carbonatklippelag (4) har et relativt højt vandopløseligt sulfatmineralindhold, og det ene eller flere anden carbonatklippelag (2, 6) har et relativt lavt vandopløseligt sulfatmine-ralindhold, hvilken fremgangsmåde omfatter: at isolere de anden carbonatklippelag (2, 6) fra direkte hydraulisk kommunikation med injektionsbrønden (14); at injicere et injektionsvand, som har et samlet (TDS) indhold af opløste faststoffer, som er lavere end TDS-indholdet af det residente vand fra injektionsbrønden (14), i det første carbonatklippelag/de første carbonatklippelag (4), hvorved der dannes en sulfat-beriget vandig fortrængningsfluid gennem opløsning af vandopløselige sulfatmineraler fra det første carbonatklippelag/de første carbonatklippelag (4) i injektionsvandet, hvor den sulfat-berigede vandige fortrængningsfluid strømmer gennem det første carbonatklippelag/de første carbonatklippelag (4) og fra det første carbonatklippelag/de første carbonatklippelag (4) ind i og gennem det andet carbonatklippelag/de anden carbonatklippelag (2, 6), hvorved der fortrænges olie i retning mod produktionsbrønden (16).
19. Fremgangsmåde ifølge krav 18, hvor injektionsvandet har en TDS på mindst 20.000 ppmv lavere end TDS'en for det residente vand, det ene eller flere carbonatklippelag (2, 6) har et indhold af vandopløselige sulfatmineraler på mindre end 5 vægt-%, fortrinsvis mindre end 2,5 vægt-%, det mindst ene tilgrænsende første carbonatklippelag (4) har et indhold af vandopløselige sulfatmineraler på mindst 5 vægt-%, fortrinsvis mindst 7,5 vægt-%, og den vandige fortrængningsfluid, der dannes in situ, har en sulfatkoncentration på mindst 0,01 mol/l (960 ppmv) mere end sulfatkoncentrationen af det residente vand.
20. Fremgangsmåde ifølge krav 18 eller 19, hvor de anden carbonatklippelag (2, 6) delvist isoleres fra direkte hydraulisk kommunikation med injektionsbrønden (14), således at injektionsvandet fortrinsvis injiceres fra injektionsbrønden (14) i de første carbonatklippelag (4).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP14166454 | 2014-04-29 | ||
| PCT/EP2015/058203 WO2015165734A1 (en) | 2014-04-29 | 2015-04-15 | Hydrocarbon recovery process |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| DK3143242T3 true DK3143242T3 (da) | 2018-05-22 |
Family
ID=50628643
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| DK15715302.4T DK3143242T3 (da) | 2014-04-29 | 2015-04-15 | Fremgangsmåde til udvinding af carbonhydrider |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10579025B2 (da) |
| EP (1) | EP3143242B1 (da) |
| BR (1) | BR112016025081B1 (da) |
| DK (1) | DK3143242T3 (da) |
| EA (1) | EA035525B1 (da) |
| MX (1) | MX2016014064A (da) |
| NO (1) | NO3143242T3 (da) |
| WO (1) | WO2015165734A1 (da) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105717019B (zh) * | 2016-01-28 | 2018-04-06 | 山东科技大学 | 底板岩体渗透系数测试模拟方法 |
| US20180080314A1 (en) * | 2016-09-21 | 2018-03-22 | Spectrum Tracer Services, Llc | Method of allocating individual oil or water production contributions from multiple combined sources |
| DK3559407T3 (da) * | 2016-12-20 | 2023-03-27 | Bp Exploration Operating Co Ltd | Olieudvindingsfremgangsmåde |
| US10795044B2 (en) | 2017-03-31 | 2020-10-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole, real-time determination of relative permeability with nuclear magnetic resonance and formation testing measurements |
| CN108590641B (zh) * | 2018-04-20 | 2021-03-30 | 大连理工大学 | 围岩渗透性多段型注水观测仪 |
| GB2578148A (en) * | 2018-10-18 | 2020-04-22 | Equinor Energy As | Optimized water quality injection strategy for reservoir pressure support |
| US20200209428A1 (en) * | 2018-12-31 | 2020-07-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Real-time reservoir surveillance-management system |
| US10954764B2 (en) | 2019-03-04 | 2021-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Tailored injection water slug designs for enhanced oil recovery in carbonates |
| GB2586204A (en) * | 2019-06-07 | 2021-02-17 | Equinor Energy As | Controlling the temperature of injection water for reservoir pressure support |
| CN110630230B (zh) * | 2019-10-08 | 2021-11-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 水驱特高含水后期后控含水开发方法 |
| US11434758B2 (en) * | 2020-05-17 | 2022-09-06 | North Oil Company | Method of assessing an oil recovery process |
| CN111794740B (zh) * | 2020-08-07 | 2022-09-13 | 西南石油大学 | 一种适用在缝洞型碳酸盐岩油藏动态储量计算的方法 |
| CN112598986B (zh) * | 2020-12-21 | 2022-03-18 | 中国石油大学(北京) | 一种碳酸盐岩储层微观模型及其制备方法和应用 |
| US11655413B2 (en) | 2021-02-04 | 2023-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for removing sulfate ions from seawater to form injection fluids |
| US11746280B2 (en) * | 2021-06-14 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Production of barium sulfate and fracturing fluid via mixing of produced water and seawater |
| WO2022271785A1 (en) * | 2021-06-22 | 2022-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Processes for injection of fluids into a wellbore via drill pipe |
| CN113482588A (zh) * | 2021-07-12 | 2021-10-08 | 四川盐业地质钻井大队 | 一种盐矿双层同采方法 |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4184549A (en) * | 1977-12-22 | 1980-01-22 | Texaco Inc. | High conformance oil recovery process |
| CN102356141A (zh) | 2009-02-13 | 2012-02-15 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于强化由石灰石或白云石地层的油采收的含水置换流体注入 |
| EP2261459A1 (en) * | 2009-06-03 | 2010-12-15 | BP Exploration Operating Company Limited | Method and system for configuring crude oil displacement system |
| GB2483591A (en) | 2009-06-25 | 2012-03-14 | Shell Int Research | Water injection systems and methods |
| EP2278120A1 (en) | 2009-07-22 | 2011-01-26 | Bergen Teknologioverføring AS | Method for integrated enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs |
| US8550163B2 (en) | 2010-07-23 | 2013-10-08 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process for carbonate reservoirs |
| US20120330553A1 (en) | 2011-06-27 | 2012-12-27 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Method for generating a general enhanced oil recovery and waterflood forecasting model |
-
2015
- 2015-04-15 EP EP15715302.4A patent/EP3143242B1/en active Active
- 2015-04-15 WO PCT/EP2015/058203 patent/WO2015165734A1/en active Application Filing
- 2015-04-15 DK DK15715302.4T patent/DK3143242T3/da active
- 2015-04-15 EA EA201692171A patent/EA035525B1/ru unknown
- 2015-04-15 BR BR112016025081-8A patent/BR112016025081B1/pt active IP Right Grant
- 2015-04-15 NO NO15715302A patent/NO3143242T3/no unknown
- 2015-04-15 US US15/307,287 patent/US10579025B2/en active Active
- 2015-04-15 MX MX2016014064A patent/MX2016014064A/es active IP Right Grant
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| MX2016014064A (es) | 2017-02-14 |
| US10579025B2 (en) | 2020-03-03 |
| NO3143242T3 (da) | 2018-08-18 |
| EA035525B1 (ru) | 2020-06-30 |
| BR112016025081B1 (pt) | 2022-04-19 |
| EP3143242A1 (en) | 2017-03-22 |
| EA201692171A1 (ru) | 2017-05-31 |
| EP3143242B1 (en) | 2018-03-21 |
| BR112016025081A2 (pt) | 2018-07-10 |
| US20170044877A1 (en) | 2017-02-16 |
| WO2015165734A1 (en) | 2015-11-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DK3143242T3 (da) | Fremgangsmåde til udvinding af carbonhydrider | |
| Raza et al. | Assessment of CO2 residual trapping in depleted reservoirs used for geosequestration | |
| Saller et al. | Partial dolomitization of a Pennsylvanian limestone buildup by hydrothermal fluids and its effect on reservoir quality and performance | |
| Saller et al. | Diagenesis and porosity development in the First Eocene reservoir at the giant Wafra Field, Partitioned Zone, Saudi Arabia and Kuwait | |
| Neira et al. | Cross-hole tracer experiment reveals rapid fluid flow and low effective porosity in the upper oceanic crust | |
| Barton et al. | Turbidite channel architecture: Recognizing and quantifying the distribution of channel-base drapes using core and dipmeter data | |
| Fothergill et al. | Regional Modelling of the Late Devonian Duvernay Formation, Western Alberta, Canada | |
| Dai et al. | Injectivity evaluation for offshore CO2 sequestration in marine sediments | |
| Edmunds et al. | Prospects for commercial bitumen recovery from the Grosmont carbonate, Alberta | |
| Callegaro et al. | Design and implementation of low salinity waterflood in a north African brown field | |
| Raza et al. | Preliminary assessments of CO2 storage in carbonate formations: a case study from Malaysia | |
| Salomão et al. | Broad strategy to face with complex reservoirs: expressive results of production in pre-salt area, offshore Brasil | |
| Longe et al. | Field-Scale Simulations of Water-Alternating-Gas Injection in Morrowan Fluvial Sandstones of Stewart Field, Kansas, Using Captured CO2 from an Ethanol Plant | |
| Liu et al. | Numerical Investigation of CO2 Storage Capacity via Hydrate in Deep-Sea Sediments | |
| Ursegov et al. | Thermal Performance Challenges and Prospectives of the Russian Largest Carbonate Reservoir with Heavy Oil | |
| Kartikasurja et al. | Study of produced CO2 storage into aquifer in an offshore field, Malaysia | |
| Meddaugh et al. | The wafra second Eocene heavy oil carbonate reservoir, partitioned zone (PZ), Saudi Arabia and Kuwait: reservoir characterization, modeling, and IOR/EOR evaluation | |
| Althani | An evaluation of low salinity waterflooding in carbonates using simulation and economics | |
| Zakaria et al. | An Integrated Approach in Designing an Optimum Single Well Chemical Tracer Test of Hardness Tolerance Surfactant-Polymer, First in Offshore Malaysia | |
| Tsar et al. | The effect of well orientation (vertical vs. horizontal) on co2 sequestration in a water saturated formation-saline aquifer in western australia | |
| Sharma et al. | Foam for CO 2 EOR in a Carbonate Reservoir: Scale-up from Lab to Field | |
| Raza | Reservoir Characterization for CO2 Injectivity and Flooding in Petroleum Reservoirs, offshore Malaysia | |
| Holter | Simulation of low salinity waterflooding in a synthetic reservoir model and frøy field reservoir model | |
| Hoffman et al. | Site Characterisation for Carbon Sequestration in the Nearshore Gippsland Basin | |
| Edelman et al. | Selection of the EOR methods for the Russkoe high-viscosity oil field based on laboratory and field experiments |