EA027017B1

EA027017B1 - Method for injecting low salinity water

Info

Publication number: EA027017B1
Application number: EA201301273A
Authority: EA
Inventors: Джеймс Эндрью Броди; Гэри Рассел Джеролд
Original assignee: Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед
Priority date: 2011-05-18
Filing date: 2012-05-17
Publication date: 2017-06-30
Also published as: NO2710223T3; AU2012258217A1; US20140290942A1; CN103890315B; WO2012156495A2; MX2013013368A; BR112013029667A2; MX341908B; CA2835507A1; CN103890315A; DK2710223T3; AU2012258217B2; EP2710223B1; WO2012156495A3; CA2835507C; EP2710223A2; EA201301273A1

Abstract

The disclosure describes methods, apparatuses and computer readable instructions for determining the effectiveness of, and for performing, a low salinity waterflood. An ion diffusion distance value is determined based on the rate of diffusion of ions within the rock of a reservoir and the residency time of floodwater within the reservoir. The thickness of the layers of the reservoir are compared to this ion diffusion value to determine the effectiveness of performing a low salinity waterflood and also to enable the effective control of a waterflood and to assist in the determination of locations of wells.

Description

Настоящее изобретение относится к системам и способам для оценки эффективности и выполнения заводнения путем закачки слабоминерализованной воды в нефтегазосодержащий (углеводородосодержащий) продуктивный пласт. В частности, настоящее изобретение относится к системам и способам, используемым, когда продуктивный пласт содержит относительно проницаемые слои, перемежающиеся относительно непроницаемыми слоями, имеющими относительно высокую концентрацию ионов по сравнению с концентрацией ионов в относительно проницаемых слоях, когда в них присутствует слабоминерализованная вода.The present invention relates to systems and methods for evaluating the effectiveness and performance of waterflooding by pumping low-saline water into an oil and gas containing (hydrocarbon containing) reservoir. In particular, the present invention relates to systems and methods used when the reservoir contains relatively permeable layers interspersed with relatively impermeable layers having a relatively high concentration of ions compared to the concentration of ions in relatively permeable layers when low salinity water is present in them.

Уровень техникиState of the art

Нефтегазосодержащий продуктивный пласт обычно имеет форму нескольких слоев песчаника, перемежающихся слоями глинистой породы. Слои песчаника имеют достаточную пористость и проницаемость, чтобы аккумулировать и пропускать флюиды (например, нефть и воду). Как правило, нефть удерживается в порах вмещающих пород. В отличие от этого слои глинистой породы являются относительно непроницаемыми для этих флюидов.The oil-and-gas producing formation usually takes the form of several layers of sandstone alternating with layers of clay rock. The sandstone layers have sufficient porosity and permeability to accumulate and transmit fluids (e.g., oil and water). As a rule, oil is held in the pores of the enclosing rocks. In contrast, clay rock layers are relatively impervious to these fluids.

Известно, что только некоторая часть всей нефти, присутствующей в продуктивном пласте, может быть извлечена в ходе процесса ее добычи первичными методами (первичной добычи), когда нефть выходит наружу в результате воздействия естественной энергии пласта. Поэтому для дополнительного извлечения нефти из продуктивного пласта часто применяют вторичные методы добычи. Одним из примеров вторичной добычи является непосредственное замещение нефти вытесняющим флюидом (именуемым также закачиваемым флюидом), обычно водой или газом.It is known that only some part of all the oil present in the reservoir can be extracted during the process of its production by primary methods (primary production), when the oil comes out as a result of exposure to the natural energy of the reservoir. Therefore, secondary extraction methods are often used to additionally extract oil from the reservoir. One example of secondary production is the direct replacement of oil with a displacing fluid (also called injected fluid), usually water or gas.

Могут также использоваться методы повышения нефтеотдачи (МПНО). Цель МПНО состоит не только в восстановлении или поддержании пластового давления (что является типичным для вторичных методов добычи), но и в усовершенствовании процесса вытеснения нефти из продуктивного пласта и, следовательно, в доведении до максимума количества вытесняемой из этого пласта нефти и сведении к минимуму остаточной нефтенасыщенности пласта (то есть имеющегося в нем объема нефти).Oil recovery enhancement techniques (MPS) can also be used. The purpose of the MPS is not only to restore or maintain reservoir pressure (which is typical for secondary production methods), but also to improve the process of oil displacement from the reservoir and, therefore, to maximize the amount of oil displaced from this reservoir and to minimize residual oil saturation of the reservoir (i.e. the volume of oil contained in it).

Одним из наиболее эффективных и широко используемых вторичных методов добычи является заводнение. Вода закачивается под давлением в пласты пород-коллекторов через нагнетательные скважины. Закачиваемая вода помогает поддерживать пластовое давление и перемещает перед собой вытесняемую нефть сквозь породу в направлении эксплуатационных скважин, через которые производится извлечение нефти. Вода, используемая в процессе заводнения, обычно представляет собой сильноминерализованную воду, получаемую из природного источника (например, морскую воду), или попутно добываемую (подтоварную) воду (то есть воду, отделяемую от нефти на промысловом объекте).One of the most effective and widely used secondary mining methods is water flooding. Water is pumped under pressure into the reservoir rocks through injection wells. The injected water helps maintain reservoir pressure and moves the displaced oil in front of itself through the rock in the direction of the production wells through which the oil is extracted. The water used in the waterflooding process is usually highly saline water obtained from a natural source (e.g., sea water), or produced (commercial) water (i.e., water that is separated from oil from a field site).

Наряду с заводнением пластов сильноминерализованной водой, можно использовать для закачки слабоминерализованную воду (например, солоноватую воду, такую как вода эстуария, либо пресную воду рек или озер). Использование для закачки в процессе заводнения слабоминерализованной воды может повысить количество извлекаемой нефти по сравнению с использованием сильноминерализованной воды, поскольку слабоминерализованная вода лучше вытесняет нефть из продуктивного пласта.Along with flooding formations with highly mineralized water, low-saline water can be used for injection (for example, brackish water, such as estuary water, or fresh water from rivers or lakes). The use of low-saline water for injection during flooding can increase the amount of recoverable oil compared to the use of highly saline water, since low-saline water better displaces oil from the reservoir.

В предпочтительном варианте слабоминерализованная вода, используемая для заводнения, имеет общее содержание растворенных солей (ОСРС) в диапазоне 500-12000 миллионных долей (ррт). Кроме того, в предпочтительном варианте отношение общего содержания многовалентных катионов в закачиваемой слабоминерализованной воде к содержанию многовалентных катионов в пластовой воде, присутствующей в слоях песчаника данного пласта, составляет менее 1. Использование в процессе заводнения слабоминерализованной воды дает особенно благоприятные результаты, если нефть, присутствующая в слоях песчаника данного пласта (обычно нефть, прилипшая к поверхности песчаника), представляет собой среднюю или легкую сырую нефть с плотностью в градусах Американского нефтяного института (АНИ), составляющей по меньшей мере 15°, в предпочтительном варианте по меньшей мере 20°, например в диапазоне 20-60°.In a preferred embodiment, the low salinity water used for water flooding has a total dissolved salt content (OSRS) in the range of 500-12000 ppm (ppm). In addition, in a preferred embodiment, the ratio of the total content of multivalent cations in the injected low-saline water to the content of multivalent cations in the formation water present in the sandstone layers of the given formation is less than 1. Use of low-mineralized water during flooding gives particularly favorable results if the oil present in layers of sandstone in a given formation (usually oil adhering to the surface of sandstone) is a medium or light crude oil with a density of Radus American Petroleum Institute (API) of at least 15 °, preferably at least 20 °, for example in the range 20-60 °.

В процессе заводнения осуществляют закачку в пласт слабоминерализованной воды, поток которой проходит через слои песчаника. В отличие от этого, через относительно непроницаемые слои глинистой породы проходит небольшое количество воды. Таким образом, нефть добывается из слоев песчаника, обладающих высокой проницаемостью, тогда как из глинистых слоев, имеющих низкую проницаемость, добывается незначительное количество нефти. Действительно, глинистая порода часто бывает настолько непроницаемой, что ее перемежающиеся слои в пласте остаются не насыщенными нефтью во время миграции последней из материнской породы в слои песчаника в данном пласте. Вместо этого слои глинистой породы насыщаются реликтовой водой, которая обычно имеет высокое содержание солей.In the process of flooding, low-saline water is pumped into the formation, the flow of which passes through the sandstone layers. In contrast, a small amount of water passes through the relatively impermeable layers of clay. Thus, oil is extracted from sandstone layers with high permeability, while a small amount of oil is extracted from clay layers having low permeability. Indeed, clay rock is often so impenetrable that its alternating layers in the formation remain not saturated with oil during the migration of the latter from the parent rock to the sandstone layers in the formation. Instead, clay layers are saturated with relict water, which usually has a high salt content.

В настоящее время установлено, что для продуктивных пластов, включающих перемежающиеся слои песчаника и глинистой породы, эффект извлечения дополнительного количества нефти, достигаемый при использовании заводнения слабоминерализованной водой, может быть ослаблен. Это обусловлено диффузией ионов из реликтовой воды с более высокой степенью минерализации, присутствующей в поровом пространстве слоев глинистой породы, в слабоминерализованную воду, поток которой проходит через соседний слой песчаника в данном пласте. Такое уменьшение добычи представляет собой осо- 1 027017 бую проблему, когда слои глинистой породы, перемежающиеся со слоями песчаника в продуктивном пласте, вмещают большие объемы реликтовой воды с высокой степенью минерализации, а промежуточные слои песчаника являются относительно тонкими.It has now been established that for productive formations, including alternating layers of sandstone and clay rock, the effect of extracting additional oil, achieved by using flooding with weakly mineralized water, can be weakened. This is due to the diffusion of ions from relict water with a higher degree of mineralization present in the pore space of clay rock layers into weakly mineralized water, the flow of which passes through an adjacent sandstone layer in this layer. Such a decrease in production is a special problem when clay layers interspersed with sandstone layers in the reservoir contain large volumes of relict water with a high degree of mineralization, and the intermediate layers of sandstone are relatively thin.

Доминирующим механизмом переноса массы из реликтовой воды, присутствующей в слоях глинистой породы, в слабоминерализованную воду, потоки которой проходят через соседние слои песчаника в продуктивном пласте, является молекулярная диффузия, при которой ионы солей диффундируют из реликтовой воды в слое глинистой породы в слабоминерализованную воду в слое песчаника. Как правило, молекулярная диффузия ионов солей из слоя глинистой породы возникает в направлении, по существу перпендикулярном направлению потока слабоминерализованной воды, проходящего через соседний слой песчаника (то есть в направлении градиента концентрации).The dominant mechanism of mass transfer from relict water present in clay layers to weakly mineralized water, the flows of which pass through adjacent sandstone layers in the reservoir, is molecular diffusion, in which salt ions diffuse from the relict water in the clay layer to the low-mineralized water in the layer sandstone. As a rule, molecular diffusion of salt ions from a clay layer occurs in a direction substantially perpendicular to the direction of the flow of weakly mineralized water passing through an adjacent sandstone layer (i.e., in the direction of the concentration gradient).

Диффузия ионов солей из реликтовой воды с более высокой степенью минерализации, присутствующей в поровом пространстве слоев глинистой породы, может понизить эффективность заводнения слабоминерализованной водой вследствие повышения степени минерализации воды, потоки которой проходят через слои песчаника. Поэтому задачей настоящего изобретения является повышение эффективности заводнения слабоминерализованной водой.Diffusion of salt ions from relict water with a higher degree of mineralization present in the pore space of clay layers can reduce the efficiency of flooding with weakly mineralized water due to an increase in the degree of mineralization of water, the flows of which pass through the sandstone layers. Therefore, the objective of the present invention is to increase the efficiency of flooding with low salinity water.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Согласно по меньшей мере одному варианту осуществления настоящего изобретения предлагаются способы, устройства, системы и программное обеспечение для поддержки или реализации функциональных возможностей с целью эффективного проведения заводнения продуктивного пласта. Это достигается комбинированием отличительных признаков, перечисленных в каждом независимом пункте формулы изобретения. Соответственно, в зависимых пунктах формулы изобретения подробно представлены дополнительные варианты осуществления настоящего изобретения.According to at least one embodiment of the present invention, methods, devices, systems and software are provided for supporting or implementing functionalities for efficiently flooding a reservoir. This is achieved by combining the distinguishing features listed in each independent claim. Accordingly, in the dependent claims, further embodiments of the present invention are presented in detail.

Согласно первому аспекту настоящего изобретения предлагается компьютерно-реализуемый способ оценки эффективности выполнения заводнения слабоминерализованной водой нефтегазосодержащего пласта, который содержит относительно проницаемые слои, перемежающиеся относительно непроницаемыми слоями, и в котором пробурены нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина, причем заводнение слабоминерализованной водой включает закачку этой воды в нефтегазосодержащий пласт через нагнетательную скважину и последующее ее прохождение от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине через относительно проницаемые слои пласта, причем относительно непроницаемые слои имеют относительно более высокую концентрацию ионов сравнительно с концентрацией ионов в относительно проницаемых слоях, когда в них присутствует слабоминерализованная вода, а упомянутый способ включает определение значения расстояния диффузии ионов из коэффициента диффузии, характеризующего скорость диффузии ионов через относительно проницаемые слои, когда в них присутствует слабоминерализованная вода, и времени пребывания, характеризующего время, требуемое слабоминерализованной воде для прохождения через пласт от нагнетательной скважины до эксплуатационной скважины, сравнение толщины относительно проницаемых слоев с полученным значением расстояния диффузии ионов и использование результата этого сравнения для генерирования выходных данных, характеризующих эффективность выполнения заводнения слабоминерализованной водой.According to a first aspect of the present invention, there is provided a computer-implemented method for evaluating the performance of waterflooding of low mineralized water in an oil and gas containing formation, which contains relatively permeable layers interspersed with relatively impermeable layers, and in which an injection well and production well are drilled, wherein water flooding with low mineralized water includes pumping this water into oil and gas containing formation through an injection well and its subsequent passage from the injection well to the production well through relatively permeable layers of the formation, the relatively impermeable layers having a relatively higher ion concentration compared to the concentration of ions in relatively permeable layers when weakly mineralized water is present in them, and said method involves determining the ion diffusion distance from the diffusion coefficient, characterizing the rate of diffusion of ions through relatively permeable layers when weakly mineralized water and the residence time, which characterizes the time required for low-saline water to pass through the formation from the injection well to the production well, comparing the thickness relative to the permeable layers with the obtained value of the ion diffusion distance and using the result of this comparison to generate output data characterizing the effectiveness of low-salinity waterflooding water.

Процесс заводнения слабоминерализованной водой требует, среди прочего, значительного количества такой воды, которая, как правило, не присутствует в избытке. Это показывает, как важно иметь возможность оценить, насколько эффективным будет заводнение слабоминерализованной водой. Такую оценку можно осуществить, создав мелкомасштабную гидродинамическую модель пласта. Это, однако, требует привлечения значительных вычислительных ресурсов для обработки данных, обычно занимающей много часов и выполняемой на мощном компьютере или суперкомпьютере. Получив значение расстояния диффузии ионов и сравнив его с толщиной слоев в пласте, можно генерировать выходные данные, характеризующие эффективность выполнения заводнения слабоминерализованной водой, используя значительно меньшие вычислительные ресурсы. Эти выходные данные могут подтвердить эффективность выполнения заводнения слабоминерализованной водой и, следовательно, достижение максимального эффекта при ограниченной подаче такой воды.The process of flooding with weakly mineralized water requires, among other things, a significant amount of such water, which, as a rule, is not present in excess. This shows how important it is to be able to evaluate how effective low-salinity water flooding will be. Such an assessment can be made by creating a small-scale hydrodynamic model of the reservoir. However, this requires significant computational resources for processing data, which usually takes many hours and runs on a powerful computer or supercomputer. Having obtained the value of the distance of diffusion of ions and comparing it with the thickness of the layers in the reservoir, one can generate output data characterizing the effectiveness of waterflooding with weakly mineralized water, using significantly less computational resources. This output can confirm the effectiveness of low-salinity water flooding and, therefore, achieve maximum effect with a limited supply of such water.

Согласно второму аспекту настоящего изобретения предлагается компьютерно-реализуемый способ управления заводнением слабоминерализованной водой нефтегазосодержащего пласта, который содержит относительно проницаемые слои, перемежающиеся относительно непроницаемыми слоями, и в котором пробурены нагнетательная скважина и эксплуатационная скважина, причем заводнение слабоминерализованной водой включает закачку этой воды в нефтегазосодержащий пласт через нагнетательную скважину и последующее ее прохождение от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине через относительно проницаемые слои пласта, причем относительно непроницаемые слои имеют относительно более высокую концентрацию ионов сравнительно с концентрацией ионов в относительно проницаемых слоях, когда в них присутствует слабоминерализованная вода, а упомянутый способ включает определение целевой скорости на основе коэффициента диффузии, характеризующего скорость диффузии ионов через относительно проницаемые слои, когда в них присутствует слабоминерализованная вода, расстояния между нагнетательной и эксплуатационной скважинами и значения, характеризующего толщину относительно проницаемых слоев, и передачу полученной целевой скорости в узел управленияAccording to a second aspect of the present invention, there is provided a computer-implemented method for controlling water flooding of low-mineralized water in an oil and gas containing formation, which comprises relatively permeable layers interspersed with relatively impermeable layers, and in which an injection well and a production well are drilled, wherein water-flooding with low mineralized water includes pumping this water into the oil and gas containing formation injection well and its subsequent passage from the injection well they are accessible to the production well through relatively permeable layers of the formation, the relatively impermeable layers having a relatively higher concentration of ions compared to the concentration of ions in relatively permeable layers when weakly saline water is present in them, and said method involves determining the target velocity based on the diffusion coefficient characterizing the velocity diffusion of ions through relatively permeable layers, when slightly mineralized water is present in them, the distance between tatelnoy and production wells and values characterizing the relative thickness of the permeable layers, and transmitting the received target speed in the control portion

- 2 027017 нагнетательной скважины.- 2,027,017 injection wells.

Как упоминалось выше, наличие уверенности в том, что заводнение слабоминерализованной водой будет эффективным, является важным фактором. Хотя эффективность заводнения слабоминерализованной водой возрастает со скоростью воды, доведение этой скорости до максимума обычно не представляется возможным или целесообразным. Следовательно, для эффективного выполнения заводнения требуется найти баланс между скоростью закачиваемой воды и количеством углеводородов, извлекаемых при заводнении. Этот баланс может быть достигнут путем определения целевой скорости и использования этой целевой скорости для управления закачкой в пласт и, следовательно, скоростью заводнения.As mentioned above, having confidence that low-salinity water flooding is effective is an important factor. Although the effectiveness of water flooding with low salinity water increases with the speed of water, maximizing this speed to the maximum is usually not possible or advisable. Therefore, in order to effectively perform water flooding, it is necessary to find a balance between the speed of the injected water and the amount of hydrocarbons recovered during flooding. This balance can be achieved by determining the target speed and using this target speed to control the injection into the reservoir and, consequently, the water flooding rate.

Согласно третьему аспекту настоящего изобретения, предлагается компьютерно-реализуемый способ определения местоположения по меньшей мере одной эксплуатационной скважины и по меньшей мере одной нагнетательной скважины для нефтегазосодержащего пласта, который содержит относительно проницаемые слои, перемежающиеся относительно непроницаемыми слоями, и в котором пробурены по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна эксплуатационная скважина, причем нагнетательная скважина выполнена с возможностью обеспечения проведения заводнения слабоминерализованной водой, включающего закачку этой воды в нефтегазосодержащий пласт через нагнетательную скважину и последующее ее прохождение от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине через относительно проницаемые слои пласта, причем относительно непроницаемые слои имеют относительно более высокую концентрацию ионов сравнительно с концентрацией ионов в относительно проницаемых слоях, когда в них присутствует слабоминерализованная вода, а упомянутый способ включает вычисление значения междускважинного расстояния на основе коэффициента диффузии, характеризующего скорость диффузии ионов через относительно проницаемые слои, когда в них присутствует слабоминерализованная вода, значения, характеризующего толщину относительно проницаемых слоев, и скорости прохождения слабоминерализованной воды через пласт, а также использование значения междускважинного расстояния для определения местоположения по меньшей мере одной нагнетательной скважины и по меньшей мере одной эксплуатационной скважины, так чтобы расстояние между упомянутыми по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и по меньшей мере одной эксплуатационной скважиной было меньше этого вычисленного значения.According to a third aspect of the present invention, there is provided a computer-implemented method for determining the location of at least one production well and at least one injection well for an oil and gas containing formation, which comprises relatively permeable layers interspersed with relatively impermeable layers, and in which at least one injection well is drilled a well and at least one production well, the injection well being configured to provide I carry out flooding with weakly mineralized water, including the injection of this water into the oil and gas-containing formation through the injection well and its subsequent passage from the injection well to the production well through relatively permeable layers of the formation, and relatively impermeable layers have a relatively higher ion concentration compared to the concentration of ions in relatively permeable layers when weakly saline water is present in them, and said method involves calculating the value of m the cross-hole distance based on the diffusion coefficient, which characterizes the rate of diffusion of ions through relatively permeable layers when weakly mineralized water is present in them, values characterizing the thickness relative to the permeable layers, and the rate of passage of low-mineralized water through the formation, as well as using the value of the inter-well distance to determine the location at least at least one injection well and at least one production well so that the distance between at said at least one injection well and at least one production well was less than this calculated value.

Бурение скважины на нефтяном месторождении весьма затратно в смысле времени и ресурсов, что диктует необходимость расположения скважин на максимально возможном расстоянии друг от друга. Однако с такими большими расстояниями связаны неблагоприятные факторы, один из которых заключается в том, что при выполнении заводнения слабоминерализованной водой его эффективность будет уменьшаться с увеличением междускважинного расстояния. Для достижения баланса в данном аспекте настоящего изобретения осуществляется вычисление значения междускважинного расстояния на основе параметров, влияющих на заводнение слабоминерализованной водой, и использование этого значения для определения местоположения скважин.Drilling a well in an oil field is very costly in terms of time and resources, which necessitates the location of wells at the maximum possible distance from each other. However, adverse factors are associated with such large distances, one of which is that when water is flooded with weakly mineralized water, its effectiveness will decrease with an increase in the interwell distance. To achieve balance in this aspect of the present invention, the value of the inter-well spacing is calculated based on the parameters affecting the flooding of low-saline water, and the use of this value to determine the location of the wells.

Согласно другим аспектам настоящего изобретения предлагаются системы и устройства для реализации способов, описанных выше, и машиночитаемые носители данных с записанными на них машиночитаемыми командами, предназначенными для выполнения вычислительной системой с целью реализации описанных выше способов.According to other aspects of the present invention, there are provided systems and devices for implementing the methods described above, and computer-readable storage media with computer-readable instructions recorded thereon for execution by a computing system to implement the methods described above.

Прочие отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения станут ясны из приведенного ниже описания предпочтительных вариантов его осуществления, представленных лишь в качестве примера и со ссылками на приложенные чертежи.Other features and advantages of the present invention will become apparent from the following description of preferred embodiments thereof, presented by way of example only and with reference to the attached drawings.

Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings

Упомянутые системы и способы описаны ниже в качестве вариантов осуществления настоящего изобретения только с помощью примеров и со ссылками на приложенные чертежи, на которых показано фиг. 1 - схематическое изображение системы извлечения нефти и продуктивного пласта, к которым может быть применено настоящее изобретение, фиг. 2 - схематическое изображение системы обработки данных, в которой может быть реализовано настоящее изобретение, фиг. 3 - график, демонстрирующий диффузию ионов, фиг. 4 - компьютерно-реализуемый способ определения эффективности выполнения заводнения слабоминерализованной водой согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения, фиг. 5 - компьютерно-реализуемый способ управления заводнением слабоминерализованной водой согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения, фиг. 6 - компьютерно-реализуемый способ определения местоположения эксплуатационных и нагнетательных скважин согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения, фиг. 7 - график, показывающий результаты, полученные посредством реализации одного из вариантов осуществления настоящего изобретения, в сравнении с результатами, полученными посредством мелкомасштабного гидродинамического моделирования.The systems and methods mentioned are described below as embodiments of the present invention by way of example only and with reference to the attached drawings, in which FIG. 1 is a schematic illustration of an oil recovery system and a reservoir to which the present invention can be applied; FIG. 2 is a schematic illustration of a data processing system in which the present invention may be implemented; FIG. 3 is a graph showing ion diffusion; FIG. 4 is a computer-implemented method for determining the effectiveness of performing flooding with low-saline water according to one embodiment of the present invention, FIG. 5 is a computer-implemented method for controlling flooding with low salinity water according to one embodiment of the present invention, FIG. 6 is a computer-implemented method for determining the location of production and injection wells according to one embodiment of the present invention; FIG. 7 is a graph showing the results obtained by implementing one embodiment of the present invention, in comparison with the results obtained by small-scale hydrodynamic modeling.

Подробное описание вариантов осуществления изобретенияDetailed Description of Embodiments

На фиг. 1 представлена блок-схема, показывающая в упрощенном виде систему 100 извлечения сырой нефти. В пределах этой системы расположен многослойный продуктивный пласт. В данном примереIn FIG. 1 is a block diagram showing a simplified view of a crude oil recovery system 100. Within this system is a multilayer reservoir. In this example

- 3 027017 пласт содержит ряд перемежающихся проницаемых и непроницаемых слоев. Проницаемые слои (в данном примере - песчаник) содержат нефть в поровом пространстве породы и имеют ссылочные обозначения 102, 104 и 106. Непроницаемые слои (в данном примере - глинистая порода) в целом не содержат нефти и обозначены через 108, 110, 112 и 114. Над верхним непроницаемым слоем 108 в общих чертах показан поверхностный слой 116, который может включать несколько слоев, не содержащих нефть, и слой морской воды (если этот продуктивный пласт находится в море). Состав этих слоев несущественен для данного примера.- 3 027017 layer contains a series of alternating permeable and impermeable layers. Permeable layers (in this example, sandstone) contain oil in the pore space of the rock and have reference numbers 102, 104 and 106. The impermeable layers (in this example, clay) are generally oil free and are indicated by 108, 110, 112 and 114 Above the upper impermeable layer 108, a surface layer 116 is generally outlined, which may include several oil-free layers and a sea water layer (if the reservoir is at sea). The composition of these layers is not significant for this example.

Проницаемые и непроницаемые слои формируют продуктивный пласт. В этом пласте пробурены нагнетательная скважина, содержащая пост 118 управления и ствол 120, и эксплуатационная скважина, содержащая пост 122 управления и ствол 124. Нагнетательная и эксплуатационная скважины находятся, как показано на чертеже, на некотором расстоянии Ь друг от друга (как правило, число скважин бывает намного больше двух; в данном примере две скважины показаны для простоты).Permeable and impermeable layers form a reservoir. In this formation, an injection well was drilled comprising a control station 118 and a barrel 120, and a production well comprising a control station 122 and a barrel 124. The injection and production wells are located, as shown in the drawing, at a certain distance b from each other (as a rule, the number there are many more than two wells; in this example, two wells are shown for simplicity).

Каждый из проницаемых слоев (102, 104 и 106) в пласте имеет соответствующую толщину (соответственно №ι, №₂ и №₃). Как видно из чертежа, все слои имеют разную толщину. Кроме того, видно, что слой 102 имеет изменяющуюся толщину, величина которой составляет ^₁ у нагнетательной скважины и уменьшается до ^₁' у эксплуатационной скважины. Это изменение толщины обсуждается ниже.Each of the permeable layers (102, 104, and 106) in the formation has a corresponding thickness (No., No. _2, and No. ₃ , respectively). As can be seen from the drawing, all layers have different thicknesses. In addition, it can be seen that the layer 102 has a varying thickness, the value of which is ^ ₁ at the injection well and decreases to ^ ₁ 'at the production well. This change in thickness is discussed below.

В процессе использования нагнетательной скважины для заводнения слабоминерализованной водой последняя закачивается под давлением в качестве нагнетаемого флюида через эту скважину в пласт. Потоки слабоминерализованной воды проходят вдоль каждого из проницаемых слоев 102, 104 и 106 (показано стрелками). Слабоминерализованная вода перемещает перед собой содержащуюся в пласте нефть, вытесняя ее из пласта к стволу эксплуатационной скважины (тоже показано стрелками). Оттуда под действием пластового давления, поддержанного, в случае необходимости, насосами, размещенными в стволе эксплуатационной скважины, нефть и вода, поступающая из пласта, поднимаются на поверхность, где нефть может накапливаться в хранилищах, подвергаться переработке и использоваться.In the process of using an injection well for flooding with low-mineralized water, the latter is pumped under pressure as the injection fluid through this well into the formation. Streams of low mineralized water pass along each of the permeable layers 102, 104 and 106 (shown by arrows). Low-mineralized water moves the oil contained in the formation in front of it, forcing it out of the formation to the wellbore of the production well (also shown by arrows). From there, under the influence of reservoir pressure, supported, if necessary, by pumps placed in the wellbore, oil and water coming from the reservoir rise to the surface, where oil can accumulate in storage, undergo processing and use.

В процессе заводнения слабоминерализованной водой последняя может непрерывно подаваться в нагнетательную скважину и поступать в слои песчаника в пласте. Тем не менее, более предпочтительной является закачка слабоминерализованной воды порциями (одной или более; ниже они именуются оторочками) контролируемого объема, обычно выражаемого термином поровый объем (ПО). В контексте настоящего описания термин поровый объем используется для обозначения объема порового пространства в слоях песчаника между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, легко определяемого с помощью способов, известных специалистам в данной области. Эти способы могут включать измерение времени, требуемого веществу-индикатору для прохождения через слои песчаника от нагнетательной скважины до эксплуатационной скважины. Охваченный объем представляет собой объем, промываемый закачиваемой водой и усредненный по всем путям прохождения потоков между нагнетательной и эксплуатационной скважинами.In the process of flooding with weakly mineralized water, the latter can be continuously supplied to the injection well and enter the sandstone layers in the formation. However, it is more preferable to pump in slightly mineralized water in portions (one or more; below they are referred to as rims) of a controlled volume, usually expressed by the term pore volume (PO). In the context of the present description, the term pore volume is used to mean the volume of pore space in the sandstone layers between injection and production wells, easily determined using methods known to specialists in this field. These methods may include measuring the time required for the indicator substance to pass through the sandstone layers from the injection well to the production well. The volume covered is the volume flushed by the injected water and averaged over all flow paths between the injection and production wells.

Даже при наличии возможности продолжения закачки слабоминерализованной воды в пласт поровый объем такой воды обычно сводят к минимуму, поскольку приемистость пласта применительно к ней может быть ограничена необходимостью утилизации соленой подтоварной воды путем закачки последней в пласт. Поэтому объем закачиваемой оторочки слабоминерализованной воды в предпочтительном варианте составляет менее 1, например менее 0,5 ПО. Следовательно, закачиваемая оторочка слабоминерализованной воды может иметь поровый объем в диапазоне 0,2-0,9 ПО, в более предпочтительном варианте - в диапазоне 0,3-0,45 ПО.Even if it is possible to continue pumping low-saline water into the reservoir, the pore volume of such water is usually minimized, since the injectivity of the reservoir with respect to it can be limited by the need to utilize salted produced water by pumping the latter into the reservoir. Therefore, the volume of the injected rim of weakly saline water is preferably less than 1, for example less than 0.5 PO. Therefore, the injected rim of weakly mineralized water can have a pore volume in the range of 0.2-0.9 PO, in a more preferred embodiment, in the range of 0.3-0.45 PO.

После закачки оторочки слабоминерализованной воды можно осуществить закачку в пласт вытесняющей, или постпромывочной, воды, имеющей более высокое содержание многовалентных катионов и/или более высокое ОСРС (то есть высокую степень минерализации). Например, вытесняющая вода может иметь ОСРС, равное по меньшей мере 30000 ррт, например 30000-50000 ррт, и содержание многовалентных катионов, равное по меньшей мере 350 ррт. В отличие от этого слабоминерализованная вода в закачиваемой оторочке обычно имеет ОСРС в диапазоне 500-12000 ррт. Вода с такой низкой степенью минерализации может иметь содержание многовалентных катионов менее 40 ррт.After injection of the rim of weakly mineralized water, it is possible to inject displacing or post-flushing water with a higher content of multivalent cations and / or higher OSRS (i.e., a high degree of mineralization) into the formation. For example, displacing water may have an OSRS equal to at least 30,000 ppm, for example 30,000 to 50,000 ppm, and a multivalent cation content of at least 350 ppm. In contrast, low-saline water in the injected rim usually has OSRS in the range of 500-12000 ppm. Water with such a low degree of mineralization may have a multivalent cation content of less than 40 ppm.

Объем закачиваемой оторочки слабоминерализованной воды может быть небольшим, но эта оторочка все же способна высвободить по существу всю нефть, вытесняемую с поверхности пор песчаника в пластовых условиях. Как правило, объем закачиваемой оторочки слабоминерализованной воды составляет по меньшей мере 0,2 ПО, поскольку оторочка с меньшим поровым объемом рассеивается в песчанике, и ее закачка может не привести к заметному увеличению нефтеотдачи. Кроме того, было установлено, что при величине порового объема слабоминерализованной воды, равной по меньшей мере 0,3 (в предпочтительном варианте - по меньшей мере 0,4) ПО, оторочка закачанной воды сохраняет свою целостность (то есть не рассеивается внутри породы) и, следовательно, продолжает перемещать вытесняемую нефть в направлении эксплуатационной скважины. Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта, содержащего слои песчаника, достигает максимума при закачке оторочки по меньшей мере с 0,3-0,4 ПО, а при более высоких значениях порового объема наблюдается незначительное дополнительное увеличение нефтеотдачи.The volume of the injected rim of weakly mineralized water may be small, but this rim is still able to release essentially all of the oil displaced from the surface of the sandstone pores in reservoir conditions. As a rule, the volume of the injected rim of weakly mineralized water is at least 0.2 PO, since the rim with a smaller pore volume is scattered in the sandstone, and its injection may not lead to a noticeable increase in oil recovery. In addition, it was found that when the pore volume of weakly mineralized water is at least 0.3 (in the preferred embodiment, at least 0.4) PO, the rim of the injected water retains its integrity (i.e., does not dissipate inside the rock) and therefore, it continues to move the displaced oil towards the production well. Thus, the increase in oil recovery of a formation containing sandstone layers reaches a maximum when injecting a rim with at least 0.3-0.4 PO, and at higher values of the pore volume there is a slight additional increase in oil recovery.

В тех случаях, когда объем закачиваемой оторочки слабоминерализованной воды составляет менееIn cases where the volume of the injected rim of low-saline water is less than

- 4 027017- 4 027017

ПО (то есть эта оторочка не заполняет пласт, и после ее закачки требуется закачать вытесняющий флюид, обычно сильноминерализованную воду), вытесняющая вода способствует перемещению слабоминерализованной воды с небольшим поровым объемом (и, следовательно, высвобожденной нефти) через пласт в направлении эксплуатационной скважины. Кроме того, закачка вытесняющей воды может потребоваться для поддержания давления в пласте. Как правило, объем вытесняющей воды превышает объем закачиваемой оторочки слабоминерализованной воды.PO (i.e., this rim does not fill the formation, and after its injection, it is necessary to pump a displacing fluid, usually highly saline water), displacing water helps to move low-saline water with a small pore volume (and, therefore, released oil) through the formation towards the production well. In addition, injection of displacing water may be required to maintain pressure in the formation. As a rule, the volume of displacing water exceeds the volume of the injected rim of weakly mineralized water.

Хотя оторочка слабоминерализованной воды, закачиваемая в нефтеносные слои песчаника в продуктивном пласте, составляет лишь долю порового объема, эта оторочка обычно сохраняет в пласте свою целостность и продолжает перемещать вытесняемую нефть в направлении эксплуатационной скважины, Не углубляясь в теоретические аспекты, можно утверждать, что хотя в хвостовой (задней) части оторочки имеет место дисперсионное (диффузионное) смешение между вытесняющей сильноминерализованной водой и слабоминерализованной водой, в передней части оторочки происходит слабое дисперсионное (диффузионное) смешение между слабоминерализованной и пластовой водой. Причиной второго из этих явлений является реакция ионообмена с участием одновалентных катионов в оторочке слабоминерализованной воды и многовалентных (главным образом, двухвалентных) катионов, связывающих остаточную нефть с поверхностью породы. Это означает, что оторочка достигает устойчивого состояния, обусловленного тем фактом, что скорости изменения концентраций ионов у передней кромки ниже, чем в задней части (вследствие ионообменной адсорбции на передней кромке), и, следовательно, оторочка сужается в направлении перемещения. С математической точки зрения это обусловлено тем, что сбалансированное уравнение диффузии для смешения слабоминерализованной воды с присутствующей в слоях песчаника пластовой водой (включающее члены, описывающие диффузию применительно к концентрациям отдельных ионов в слабоминерализованной воде и отдельных ионов в пластовой воде, которые зависят от расстояния и времени) получается путем добавления дополнительного члена, учитывающего ионообмен между слабоминерализованной водой и породой (сорбцию). По этим причинам оторочка слабоминерализованной воды сохраняет целостность (то есть не подвергается существенному смешению с пластовой водой) по мере ее проталкивания сквозь слои песчаника под действием закачиваемой после нее вытесняющей воды с более высокой степенью минерализации.Although the rim of low-mineralized water pumped into the oil-bearing layers of sandstone in the reservoir makes up only a fraction of the pore volume, this rim usually maintains its integrity in the reservoir and continues to move the displaced oil in the direction of the production well. Without going into theoretical aspects, it can be argued that although the tail (back) part of the rim there is a dispersion (diffusion) mixture between the displacing highly saline water and weakly mineralized water, in the front part A slight dispersion (diffusion) mixing occurs between weakly mineralized and produced water. The reason for the second of these phenomena is the ion exchange reaction with the participation of monovalent cations in the rim of weakly mineralized water and multivalent (mainly divalent) cations that bind the residual oil to the rock surface. This means that the rim reaches a steady state, due to the fact that the rate of change of ion concentrations at the leading edge is lower than at the rear (due to ion-exchange adsorption on the leading edge), and therefore the rim narrows in the direction of movement. From a mathematical point of view, this is due to the fact that the balanced diffusion equation for mixing weakly mineralized water with formation water present in sandstone layers (including terms describing diffusion in relation to the concentrations of individual ions in weakly mineralized water and individual ions in formation water, which depend on distance and time ) is obtained by adding an additional term that takes into account the ion exchange between weakly mineralized water and the rock (sorption). For these reasons, the rim of weakly saline water retains its integrity (i.e., does not undergo significant mixing with produced water) as it is pushed through sandstone layers under the action of displacing water pumped after it with a higher degree of mineralization.

При проведении заводнения слабоминерализованной водой степень диффузии ионов из сильноминерализованной воды, захваченной в непроницаемых слоях, в слабоминерализованную воду и, следовательно, влияние результирующего увеличения степени минерализации закачиваемой слабоминерализованной воды на увеличение нефтеотдачи зависит от одного или более из следующих параметров:When water is flooded with weakly mineralized water, the degree of diffusion of ions from highly mineralized water trapped in impermeable layers into weakly mineralized water and, therefore, the effect of the resulting increase in the degree of mineralization of the injected low-mineralized water on the increase in oil recovery depends on one or more of the following parameters:

1) скорости потока слабоминерализованной воды, проходящего сквозь проницаемые слои (песчаника) в нефтяном пласте (обычно выраженной как поверхностная скорость ν);1) the flow rate of weakly mineralized water passing through permeable layers (sandstone) in the oil reservoir (usually expressed as surface velocity ν);

2) расстояния Ь между нагнетательной скважиной, используемой для закачки слабоминерализованной воды в нефтяной пласт, и эксплуатационной скважиной, используемой для добычи нефти из этого нефтяного пласта;2) the distance b between the injection well used to pump weakly mineralized water into the oil reservoir and the production well used to extract oil from this oil reservoir;

3) коэффициентов диффузии солей в непроницаемых слоях (глинистой породы);3) the diffusion coefficients of salts in impermeable layers (clay rocks);

4) градиента концентрации между растворенными солями, присутствующими в реликтовой воде слоя глинистой породы, и растворенными солями, присутствующими в слабоминерализованной воде, поток которой проходит через соседний слой песчаника;4) a concentration gradient between the dissolved salts present in the relict water of the clay layer and the dissolved salts present in the low mineralized water, the flow of which passes through the adjacent sandstone layer;

5) толщины перемежающихся слоев глинистой породы в нефтяном пласте;5) the thickness of the alternating layers of clay in the oil reservoir;

6) толщины перемежающихся слоев песчаника в нефтяном пласте;6) the thickness of the alternating layers of sandstone in the oil reservoir;

7) доли тонких перемежающихся и сообщающихся слоев песчаника во всем песчаном коллекторе в пласте.7) the proportion of thin alternating and interconnected layers of sandstone in the entire sand reservoir in the reservoir.

Скорость потока (ν) и междускважинное расстояние (Ь) определяют время пребывания Г слабоминерализованной воды в слое(-ях) песчаника в пласте и, следовательно, время, имеющееся у ионов солей, чтобы диффундировать из слоя глинистой породы в слабоминерализованную воду, поток которой проходит через соседний слой песчаника в этом пласте. Таким образом, время пребывания Г можно определить как Ь/ν, где Ь - расстояние между нагнетательной и эксплуатационной скважинами, а ν - поверхностная скорость слабоминерализованной воды в слоях песчаника в пласте. Если время пребывания слабоминерализованной воды в слое песчаника нефтяного пласта мало, то может быть небольшой и диффузия солей из слоя глинистой породы в слабоминерализованную воду и, следовательно, незначительным рост общего содержания растворенных солей (ОСРС) в слабоминерализованной воде и/или концентрации многовалентных катионов в последней. Напротив, длительное время пребывания слабоминерализованной воды в пласте может иметь следствием значительную диффузию солей в эту воду и значительный рост в последней ОСРС и/или концентрации многовалентных катионов.The flow velocity (ν) and the borehole distance (b) determine the residence time Г of weakly mineralized water in the sandstone layer (s) in the formation and, therefore, the time available for salt ions to diffuse from the clay layer into the weakly mineralized water, the flow of which passes through an adjacent layer of sandstone in this layer. Thus, the residence time Г can be defined as b / ν, where b is the distance between the injection and production wells, and ν is the surface velocity of weakly mineralized water in the sandstone layers in the reservoir. If the residence time of weakly mineralized water in the sandstone layer of the oil reservoir is short, then there may be little diffusion of salts from the clay layer into weakly mineralized water and, therefore, an insignificant increase in the total content of dissolved salts (OSRS) in weakly mineralized water and / or the concentration of multivalent cations in the latter . On the contrary, the long residence time of weakly mineralized water in the formation can result in significant diffusion of salts into this water and a significant increase in the final OSRS and / or concentration of multivalent cations.

Как упоминалось выше, скорость потоков слабоминерализованной воды, проходящих через слои песчаника в пласте, может выражаться как поверхностная скорость ν, которая определяется как объемная скорость потоков слабоминерализованной воды, проходящих через слои песчаника в пласте (которую можно получить из объемной скорости закачки), деленная на площадь поперечного сечения слоев песчаника. Поверхностная скорость приблизительно соответствует скорости продвижения в пласте фронтаAs mentioned above, the velocity of the flows of weakly mineralized water passing through the layers of sandstone in the reservoir can be expressed as the surface velocity ν, which is defined as the volumetric velocity of flows of weakly mineralized water passing through the layers of sandstone in the reservoir (which can be obtained from the volumetric injection rate) divided by cross-sectional area of sandstone layers. The surface velocity approximately corresponds to the velocity of advancement in the front layer

- 5 027017 слабоминерализованной воды, закачиваемой в этот пласт.- 5,027,017 weakly saline water injected into this reservoir.

Поверхностная скорость слабоминерализованной воды в слоях песчаника в пласте обычно находится в диапазоне 0,05-5 футов/сутки (0,015-1,5 м/сутки), более часто - в диапазоне 1-4 фута/сутки (0,3-1,2 м/сутки). Тем не менее, как упоминается ниже, поверхностная скорость может быть ограничена проницаемостью песчаника или приемистостью пласта.The surface velocity of weakly mineralized water in the sandstone layers in the reservoir is usually in the range of 0.05-5 feet / day (0.015-1.5 m / day), more often in the range of 1-4 feet / day (0.3-1, 2 m / day). However, as mentioned below, surface velocity can be limited by sandstone permeability or formation injectivity.

Перемежающиеся слои песчаника в пласте могут быть изолированы друг от друга таким образом, что для слабоминерализованной воды будет существовать единственный путь движения потока через каждый слой песчаника от нагнетательной до эксплуатационной скважины. В альтернативном варианте слои песчаника в пласте могут сообщаться друг с другом вследствие наличия трещин или разрывных нарушений в слоях глинистой породы либо из-за того, что слои глинистой породы прилегают к слоям песчаника не на всем протяжении пути от нагнетательной до эксплуатационной скважины. В этом случае закачиваемая слабоминерализованная вода находит много путей для прохождения потоков через сообщающиеся слои песчаника в пласте, а определяемая скорость прохождения потоков слабоминерализованной воды через слои песчаника представляет собой среднюю поверхностную скорость. Как правило, каждый из слоев песчаника в пласте имеет проницаемость, равную по меньшей мере 1 миллидарси, более часто по меньшей мере 500 миллидарси. В большинстве случаев проницаемость каждого из слоев песчаника находится в диапазоне 1-1000 миллидарси. Проницаемость перемежающихся слоев песчаника в пласте можно определить, например, из измерений, выполненных на керновых образцах, отобранных в пласте с помощью стандартных методов. Поверхностная скорость для слабоминерализованной воды может изменяться с изменением проницаемости песчаника.The alternating layers of sandstone in the formation can be isolated from each other in such a way that for low salinity water there will be a single flow path through each layer of sandstone from the injection to the production well. Alternatively, the sandstone layers in the formation may communicate with each other due to the presence of cracks or discontinuities in the clay layers or due to the fact that the clay layers do not adhere to the sandstone layers all the way from the injection well to the production well. In this case, the injected low-mineralized water finds many ways for the flows to pass through the communicating layers of sandstone in the formation, and the determined speed of the low-mineralized water flows through the layers of sandstone is the average surface velocity. Typically, each of the sandstone layers in the formation has a permeability of at least 1 millidarsi, more often at least 500 millidarsi. In most cases, the permeability of each layer of sandstone is in the range of 1-1000 millidarsi. The permeability of alternating layers of sandstone in the formation can be determined, for example, from measurements taken on core samples taken in the formation using standard methods. The surface velocity for weakly saline water may vary with the change in sandstone permeability.

Поверхностная скорость слабоминерализованной воды в слоях песчаника в пласте может также зависеть от приемистости пласта. Приемистость пласта характеризуется скоростью и давлением, при которых нагнетаемые флюиды можно закачать в пласт через нагнетательную скважину без гидравлического разрыва этого пласта. Так, давление в нагнетательной скважине должно быть выше пластового давления, но ниже давления, при котором в породе пласта начинают образовываться трещины. Давление трещинообразования является специфической характеристикой пласта и может быть легко определено с помощью методов, хорошо известных специалистам в данной области. В зависимости от пластового давления и давления трещинообразования, давление закачки слабоминерализованной воды может находиться в диапазоне 6500-150000 кПа (а), в частности 10000-100000 кПа (а), то есть 100-1000 бар (а). Таким образом, поверхностная скорость для слабоминерализованной воды может увеличиваться с увеличением давления закачки и, следовательно, скорости, с которой эта слабоминерализованная вода закачивается в пласт.The surface velocity of weakly saline water in the sandstone layers in the formation may also depend on the injectivity of the formation. The injectivity of the formation is characterized by the speed and pressure at which the injected fluids can be pumped into the formation through the injection well without hydraulic fracturing of this formation. So, the pressure in the injection well should be higher than the reservoir pressure, but lower than the pressure at which cracks begin to form in the formation rock. Fracturing pressure is a specific characteristic of the formation and can be easily determined using methods well known to those skilled in the art. Depending on the reservoir pressure and the pressure of crack formation, the injection pressure of weakly mineralized water can be in the range of 6500-150000 kPa (a), in particular 10000-100000 kPa (a), i.e. 100-1000 bar (a). Thus, the surface velocity for low-saline water can increase with increasing injection pressure and, therefore, the speed at which this low-saline water is pumped into the reservoir.

В примере, показанном на фиг. 1, система включает лишь одну нагнетательную и одну эксплуатационную скважину. Тем не менее, в других вариантах осуществления в пласте может быть пробурено большее количество нагнетательных и эксплуатационных скважин. Эти скважины могут располагаться на суше или в море.In the example shown in FIG. 1, the system includes only one injection and one production well. However, in other embodiments, more injection and production wells may be drilled in the formation. These wells can be located on land or at sea.

Взаимное пространственное расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин, пробуренных в пласте на суше, может быть различным. Например, нагнетательные скважины могут располагаться вокруг эксплуатационной скважины. В альтернативном варианте нагнетательные скважины могут располагаться в два и более рядов, а эксплуатационные скважины - между этими рядами. Тем не менее, независимо от взаимного пространственного расположения скважин расстояние Ь между нагнетательной скважиной и связанной(ыми) с ней эксплуатационной(ыми) скважиной(ами) обычно составляет менее 3000 футов. Как правило, это расстояние находится в диапазоне 1000-2000 футов. Уменьшение расстояния Ь между нагнетательной скважиной и связанными с ней эксплуатационными скважинами сокращает время пребывания слабоминерализованной воды в слоях песчаника в пласте.The mutual spatial arrangement of injection and production wells drilled in the formation on land may be different. For example, injection wells may be located around a production well. Alternatively, injection wells may be located in two or more rows, and production wells between these rows. However, regardless of the relative spatial arrangement of the wells, the distance b between the injection well and the associated production well (s) associated with it is typically less than 3,000 feet. Typically, this distance is in the range of 1000-2000 feet. Reducing the distance b between the injection well and associated production wells reduces the residence time of low-saline water in the sandstone layers in the formation.

При морской добыче обычно используют меньше эксплуатационных и нагнетательных скважин, что имеет следствием увеличение расстояния Ь между ними до, например, 3000 футов, в результате чего оператор имеет меньше возможностей контролировать время пребывания 1 слабоминерализованной воды в слоях песчаника в пласте. Поэтому может оказаться необходимым выбор пласта для проведения заводнения слабоминерализованной водой на основе других параметров (одного или более), перечисленных выше.In offshore production, usually fewer production and injection wells are used, which results in an increase in the distance b between them to, for example, 3000 feet, as a result of which the operator has less ability to control the residence time of 1 weakly mineralized water in the sandstone layers in the formation. Therefore, it may be necessary to select a reservoir for flooding with low salinity water based on the other parameters (one or more) listed above.

В различных вариантах осуществления настоящего изобретения предлагаются компьютерные системы и компьютерно-реализуемые способы, которые могут быть использованы для содействия при выполнении заводнения слабоминерализованной водой как описано выше применительно к фиг. 1. С этой целью изобретение может предусматривать использование компьютерной системы, в которой выполняется прогон компонентов программного обеспечения, относящегося к заводнению слабоминерализованной водой (ЗСВ-программ), что позволяет данной системе определять эффективность выполнения заводнения продуктивного пласта слабоминерализованной водой;Various embodiments of the present invention provide computer systems and computer-implemented methods that can be used to assist in performing low-salinity water flooding as described above with respect to FIG. 1. To this end, the invention may include the use of a computer system in which the software components related to low-salinity water flooding (ZSV-programs) are run, which allows this system to determine the effectiveness of performing water flooding of a productive formation with low-saline water;

управлять заводнением продуктивного пласта слабоминерализованной водой;manage waterflooding of the productive formation with low-saline water;

осуществлять предварительную оценку извлечения углеводородов в результате заводнения продуктивного пласта слабоминерализованной водой иcarry out a preliminary assessment of hydrocarbon recovery as a result of waterflooding of the reservoir with weakly saline water and

- 6 027017 определять местоположение эксплуатационных и нагнетательных скважин согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.- 6,027,017 determine the location of production and injection wells according to one embodiment of the present invention.

Компьютерная система может располагаться в центре планирования и управления (который может находиться на значительном расстоянии от продуктивного пласта, в том числе в другой стране).A computer system can be located in the center of planning and management (which can be located at a considerable distance from the reservoir, including in another country).

В альтернативном варианте компьютерная система может представлять собой часть систем управления продуктивным пластом, таких как посты 118 и 122 управления (фиг. 1). ЗСВ-программы могут содержать одно или более приложений, известных специалистам в данной области, и/или включать один или более модулей расширения существующего программного обеспечения. На фиг. 2 приведено схематическое изображение такой компьютерной системы, описываемой ниже. Компьютерная система 200 содержит блок 202 обработки данных, включающий процессор, или центральное процессорное устройство (ЦПУ), 204. ЦПУ 204 соединено с энергозависимой памятью, то есть с оперативным запоминающим устройством (ОЗУ) 206, и с энергонезависимой памятью (например, с жестким диском) 208. ЗСВпрограммы 209, содержащие команды для реализации различных вариантов настоящего изобретения, могут быть записаны в энергонезависимой памяти 208. Кроме того, ЦПУ 204 соединено с пользовательским интерфейсом 210 и сетевым интерфейсом 212. Сетевой интерфейс 212 может быть проводным или беспроводным и соединен с сетью, изображенной в виде облака 214. Таким образом, через сеть 214 блок 202 обработки данных может быть соединен с датчиками, базами данных и другими источниками или приемниками данных.Alternatively, the computer system may be part of reservoir management systems, such as control posts 118 and 122 (FIG. 1). ZVS programs may contain one or more applications known to those skilled in the art and / or include one or more expansion modules of existing software. In FIG. 2 is a schematic representation of such a computer system, described below. The computer system 200 comprises a data processing unit 202 including a processor or central processing unit (CPU), 204. The CPU 204 is connected to a volatile memory, i.e., random access memory (RAM) 206, and to a non-volatile memory (e.g., a hard disk ) 208. ЗСВprograms 209 containing instructions for implementing various variants of the present invention can be stored in non-volatile memory 208. In addition, the CPU 204 is connected to the user interface 210 and the network interface 212. Network interface 212 can be wired or wireless and connected to a network depicted as a cloud 214. Thus, through a network 214, the data processing unit 202 can be connected to sensors, databases, and other data sources or receivers.

В процессе работы в соответствии со стандартными процедурами процессор 204 извлекает и выполняет ЗСВ-программы 209, записанные в энергонезависимой памяти 208.In the process, in accordance with standard procedures, the processor 204 extracts and executes the ZVS programs 209 recorded in the non-volatile memory 208.

В ходе выполнения ЗСВ-программ 209 (при этом компьютерная система производит действия, описанные выше) процессор может временно сохранять данные в энергозависимой памяти 206. Процессор 204 может также принимать (как более подробно описано ниже) через пользовательский интерфейс 210 и сетевой интерфейс 212 данные, требуемые для реализации настоящего изобретения. Например, данные могут вводиться пользователем через пользовательский интерфейс 210 и/или приниматься, например, от телеметрического датчика в эксплуатационной скважине через сеть 214 и/или извлекаться из удаленной базы данных через сеть 214.During the execution of GAC programs 209 (the computer system performs the actions described above), the processor can temporarily store data in volatile memory 206. The processor 204 can also receive (as described in more detail below) through the user interface 210 and network interface 212 data required to implement the present invention. For example, data can be entered by a user through a user interface 210 and / or received, for example, from a telemetry sensor in a production well through a network 214 and / or retrieved from a remote database via a network 214.

Эти данные можно генерировать и/или сохранить различными путями, известными специалистам в данной области. Например, коэффициенты диффузии (описанные ниже) можно определить в лабораторных условиях, исследуя керновые образцы из данного пласта (с помощью хорошо известных процессов). Полученные данные можно передать в блок 202 обработки данных для текущего использования либо сохранить в какой-либо базе данных для последующего извлечения их оттуда блоком 202 по мере необходимости. Альтернативы будут совершенно ясны для специалистов в данной области.This data can be generated and / or stored in various ways known to those skilled in the art. For example, diffusion coefficients (described below) can be determined in the laboratory by examining core samples from a given formation (using well-known processes). The data obtained can be transferred to the data processing unit 202 for current use or stored in a database for subsequent retrieval from there by the unit 202 as necessary. Alternatives will be perfectly clear to those skilled in the art.

Обработав данные, процессор 204 может выдать результат через пользовательский интерфейс 210 либо сетевой интерфейс 212. Если необходимо, этот результат (выходные данные) можно передать через сеть на удаленные терминалы, например на пост управления нагнетательной скважиной. Эти процессы будут совершенно ясны специалистам в данной области и поэтому не рассматриваются подробно в настоящем описании.After processing the data, the processor 204 can output the result through the user interface 210 or the network interface 212. If necessary, this result (output data) can be transmitted via the network to remote terminals, for example, to the injection well control station. These processes will be completely clear to experts in this field and therefore are not considered in detail in the present description.

Ниже описываются примеры компьютерно-реализуемых способов, с помощью которых описанная выше компьютерная система может работать, обеспечивая реализацию различных вариантов осуществления настоящего изобретения. Однако для изложения этих способов в контексте настоящего описания необходимо сначала обратиться к отправной информации, относящейся к диффузии ионов в слабоминерализованную воду, поток которой проходит через пласт.The following describes examples of computer-implemented methods by which the above-described computer system can work, providing the implementation of various embodiments of the present invention. However, to present these methods in the context of the present description, you must first turn to the initial information related to the diffusion of ions into low-mineralized water, the flow of which passes through the reservoir.

Ионы (например, ионы солей) могут диффундировать из слоя глинистой породы в соседний промежуточный слой песчаника относительно медленно, что сравнимо с типичным временем пребывания 1 слабоминерализованной воды в слоях песчаника в пласте. Поэтому градиент концентрации и, следовательно, направление диффузии в этих слоях можно считать по существу перпендикулярными границе раздела глинистой породы и песчаника, в связи с чем эту диффузию можно рассматривать как одномерную.Ions (for example, salt ions) can diffuse relatively slowly from the clay rock layer to the adjacent intermediate sandstone layer, which is comparable to the typical residence time of 1 weakly mineralized water in the sandstone layers in the formation. Therefore, the concentration gradient and, therefore, the direction of diffusion in these layers can be considered essentially perpendicular to the boundary between the clay and sandstone, and therefore this diffusion can be considered as one-dimensional.

Кроме того, можно считать, что слои глинистой породы имеют достаточные размеры и содержат ионы в достаточно высокой концентрации, чтобы их можно было моделировать как неограниченный источник ионов. Другими словами, оторочка слабоминерализованной воды составляет лишь небольшую долю объема реликтовой воды в слоях глинистой породы. Отсюда следует, что концентрацию ионов на границе между глинистой породой и песчаником можно считать постоянной.In addition, it can be assumed that the clay rock layers are of sufficient size and contain ions in a sufficiently high concentration so that they can be modeled as an unlimited source of ions. In other words, the rim of weakly mineralized water makes up only a small fraction of the volume of relict water in clay layers. It follows that the concentration of ions at the boundary between the clay rock and sandstone can be considered constant.

Наконец, слой песчаника можно рассматривать как полубесконечную среду. Это означает, что часть рассматриваемого слоя ограничена с одной стороны глинистой породой, но простирается от этой границы в бесконечность. Данное допущение является аппроксимацией, поскольку слой песчаника будет ограничен и с другой стороны (скорее всего, другим слоем глинистой породы), но оно применимо для данных примеров.Finally, a sandstone layer can be considered as a semi-infinite medium. This means that part of the layer under consideration is bounded on one side by clay rock, but extends from this boundary to infinity. This assumption is an approximation, since the sandstone layer will be limited on the other hand (most likely, by another clay layer), but it is applicable for these examples.

Аналитическое выражение для одномерной диффузии ионов из источника постоянного состава в полубесконечную пористую среду с низкой проницаемостью (например, из глинистой породы в песчаник) дается следующим решением одномерного уравнения в соответствии с законом Фика:The analytical expression for the one-dimensional diffusion of ions from a source of constant composition into a semi-infinite porous medium with low permeability (for example, from clay rock to sandstone) is given by the following solution of the one-dimensional equation in accordance with Fick's law:

- 7 027017- 7 027017

Ζ (1) где ζ - расстояние (глубина) внутри песчаника, измеренная от поверхности раздела песчаника и глинистой породы,Ζ (1) where ζ is the distance (depth) inside the sandstone, measured from the interface of sandstone and clay rock,

С_о - концентрация ионов при ζ = 0 (то есть концентрация в слое глинистой породы),With _{about the} concentration of ions at ζ = 0 (that is, the concentration in the layer of clay rock),

1)_а - наблюдаемая диффузивность (диффузионная способность) ионов внутри песчаника, ΐ- время и1) _a is the observed diffusivity (diffusion capacity) of ions inside the sandstone, ΐ is the time and

С^) - концентрация диффундирующих ионов в пористой среде на глубине ζ.C ^) is the concentration of diffusing ions in a porous medium at a depth of ζ.

На фиг. 3 показан график зависимости С^)/С_о ОТ расстояния (ζ). График содержит пять кривых, каждая из которых построена с использованием разных значений 2^Ό_αΐ. Как следует из фиг. 3, концентрация уменьшается с глубиной. Кроме того, диффузия возрастает с увеличением времени пребывания (пропорционально Ь/ν).In FIG. Figure 3 shows a graph of the dependence C ^) / C _{o from the} distance (ζ). The graph contains five curves, each of which is constructed using different values 2 ^ Ό _α ΐ. As follows from FIG. 3, the concentration decreases with depth. In addition, diffusion increases with increasing residence time (proportional to b / v).

Можно видеть, что для сведения к минимуму степени диффузии требуется сократить время пребывания ΐ. Отсюда следует, что необходимо использовать небольшое междускважинное расстояние Г и высокую поверхностную скорость ν. Однако достигнуть этого может быть затруднительно как по экономическим, так и по техническим причинам. Например, на морских промысловых участках затраты на бурение дополнительных скважин с целью сокращения расстояния между ними могут быть чрезмерно велики. Для преодоления этих проблем желательно иметь возможность выявления условий, при которых будет эффективным заводнение слабоминерализованной водой, и определения эффективности такого заводнения, которое могло бы выполняться при этих условиях.It can be seen that in order to minimize the degree of diffusion, it is necessary to reduce the residence time ΐ. It follows that it is necessary to use a small interwell distance Г and a high surface velocity ν. However, this can be difficult to achieve for both economic and technical reasons. For example, in offshore fishing areas, the cost of drilling additional wells to reduce the distance between them may be excessively high. To overcome these problems, it is desirable to be able to identify the conditions under which water flooding with low salinity water will be effective, and determine the effectiveness of such water flooding that could be carried out under these conditions.

Из уравнения (1) следует, что при ζ =2^Ό_αΐ отношение концентраций (С/С_о) имеет значение, равное приблизительно 0,16. Следовательно, расстояние ά = 2^Ό_αΐ можно рассматривать как глубину проникновения (ά), представляющую собой зависящее от времени расстояние, в пределах которого присутствует 87% диффундирующих ионов. Поскольку время пребывания ΐ принимает значение Ь/ν, где Г и ν соответственно расстояние между скважинами и поверхностная скорость заводнения, то глубину проникновения ά можно представить в видеFrom equation (1) it follows that for ζ = 2 ^ Ό _α ΐ the concentration ratio (C / C _o ) has a value equal to approximately 0.16. Therefore, the distance ά = 2 ^ Ό _α ΐ can be considered as the penetration depth (ά), which is a time-dependent distance within which 87% of diffusing ions are present. Since the residence time ΐ takes the value b / ν, where Γ and ν are, respectively, the distance between the wells and the surface waterflooding rate, the penetration depth ά can be represented as

Для вычисления количественного показателя эффективности заводнения слабоминерализованной водой можно использовать глубину проникновения и вычислить с ее помощью толщину х граничного слоя. Этот граничный слой представляет собой участок каждого слоя песчаника, на который оказывает сильное влияние диффузия ионов из окружающих слоев глинистой породы. Предполагается, что внутри граничного слоя не имеет места увеличение нефтеотдачи (то есть оттуда невозможно извлечь дополнительное количество нефти сравнительно с заводнением сильноминерализованной водой). Напротив, вне граничного слоя диффузия ионов, как предполагается, не влияет на заводнение слабоминерализованной водой.To calculate a quantitative indicator of the effectiveness of flooding with weakly mineralized water, you can use the penetration depth and calculate with it the thickness x of the boundary layer. This boundary layer is a section of each sandstone layer, which is strongly influenced by the diffusion of ions from the surrounding layers of clay rock. It is assumed that there is no increase in oil recovery inside the boundary layer (that is, it is impossible to extract additional oil from there compared to flooding with highly mineralized water). On the contrary, outside the boundary layer, ion diffusion is not supposed to affect the flooding of weakly mineralized water.

Очевидно, что толщина граничного слоя возрастает с увеличением расстояния от нагнетательной скважины. Эта толщина будет фактически равна нулю возле нагнетательной скважины (поскольку там ионы не имеют возможности диффундировать в слабоминерализованную воду). В отличие от этого возле эксплуатационной скважины толщина граничного слоя будет максимальной. Среднюю толщину граничного слоя (х) можно вычислить из глубины проникновения (ά), полученной из уравнения (2), как:Obviously, the thickness of the boundary layer increases with increasing distance from the injection well. This thickness will actually be zero near the injection well (since there the ions do not have the ability to diffuse into the low-mineralized water). In contrast, near the production well, the boundary layer thickness will be maximum. The average thickness of the boundary layer (x) can be calculated from the penetration depth (ά) obtained from equation (2), as:

χ-Αά- 2А.χ-Αά- 2A.

(3)(3)

В уравнении (3) эмпирическую константу А можно изменять для приведения уравнения в соответствие с рассматриваемым случаем, а 1)_а и Г являются известными и относительно постоянными величинами. Скорость ν может служить мерой поверхностной скорости в пласте, однако это не является необходимым условием, и может быть использована любая подходящая мера скорости. Граничные слои обычно находятся на самом верху и в самом низу слоя песчаника, залегающего между слоями глинистой породы.In equation (3), the empirical constant A can be changed to bring the equation into line with the case in question, and 1) _a and Γ are known and relatively constant values. The velocity ν can serve as a measure of the surface velocity in the formation, however, this is not a necessary condition, and any suitable measure of velocity can be used. The boundary layers are usually located at the very top and at the very bottom of the sandstone layer lying between the layers of clay rock.

Как правило, А имеет значение 0,5 (в допущении, что толщина граничного слоя равномерно увеличивается от нагнетательной к эксплуатационной скважине), но можно использовать и другие значения. Например, если обнаружено, что на какой-то конкретный пласт оказывает сильное влияние диффузия ионов или что концентрация ионов в слоях глинистой породы необычно высока, то значение А может быть увеличено, например до 1 или 2. Подходящие значения А могут быть эмпирически найдены специалистом в данной области, например путем сравнения результатов конечно-разностного гидродинамического моделирования с результатами, полученными на основе настоящего изобретения.As a rule, A has a value of 0.5 (assuming that the thickness of the boundary layer increases uniformly from the injection to the production well), but other values can be used. For example, if it is discovered that ion diffusion has a strong influence on a particular formation or that the concentration of ions in clay layers is unusually high, then the value of A can be increased, for example, to 1 or 2. Suitable values of A can be empirically found by a specialist in this area, for example, by comparing the results of finite-difference hydrodynamic modeling with the results obtained on the basis of the present invention.

Поверхностную скорость ν можно варьировать путем изменения давления закачки, поэтому значение ν, используемое в данном уравнении, можно варьировать в зависимости от других факторов. Например, максимальная поверхностная скорость, которую можно использовать в пласте, может быть ограничена значением, приемлемым с экономической точки зрения, или, например, максимальным давлением закачки, которое можно использовать, не вызывая гидравлического разрыва пласта. В некоторых вариан- 8 027017 тах осуществления настоящего изобретения поверхностная скорость ν, используемая в уравнении (3), может быть задана как доля/процент от максимального значения (например, 80% от максимального значения). Различные способы определения ν будут очевидны для специалистов в данной области, и любой из них может быть использован в пределах объема настоящего изобретения.The surface velocity ν can be varied by changing the injection pressure; therefore, the value of ν used in this equation can be varied depending on other factors. For example, the maximum surface velocity that can be used in the formation can be limited by a value that is economically acceptable, or, for example, by the maximum injection pressure that can be used without causing hydraulic fracturing. In some embodiments of the present invention, the surface velocity ν used in equation (3) can be specified as a fraction / percent of the maximum value (for example, 80% of the maximum value). Various methods for determining ν will be apparent to those skilled in the art, and any of them may be used within the scope of the present invention.

Например, если Р составляет 2000 футов, ν - 1 фут/сутки и 1>, - 1,33 х 10^-9 м²/с (подходящее значение для №С1 в песчанике), то при А = 0,5 средняя толщина граничного слоя равна приблизительно 0,5 м (1,5 фута).For example, if P is 2,000 feet, ν is 1 foot / day and 1> is 1.33 x 10 ^-9 m ² / s (suitable for No. C1 in sandstone), then at A = 0.5 the average thickness of the boundary layer is approximately 0.5 m (1.5 ft).

Эффективность заводнения слабоминерализованной водой можно вычислить с помощью коэффициента диффузионного ухудшения (Р) для данного пласта. Коэффициент диффузионного ухудшения в целом можно рассматривать как отношение дополнительного количества извлекаемой нефти, когда диффузия принимается во внимание, к дополнительному количеству извлекаемой нефти, когда диффузия ионов не берется в расчет. Дополнительное количество нефти здесь представляет собой нефть, извлекаемую в результате заводнения слабоминерализованной водой сравнительно с предшествующим заводнением сильноминерализованной водой.The waterflooding efficiency of low-saline water can be calculated using the diffusion deterioration coefficient (P) for a given formation. The diffusion deterioration coefficient as a whole can be considered as the ratio of the additional amount of recoverable oil, when diffusion is taken into account, to the additional amount of recoverable oil, when ion diffusion is not taken into account. An additional amount of oil here is oil recovered as a result of flooding with weakly mineralized water compared to previous flooding with highly mineralized water.

Один из способов вычисления этого коэффициента диффузионного ухудшения заключается в сравнении общей толщины слоев пласта, не являющихся граничными, с общей толщиной слоев песчаника. Математически это можно представить как:One way to calculate this diffusion deterioration coefficient is to compare the total thickness of the non-boundary layer layers with the total thickness of the sandstone layers. Mathematically, this can be represented as:

где - толщина слоя (каждый слой имеет индекс п), а х - средняя толщина граничного слоя, вычисленная выше (коэффициент 2 вводится в связи с наличием двух граничных слоев у слоя песчаника).where is the thickness of the layer (each layer has an index n), and x is the average thickness of the boundary layer calculated above (coefficient 2 is introduced in connection with the presence of two boundary layers in the sandstone layer).

Уравнение (4) упрощается до выражения:Equation (4) is simplified to the expression:

^2Х (5) ^2X (5)

С = 1где Н - среднеарифметическое значение толщины слоев песчаника:C = 1 where H is the arithmetic mean of the thickness of the sandstone layers:

^п (6) ⁿ (6)

В этом уравнении предполагается, что внутри граничных слоев не имеет места увеличение нефтеотдачи в результате заводнения слабоминерализованной водой, тогда как вне этих слоев диффузия солей не влияет на увеличение нефтеотдачи. Уравнения (4) и (5) выражают в неявном виде отрицательный вклад в увеличение нефтеотдачи при заводнении слабоминерализованной водой в присутствии диффузии, когда < 2х. Это может привести к заниженной оценке коэффициента Р диффузионного ухудшения. Следовательно, уравнение (4) можно изменить, например, таким образом, что оно будет применимо только для \\„ > 2х.This equation assumes that within the boundary layers there is no increase in oil recovery as a result of flooding with weakly mineralized water, while outside these layers the diffusion of salts does not affect the increase in oil recovery. Equations (4) and (5) implicitly express the negative contribution to the increase in oil recovery during flooding with weakly mineralized water in the presence of diffusion, when <2x. This can lead to an underestimation of the diffusion deterioration coefficient P. Therefore, equation (4) can be changed, for example, in such a way that it will be applicable only for \\ „> 2x.

Ниже описывается, со ссылками на фиг. 4 компьютерно-реализуемый способ оценки эффективности выполнения заводнения слабоминерализованной водой согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Описанные ниже операции (шаги) могут производиться процессором 204, выполняющим ЗСВ-программы 209, как описано выше применительно к фиг. 2. В приведенном ниже описании предполагается, что все шаги, требуемые для приведения компьютерной системы 200 в начальное состояние и для извлечения ЗСВ-программ, были выполнены до запуска последовательности реализации способа, описанной ниже начиная с шага 402.Below, with reference to FIG. 4 is a computer-implemented method for evaluating the effectiveness of performing flooding with low salinity water according to one embodiment of the present invention. The operations (steps) described below may be performed by a processor 204 executing the ZVS programs 209, as described above with respect to FIG. 2. In the description below, it is assumed that all the steps required to bring the computer system 200 to its initial state and to extract the ZVS programs were performed before starting the sequence of the method described below starting from step 402.

На шаге 402 процессор получает данные, показывающие значения для междускважинного расстояния (Ζ), коэффициента диффузии (Э_а), поверхностной скорости (ν) и толщины (\\„) слоев песчаника в пласте.At step 402, the processor receives data showing values for the inter-well spacing (Ζ), diffusion coefficient (E _a ), surface velocity (ν), and thickness (\\ „) of sandstone layers in the formation.

Как следует из фиг. 1, каждый слой имеет толщину А_п, где п - индекс слоя (на фиг. 1 показано три слоя, поэтому п = 1, 2 или 3). Кроме того, на фиг. 1 показано, что слои могут иметь изменяющуюся толщину. Следовательно, данные для какого-либо слоя с изменяющейся толщиной можно получить, вычислив, например, среднюю или минимальную толщину этого слоя (специалисты в данной области могут предложить и другие возможности).As follows from FIG. 1, each layer has a thickness A _p , where n is the layer index (in Fig. 1 three layers are shown, therefore n = 1, 2 or 3). In addition, in FIG. 1 shows that the layers may have a varying thickness. Therefore, data for any layer with varying thickness can be obtained by calculating, for example, the average or minimum thickness of this layer (specialists in this field can offer other possibilities).

Вышеупомянутые данные могут быть получены через интерфейсы 210 или 212 (фиг. 2). Эти данные можно получить из нескольких источников, в том числе из геологической модели пласта, керновых образцов, систем поиска баз данных и т.д. Возможные источники таких данных будут очевидны для специалистов в данной области.The above data may be obtained via interfaces 210 or 212 (FIG. 2). These data can be obtained from several sources, including the geological model of the reservoir, core samples, database search systems, etc. Possible sources of such data will be apparent to those skilled in the art.

На шаге 404 процессор 204 вычисляет значение расстояния диффузии ионов (х) из 1)_а, Ρ, ν и А. Значение расстояния диффузии ионов может быть равно, как в данном примере осуществления, средней толщине граничного слоя. Следовательно, это вычисление может быть выполнено с помощью уравнения (3), приведенного выше и повторяемого здесь:At step 404, the processor 204 calculates the ion diffusion distance (x) from 1) _a , Ρ, ν and A. The ion diffusion distance can be equal, as in this embodiment, to the average thickness of the boundary layer. Therefore, this calculation can be performed using equation (3) above and repeated here:

Г5Т _G5T _

На шаге 406 процессор 204 вычисляет среднеарифметическое значение толщины (обозначенное через Н) слоев песчаника с помощью повторяемого здесь уравнения (6):At step 406, the processor 204 calculates the arithmetic mean of the thickness (indicated by H) of the sandstone layers using equation (6) repeated here:

- 9 027017 = (6) η- 9 027017 = (6) η

На шаге 408 процессор 204 вычисляет коэффициент диффузионного ухудшения (Р) из Н и х с помощью повторяемого здесь уравнения (5):At step 408, the processor 204 calculates a diffusion deterioration coefficient (P) from H and x using equation (5) repeated here:

(5)(5)

Г = 1-А нG = 1-A n

Коэффициент Р диффузионного ухудшения можно использовать различным образом. Во-первых, на шаге 410 коэффициент Р может быть использован для получения предварительной оценки извлечения нефти из продуктивного пласта. Это можно осуществить с помощью процессора 204 либо путем ввода коэффициента Р в систему, выполняющую построение геологической модели пласта и используемую для получения предварительной оценки извлечения нефти. Одним из примеров такого использования может быть умножение на этот коэффициент Р полученной предварительной оценки дополнительного количества нефти, извлекаемого в результате заводнения слабоминерализованной водой, однако для специалистов в данной области будут очевидны и альтернативные способы.The diffusion deterioration coefficient P can be used in various ways. First, in step 410, the P coefficient can be used to obtain a preliminary estimate of oil recovery from the reservoir. This can be done using processor 204 or by entering the P coefficient into a system that builds a geological model of the formation and is used to obtain a preliminary estimate of oil recovery. One example of such use can be multiplication by this coefficient P of the obtained preliminary estimate of the additional amount of oil recovered as a result of flooding with weakly mineralized water, however, alternative methods will be obvious to specialists in this field.

Второй вариант использования коэффициента диффузионного ухудшения представлен шагами 412418. На шаге 412 коэффициент Р сравнивается с некоторым пороговым значением. Это пороговое значение может быть предварительно заданным и находиться, например, в диапазоне 0,5-0,9, в предпочтительном варианте - в диапазоне 0,6-0,8. На основе этого сравнения можно сделать вывод о том, следует ли проводить заводнение слабоминерализованной водой.A second use case for the diffusion deterioration coefficient is represented by steps 412418. In step 412, the coefficient P is compared with a certain threshold value. This threshold value can be predefined and can be, for example, in the range of 0.5-0.9, in the preferred embodiment, in the range of 0.6-0.8. Based on this comparison, it can be concluded whether flooding with low-saline water should be carried out.

Таким образом, на шаге 414 определяется, превышает ли Р пороговое значение. Если да, то это принимается в качестве указания на необходимость проведения заводнения слабоминерализованной водой. В противном случае (если Р ниже порогового значения) заводнение слабоминерализованной водой не проводится.Thus, in step 414, it is determined whether P exceeds a threshold value. If yes, then this is taken as an indication of the need for low-salinity water flooding. Otherwise (if P is below the threshold value), low-salinity water flooding is not carried out.

В описанном выше способе значение расстояния диффузии ионов (х) может быть вычислено на шаге 404 из 14, и 1. В этом случае на шаге 402 процессор может получить значение ΐ вместо значений Р и ν. Аналогичным образом, хотя выше описывалось вычисление процессором 204 среднеарифметического значения толщины слоя (Н) в пласте из значений толщины отдельных слоев, ясно, что это значение может быть передано непосредственно в процессор.In the method described above, the ion diffusion distance (x) can be calculated in step 404 of 14, and 1. In this case, in step 402, the processor can obtain the value ΐ instead of the values of P and ν. Similarly, although the calculation by the processor 204 of the arithmetic mean of the layer thickness (H) in the formation from the thickness values of the individual layers has been described above, it is clear that this value can be transmitted directly to the processor.

Описанный выше способ применим в некоторых пластах, где Р = 2000 футов, ν = 1 фут/сутки, Э_а =1,33 х 10^-9 м² с и А = 0,5. Отсюда можно вычислить значение х, которое составит 0,48 м. С помощью уравнения (5) можно вычислить коэффициент Р диффузионного ухудшения для ряда различных пластов с разной толщиной слоев. Результаты, полученные для ряда пластов, сравнивались с подробными конечно-разностными гидродинамическими моделями, выполненными с помощью программы, моделирующей влияние заводнения слабоминерализованной водой и диффузии солей на нефтеотдачу. Эти результаты показаны на фиг. 7. В данном примере наилучшее совпадение между описываемым способом и гидродинамической моделью пласта было получено при использовании по умолчанию значения А = 0,5.The method described above is applicable in some formations, where P = 2000 feet, ν = 1 foot / day, E _a = 1.33 x 10 ^-9 m ² s and A = 0.5. From here one can calculate the value of x, which will be 0.48 m. Using equation (5), one can calculate the diffusion deterioration coefficient P for a number of different formations with different layer thicknesses. The results obtained for a number of formations were compared with detailed finite-difference hydrodynamic models performed using a program simulating the effect of water flooding with weakly mineralized water and salt diffusion on oil recovery. These results are shown in FIG. 7. In this example, the best match between the described method and the reservoir hydrodynamic model was obtained using the default value A = 0.5.

Наряду с определением коэффициента Р диффузионного ухудшения, можно использовать толщину граничного слоя (х) с целью вычисления целевой, или пороговой, поверхностной скорости для заводнения слабоминерализованной водой. Это может быть полезным, поскольку, как упоминалось выше, поверхностную скорость заводнения можно варьировать, изменяя, например, давление закачки, и, следовательно, обеспечив достижение целевой, или минимальной пороговой, скорости, можно гарантировать эффективность проведения заводнения слабоминерализованной водой.Along with determining the coefficient P of diffusion deterioration, the thickness of the boundary layer (x) can be used to calculate the target, or threshold, surface velocity for flooding with weakly mineralized water. This can be useful, since, as mentioned above, the surface waterflooding rate can be varied by changing, for example, the injection pressure, and, therefore, ensuring the achievement of the target or minimum threshold speed, it is possible to guarantee the effectiveness of waterflooding with low-saline water.

Прежде всего, комбинируя повторяемые здесь уравнения (3) и (5)First of all, combining equations (3) and (5) repeated here

можно получить зависимость между поверхностной скоростью ν и коэффициентом Р, а именно:we can obtain the relationship between the surface velocity ν and the coefficient P, namely:

(7) (8)(7) (8)

Уравнение (7) может быть преобразовано в уравнение (8):Equation (7) can be converted into equation (8):

Необходимо обеспечить достаточно высокую скорость для поддержания коэффициента Р на уровне значения, приблизительно равного требуемому целевому или предельному значению либо превышающего последнее. Следовательно, принимая Р_1агде1 в качестве целевого значения коэффициента Р диффузионного ухудшения, можно получить целевую скорость ^_агде1 в виде:It is necessary to provide a sufficiently high speed to maintain the coefficient P at a value approximately equal to the desired target or limit value or exceeding the latter. Consequently, taking P _{1 argde1} as the target value of the diffusion deterioration coefficient P, we can obtain the target velocity ^ _agde1 in the form:

После этого можно использовать целевую скорость м_|агце| для управления нагнетательной скважиной, обеспечивая поддержание поверхностной скорости заводнения на уровне значения, приблизительноAfter that, you can use the target speed m _| to control the injection well, maintaining the surface water flooding rate at a value of approximately

- 10 027017 равного целевому значению или превышающего последнее. Различные способы достижения этого будут очевидны для специалистов в данной области. Например, поверхностную скорость можно удерживать в пределах заданного диапазона, где она будет приблизительно равна целевой скорости ν_ΐΗΓ§6ι или будет превышать последнюю. В альтернативном варианте можно контролировать поверхностную скорость таким образом, чтобы она всегда превышала целевую скорость т,._1Где1, а максимальная скорость определялась по мере необходимости другими факторами.- 10 027017 equal to the target value or exceeding the last. Various ways of achieving this will be apparent to those skilled in the art. For example, the surface velocity can be kept within a given range, where it will be approximately equal to the target velocity ν _ΐΗΓ§6 ι or will exceed the latter. Alternatively, you can control the surface speed so that it always exceeds the target speed t ,. _1Gde1 , and the maximum speed was determined as necessary by other factors.

Как упоминалось выше, коэффициент Р диффузионного ухудшения представляет собой отношение дополнительного количества нефти, извлекаемой в результате заводнения слабоминерализованной водой, когда диффузия принимается во внимание, к дополнительному количеству извлекаемой нефти, когда диффузия ионов не берется в расчет. Как таковой, он представляет собой меру потенциального успеха заводнения. Следовательно, целевое значение коэффициента диффузионного ухудшения можно использовать как минимально приемлемое или идеальное значение, которое должно быть достигнуто для успешного проведения заводнения (оцениваемое с практической точки зрения, например в смысле наличия слабоминерализованной воды, или по экономическим показателям). Поэтому поддержание скорости заводнения на уровне значения, приблизительно равного целевому значению или превышающего последнее, обеспечит эффективность заводнения, в той же мере соответствующую целевому значению или превышающую его.As mentioned above, the diffusion deterioration coefficient P is the ratio of the additional amount of oil recovered as a result of low-salinity water flooding when diffusion is taken into account to the additional amount of recovered oil when ion diffusion is not taken into account. As such, it represents a measure of the potential success of waterflooding. Consequently, the target value of the coefficient of diffusion deterioration can be used as the minimum acceptable or ideal value that must be achieved for successful waterflooding (evaluated from a practical point of view, for example, in the sense of low salinity water or economic indicators). Therefore, maintaining a waterflooding rate at a value approximately equal to or greater than the target value will provide a waterflooding efficiency that is equally consistent with or greater than the target value.

Ниже описывается со ссылками на фиг. 5 компьютерно-реализуемый способ управления заводнением слабоминерализованной водой согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения. Как упоминалось выше применительно к фиг. 4, описанные ниже операции (шаги) могут производиться процессором 204, выполняющим ЗСВ-программы 209.Below is described with reference to FIG. 5, a computer-implemented method for controlling low-salinity water flooding according to one embodiment of the present invention. As mentioned above with respect to FIG. 4, the operations (steps) described below may be performed by a processor 204 executing the ZVS programs 209.

На шаге 502 процессор получает данные, показывающие значения для междускважинного расстояния (Ь), коэффициента диффузии (Р)_а), средней толщины слоя (Н), константы (А) и целевого коэффициента диффузионного ухудшения (Ρ_ΐαΓ§βΐ)· Как упоминалось выше, средняя толщина слоя (Н) может быть получена непосредственно или вычислена из значений толщины отдельных слоев (^_п).At step 502, the processor receives data showing values for the inter-wellbore distance (b), diffusion coefficient (P) _a ), average layer thickness (H), constant (A), and target diffusion deterioration coefficient (Ρ _ΐαΓ§β ΐ) · As mentioned above, the average layer thickness (H) can be obtained directly or calculated from the thicknesses of the individual layers (^ _n ).

На шаге 504 процессор 204 вычисляет целевую поверхностную скорость (у_1агде1) из Э_а, Р, Н и Р_1агде1. Это может быть сделано с помощью уравнения (8).At step 504, the processor 204 calculates a target speed of the surface (y _1agde1) of E _and, F, H and P _1agde1. This can be done using equation (8).

После этого целевая поверхностная скорость может быть использована для управления давлением закачки в нагнетательной скважине и, следовательно, управления поверхностной скоростью заводнения внутри пласта. Соответственно на шаге 506 процессор 204 может передать показание для целевой поверхностной скорости в нагнетательную скважину через интерфейс 212.After that, the target surface velocity can be used to control the injection pressure in the injection well and, therefore, control the surface waterflooding rate inside the reservoir. Accordingly, at step 506, the processor 204 may transmit an indication for the target surface velocity to the injection well via interface 212.

Затем на шаге 508 системы управления в нагнетательной скважине осуществляют управление последней для поддержания поверхностной скорости заводнения на соответствующем уровне, имея в качестве ориентира целевую поверхностную скорость. Различные способы достижения этого будут очевидны для специалистов в данной области. Например, среднюю поверхностную скорость закачиваемого флюида можно удерживать на уровне целевой поверхностной скорости или на более высоком уровне.Then, at step 508, the control systems in the injection well control the latter to maintain the surface waterflood speed at an appropriate level, having the target surface speed as a guide. Various ways of achieving this will be apparent to those skilled in the art. For example, the average surface velocity of the injected fluid can be kept at the target surface velocity or at a higher level.

В заключение описывается со ссылками на фиг. 6 компьютерно-реализуемый способ определения местоположения эксплуатационных и нагнетательных скважин согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.Finally, described with reference to FIG. 6, a computer-implemented method for determining the location of production and injection wells according to one embodiment of the present invention.

Как упоминалось выше со ссылками на уравнения (8) и (8а), целевую поверхностную скорость можно получить теоретическим путем из формул. Уравнение (8) может быть преобразовано для получения целевого междускважинного расстояния следующим образом:As mentioned above with reference to equations (8) and (8a), the target surface velocity can be obtained theoretically from the formulas. Equation (8) can be converted to obtain the target interwell distance as follows:

16£>„/Г что дает целевое расстояние в следующем виде:16 £> „/ Г which gives the target distance in the following form:

(9)(nine)

Это целевое расстояние можно вычислить, как упоминалось выше, из среднего значения поверхностной скорости (ν).This target distance can be calculated, as mentioned above, from the average surface velocity (ν).

Поэтому на шаге 602 (фиг. 6) процессор 204 получает данные, показывающие значения для коэффициента диффузии (Э_а), поверхностной скорости (ν), средней толщины слоя (Н), константы (А) и целевого коэффициента диффузионного ухудшения (Ры-да). Средняя толщина слоя (Н) может быть получена непосредственно или вычислена из значений толщины отдельных слоев (^_п).Therefore, at step 602 (FIG. 6), the processor 204 receives data showing values for the diffusion coefficient (E _a ), surface velocity (ν), average layer thickness (H), constant (A), and target diffusion deterioration coefficient (Ryda ) The average thickness of the layer (H) can be obtained directly or calculated from the values of the thickness of the individual layers (^ _n ).

С помощью уравнения (9) процессор 204 получает из этих значений целевое междускважинное расстояние (Нщг^Э. Это расстояние, будучи целевым, может представлять собой максимальное значение расстояния между скважинами или центральную точку требуемого диапазона последнего (например, Р_!агде! ± 10%).Using equation (9), the processor 204 obtains from these values the target inter-well spacing (H ^ r ^ E. This distance, being the target, can be the maximum value of the distance between the wells or the central point of the desired range of the latter (for example, P _{! Agde!} ± 10% )

На шаге 606 процессор 204 может выдать на выходе значение целевого междускважинного расстояния. Аналогично описанному выше значение может быть выведено через интерфейсы 210 и 212. В альтернативном варианте значение Р может быть использовано процессором 204 непосредственным образом.At step 606, the processor 204 may output a target interwell distance value. Similarly to the above, the value can be output via the interfaces 210 and 212. Alternatively, the value of P can be used directly by the processor 204.

- 11 027017- 11 027017

Наконец, на шаге 608 целевое междускважинное расстояние (Ба^ег) используется для определения местоположения скважин, пробуренных в пласте. Эти скважины могут располагаться таким образом, что междускважинное расстояние имеет значение меньше целевого или находится в заданных пределах относительно последнего. Точный механизм определения местоположения скважин, который необходимо использовать, будет зависеть от ряда других факторов, однако целевое междускважинное расстояние можно рассматривать как ориентир, позволяющий включить заводнение слабоминерализованной водой в число возможных решений, когда скважины находятся в эксплуатации (по причинам, указанным выше). Этот шаг может быть выполнен процессором 204, однако его также может выполнить отдельная система обработки данных, имеющая в качестве задачи определение местоположения скважин.Finally, in step 608, the target wellbore distance (Ba ^ eg) is used to locate the wells drilled in the formation. These wells can be located in such a way that the interwell distance is less than the target or within specified limits relative to the latter. The exact mechanism for determining the location of wells that must be used will depend on a number of other factors, however, the target inter-well spacing can be considered as a guideline, allowing to include flooding with weakly saline water in the number of possible solutions when the wells are in operation (for the reasons mentioned above). This step can be performed by the processor 204, however, it can also be performed by a separate data processing system having, as a task, the location of wells.

В представленных выше вариантах осуществления настоящего изобретения указывалось, что вычисления выполняются блоком 202 обработки данных, но это не является необходимым условием. Аналогичным образом, хотя блок обработки данных описан как единственное и независимое устройство, может быть реализована другая конфигурация, где, например, функции блока обработки данных будут возложены на любой другой компонент системы или распределены между рядом таких компонентов. ЗСВ-программы описаны как хранящиеся в памяти 208, однако в альтернативном варианте эти программные компоненты могут быть получены через сетевой интерфейс 212 (например, из удаленной базы данных). Выходные данные могут поступать в различные другие компоненты системы, например в устройство управления скважиной.In the above embodiments, the implementation of the present invention indicated that the calculations are performed by the data processing unit 202, but this is not a necessary condition. Similarly, although the data processing unit is described as a single and independent device, another configuration may be implemented where, for example, the functions of the data processing unit will be assigned to any other system component or distributed among a number of such components. ZVS programs are described as being stored in memory 208, however, in an alternative embodiment, these program components can be obtained via network interface 212 (for example, from a remote database). The output can go to various other components of the system, for example, to a well control device.

Механизмы реализации таких конфигураций хорошо известны специалистам в данной области.The mechanisms for implementing such configurations are well known to those skilled in the art.

Дополнения и модификацииAdditions and Modifications

В то время как представленные выше варианты осуществления были описаны с привлечением коэффициента Р диффузионного ухудшения, определяющего отношение количеств извлекаемой нефти с учетом и без учета диффузии, ясно, что может быть использован и альтернативный коэффициент диффузионных потерь (О), определяющий отношение потерянной нефти к общему количеству извлекаемой нефти. Следовательно, этот коэффициент можно определить как О = 1 - Р = 2х/Н. Очевидно, что О и Р связаны очень простым образом, и специалисты в данной области не будут испытывать никаких трудностей в использовании любого из них в пределах объема настоящего изобретения.While the above embodiments have been described using diffusion deterioration coefficient P, which determines the ratio of recoverable oil with and without diffusion, it is clear that an alternative diffusion loss coefficient (O) can be used, which determines the ratio of lost oil to total amount of recoverable oil. Therefore, this coefficient can be defined as O = 1 - P = 2x / N. Obviously, O and P are connected in a very simple way, and those skilled in the art will not experience any difficulty in using any of them within the scope of the present invention.

Хотя выше был описан один способ определения и использования толщины граничного слоя, в пределах объема настоящего изобретения рассматриваются и другие возможности.Although one method has been described above for determining and using the thickness of the boundary layer, other possibilities are contemplated within the scope of the present invention.

Например, можно классифицировать слои как краевые зоны или осевые зоны. Это можно сделать, используя толщину граничных слоев. Например, краевые зоны могут означать перемежающиеся слои песчаника и глинистой породы, где на слои песчаника оказывает сильное влияние диффузия ионов солей, и, с учетом вышесказанного, могут быть охарактеризованы как слои, имеющие толщину, которая сравнима с удвоенной толщиной х граничного слоя (что означает, что весь слой песчаника определяется как граничный) или меньше этой величины. В отличие от этого осевые зоны представляют собой перемежающиеся слои песчаника, имеющие толщину, превышающую четырехкратную толщину х граничного слоя. Пороговое значение (вышеупомянутое 4х), использованное для классификации этих слоев, можно заменить другими значениями, например 5х или 6х. После классификации слоев можно определить коэффициент диффузионного ухудшения, исходя из отношения совокупной толщины толстых (осевых) слоев к общей толщине всех слоев.For example, you can classify layers as edge zones or axial zones. This can be done using the thickness of the boundary layers. For example, edge zones can mean alternating layers of sandstone and clay, where the diffusion of salt ions has a strong influence on the sandstone layers, and, taking into account the above, can be characterized as layers having a thickness that is comparable to twice the thickness x of the boundary layer (which means that the entire sandstone layer is defined as boundary) or less than this value. In contrast, the axial zones are alternating sandstone layers having a thickness exceeding four times the thickness x of the boundary layer. The threshold value (the aforementioned 4x) used to classify these layers can be replaced by other values, for example 5x or 6x. After classifying the layers, one can determine the coefficient of diffusion deterioration based on the ratio of the total thickness of the thick (axial) layers to the total thickness of all layers.

Ясно, что оценка коэффициента диффузионного ухудшения на основе уравнения (5) будет заниженной в случаях, когда присутствует много слоев с толщиной меньше двукратной толщины граничного слоя (поскольку для каждого слоя предполагается наличие двух полных граничных слоев, независимо от того, не слишком ли тонок данный слой, чтобы содержать два граничных слоя, и для слоев с толщиной меньше двукратной толщины граничного слоя предполагается эффективное перекрытие).It is clear that the estimate of the coefficient of diffusion deterioration based on equation (5) will be underestimated in cases where there are many layers with a thickness less than twice the thickness of the boundary layer (since for each layer there are two complete boundary layers, regardless of whether this is too thin layer to contain two boundary layers, and for layers with a thickness less than twice the thickness of the boundary layer, effective overlap is assumed).

Соответственно, данный способ может быть видоизменен с учетом этого обстоятельства. В одном из вариантов это может быть выполнено путем определения эффективной толщины (е_п) каждого слоя, не являющегося граничным, с учетом этого перекрытия:Accordingly, this method can be modified taking into account this circumstance. In one embodiment, this can be done by determining the effective thickness (e _p ) of each layer that is not boundary, taking into account this overlap:

откуда можно вычислить коэффициент Р диффузионного ухудшения, используя видоизмененное уравнение (4):whence it is possible to calculate the diffusion deterioration coefficient P using the modified equation (4):

Следовательно, в уравнении (10) коэффициент Р представляет собой сумму значений эффективной толщины, деленную на сумму значений толщины слоев.Therefore, in equation (10), the coefficient P is the sum of the effective thickness values divided by the sum of the layer thicknesses.

В представленных выше примерах для определения скорости диффузии ионов в песчанике использовался коэффициент наблюдаемой диффузии. Тем не менее, специалисту в данной области будет ясно, что имеется ряд других коэффициентов диффузии, которые можно использовать. Например, коэффи- 12 027017 циент объемной диффузии относится к диффузии ионов в жидкостях, находящихся в каких-либо резервуарах, а коэффициент поровой диффузии учитывает извилистость поровых каналов в песчанике, что ограничивает диффузию. Наконец, коэффициент наблюдаемой диффузии учитывает как извилистость поровых каналов, так и сорбцию ионов. Для несорбируемых ионов коэффициент поровой диффузии тождественен коэффициенту наблюдаемой диффузии, что, однако, не имеет места для сорбируемых ионов. Следовательно, специалисту в данной области будет ясно, что в пределах объема настоящего изобретения, охваченного формулой изобретения, может быть использован любой подходящий коэффициент диффузии.In the above examples, the coefficient of observed diffusion was used to determine the rate of ion diffusion in sandstone. However, it will be clear to a person skilled in the art that there are a number of other diffusion coefficients that can be used. For example, the coefficient of volume diffusion refers to the diffusion of ions in liquids in any reservoirs, and the coefficient of pore diffusion takes into account the tortuosity of pore channels in sandstone, which limits diffusion. Finally, the coefficient of observed diffusion takes into account both the tortuosity of the pore channels and the sorption of ions. For non-absorbable ions, the coefficient of pore diffusion is identical to the coefficient of observed diffusion, which, however, does not hold for adsorbed ions. Therefore, it will be apparent to one skilled in the art that any suitable diffusion coefficient may be used within the scope of the present invention encompassed by the claims.

Аналогичным образом, описанные выше способы относятся к ионам солей, которые являются несорбируемыми в песчанике. Тем не менее, специалистам в данной области будет ясно, что настоящее изобретение может быть распространено и на ионы, сорбируемые в песчанике (путем соответствующего видоизменения коэффициента диффузии).Similarly, the methods described above relate to salt ions that are non-adsorbable in sandstone. However, it will be clear to those skilled in the art that the present invention can also be extended to ions adsorbed in sandstone (by modifying the diffusion coefficient accordingly).

Диффузивность солей в глинистой породе можно определить экспериментально с достаточной степенью точности, чтобы оценить влияние диффузии солей на увеличение нефтедобычи, которое может быть достигнуто при заводнении слабоминерализованной водой. Поскольку скорость диффузии соли пропорциональна градиенту концентрации между сильноминерализованной реликтовой водой, заключенной в поровом пространстве слоя глинистой породы, и слабоминерализованной водой, поток которой проходит через поровое пространство соседнего слоя песчаника, важно определить степень минерализации реликтовой воды, присутствующей в слоях глинистой породы, вместе с концентрациями отдельных видов ионов (солей) в этой реликтовой воде, в частности, концентрацию различных многовалентных катионов наряду с общей концентрацией многовалентных катионов в этой реликтовой воде.The diffusivity of salts in clay rocks can be determined experimentally with a sufficient degree of accuracy to evaluate the effect of salt diffusion on the increase in oil production, which can be achieved by flooding with low-mineralized water. Since the rate of salt diffusion is proportional to the concentration gradient between highly mineralized relict water enclosed in the pore space of the clay layer and weakly mineralized water, the flow of which passes through the pore space of the adjacent sandstone layer, it is important to determine the degree of mineralization of the relict water present in clay layers, together with the concentrations certain types of ions (salts) in this relict water, in particular, the concentration of various multivalent cations along with the total ntsentratsiey multivalent cations in the connate water.

Пробы реликтовой воды, присутствующей в поровом пространстве слоев песчаника и перемежающихся слоев глинистой породы, могут быть получены путем отбора в пласте кернового образца, проходящего через различные слои последнего. Отсюда можно определить ОСРС и содержание многовалентных катионов в воде, заключенной в различных слоях керна.Samples of relict water present in the pore space of sandstone layers and alternating layers of clay rock can be obtained by sampling a core sample passing through various layers of the latter. From this, it is possible to determine the OSRS and the content of multivalent cations in water enclosed in various core layers.

Слабоминерализованная вода, закачиваемая в слои песчаника в нефтяном пласте, может иметь ОСРС в диапазоне 200-12000 ррт, в предпочтительном варианте - 500-10000 ррт. Если пласт содержит разбухающие глины, в частности смектитовые, то для стабилизации этих глин во избежание ухудшения коллекторских свойств пласта требуется сравнительно высокое для слабоминерализованной воды значение ОСРС. Так, для пласта, содержащего разбухающие глины в количестве, достаточном для ухудшения его коллекторских свойств, слабоминерализованная вода, закачиваемая в нефтесодержащий пласт, в предпочтительном варианте имеет ОСРС в диапазоне 8000-12000 ррт. Если количество разбухающих глин в пласте не имеет следствием ухудшение его коллекторских свойств, то ОСРС слабоминерализованной воды обычно находится в диапазоне 200-8000 ррт, в предпочтительном варианте - 500-8000 ррт, например 1000-5000 ррт. В связи с этим отмечается, что общее увеличение степени минерализации слабоминерализованной воды может быть допустимым при условии, что эта степень минерализации остается в пределах диапазона, требуемого для заводнения слабоминерализованной водой.Low-mineralized water pumped into sandstone layers in the oil reservoir may have OSRS in the range of 200-12000 ppm, in the preferred embodiment, 500-10000 ppm. If the formation contains swelling clays, in particular smectite, then to stabilize these clays in order to avoid deterioration of the reservoir properties of the formation, a relatively high value of OSRS for low saline water is required. So, for a formation containing swelling clays in an amount sufficient to impair its reservoir properties, low-mineralized water pumped into an oil-containing formation preferably has an OSRS in the range of 8000-12000 ppm. If the amount of swellable clays in the formation does not result in a deterioration of its reservoir properties, then the low-salinity water is typically in the range of 200-8000 ppm, preferably 500-8000 ppm, for example, 1000-5000 ppm. In this regard, it is noted that a general increase in the degree of mineralization of weakly mineralized water may be acceptable provided that this degree of mineralization remains within the range required for flooding with weakly mineralized water.

Градиент концентрации между реликтовой водой, присутствующей в слое глинистой породы, и закачиваемой слабоминерализованной водой, поток которой проходит через поровое пространство соседнего слоя песчаника, является, в частности, значительным, если ОСРС реликтовой воды в слое глинистой породы составляет по меньшей мере 100000 ррт, в особых случаях по меньшей мере 200000 ррт, и находится, например, в диапазоне 150000-400000 ррт, в частности 150000-250000 ррт.The concentration gradient between the relict water present in the clay layer and the low-saline water injected, the flow of which passes through the pore space of the adjacent sandstone layer, is, in particular, significant if the relict water OSRS in the clay layer is at least 100,000 ppm, special cases of at least 200,000 ppm, and is, for example, in the range of 150,000-400,000 ppm, in particular 150,000 to 25,000 ppm.

Увеличение нефтедобычи, достигаемое при заводнении слабоминерализованной водой, зависит от отношения общего содержания многовалентных катионов в слабоминерализованной воде, закачиваемой в слои песчаника в пласте, к общему содержанию многовалентных катионов в реликтовой воде, присутствующей в поровом пространстве этих слоев песчаника (ниже именуемого отношением многовалентных катионов). Ранее было установлено, что это отношение многовалентных катионов должно быть меньше 1, например меньше 0,9. В целом, чем меньше отношение многовалентных катионов, тем больше количество нефти, извлекаемой из данного пласта. Таким образом, в предпочтительном варианте отношение многовалентных катионов составляет менее 0,8, в более предпочтительном варианте менее 0,6, в еще более предпочтительном варианте менее 0,5 и в особых случаях менее 0,4 или менее 0,25. Это отношение может быть равно по меньшей мере 0,001, в предпочтительном варианте по меньшей мере 0,01, в более предпочтительном варианте по меньшей мере 0,05, в частности 0,1. Предпочтительными диапазонами для отношения многовалентных катионов являются 0,01-0,9, 0,05-0,8, но особенно 0,05-0,6 или 0,10,5. Отношение общего содержания двухвалентных катионов в упомянутой слабоминерализованной воде к общему содержанию двухвалентных катионов в пластовой воде, присутствующей в слоях песчаника в пласте (ниже именуемое отношением двухвалентных катионов), тоже должно быть меньше 1. Предпочтительные значения и диапазоны для отношения многовалентных катионов можно применить, внеся необходимые изменения, к отношению двухвалентных катионов.The increase in oil production achieved by flooding with weakly mineralized water depends on the ratio of the total content of multivalent cations in weakly mineralized water pumped into sandstone layers in the reservoir to the total content of multivalent cations in relict water present in the pore space of these sandstone layers (below referred to as the ratio of multivalent cations) . It was previously found that this ratio of multivalent cations should be less than 1, for example, less than 0.9. In general, the lower the ratio of multivalent cations, the greater the amount of oil recovered from a given formation. Thus, in a preferred embodiment, the ratio of multivalent cations is less than 0.8, more preferably less than 0.6, even more preferably less than 0.5 and in special cases less than 0.4 or less than 0.25. This ratio may be at least 0.001, preferably at least 0.01, more preferably at least 0.05, in particular 0.1. Preferred ranges for the ratio of multivalent cations are 0.01-0.9, 0.05-0.8, but especially 0.05-0.6 or 0.10.5. The ratio of the total content of divalent cations in the said low-mineralized water to the total content of divalent cations in the formation water present in the sandstone layers in the formation (hereinafter referred to as the ratio of divalent cations) should also be less than 1. Preferred values and ranges for the ratio of multivalent cations can be applied by adding necessary changes to the ratio of divalent cations.

Как правило, содержание кальция в закачиваемой слабоминерализованной воде находится в диапазоне 1-100 ррт, в предпочтительном варианте 5-50 ррт. Содержание магния в закачиваемой слабоминерализованной воде обычно находится в диапазоне 5-100 ррт, в предпочтительном варианте - 5-30 ррт.As a rule, the calcium content in the injected low-mineralized water is in the range of 1-100 ppm, in the preferred embodiment, 5-50 ppm. The magnesium content in the injected low-mineralized water is usually in the range of 5-100 ppm, in the preferred embodiment, 5-30 ppm.

- 13 027017- 13,027,017

Содержание бария в закачиваемой слабоминерализованной воде может находиться в диапазоне 0,1-20 ррт, например 1-10 ррт. Общее содержание многовалентных катионов в закачиваемой слабоминерализованной воде обычно составляет 1-200 ррт, в предпочтительном варианте 3-100 ррт, в частности 5-50 ррт, при условии, что отношение многовалентных катионов меньше 1.The barium content in the injected low-mineralized water can be in the range of 0.1-20 ppm, for example 1-10 ppm. The total content of multivalent cations in the injected low-mineralized water is usually 1-200 ppm, in the preferred embodiment, 3-100 ppm, in particular 5-50 ppm, provided that the ratio of multivalent cations is less than 1.

Следовательно, диффузия многовалентных катионов из реликтовой воды, заключенной в поровом пространстве слоя глинистой породы, в слабоминерализованную воду, поток которой проходит через соседний слой песчаника в пласте, представляет собой проблему, если приводит к возрастанию отношения многовалентных катионов или отношения двухвалентных катионов до значения, превышающего 1.Therefore, the diffusion of multivalent cations from relict water enclosed in the pore space of a clay layer into weakly mineralized water, the flow of which passes through an adjacent sandstone layer in the reservoir, is a problem if it leads to an increase in the ratio of multivalent cations or the ratio of divalent cations to a value exceeding one.

Содержание многовалентных катионов в реликтовой воде, заключенной в поровом пространстве слоя глинистой породы, обычно находится в диапазоне 7500-50000 ррт, в частности 10000-30000 ррт, при этом более высокие концентрации многовалентных катионов связаны с более высокой степенью минерализации реликтовой воды.The content of multivalent cations in relict water enclosed in the pore space of a clay layer is usually in the range of 7500-50000 rt, in particular 10000-30000 rt, while higher concentrations of multivalent cations are associated with a higher degree of mineralization of relict water.

Наблюдаемую диффузивность несорбируемых ионов в песчанике можно определить с помощью следующей методики. Эффективная диффузивность в песчанике выражается как:The observed diffusivity of non-adsorbed ions in sandstone can be determined using the following procedure. Effective diffusivity in sandstone is expressed as:

где Ό₀ - объемная диффузивность в водном растворе, φ - пористость песчаника, т - коэффициент сцементированности породы, предложенный Арчи (АтеЫе) иwhere Ό ₀ is the volumetric diffusivity in an aqueous solution, φ is the sandstone porosity, and t is the rock cementation coefficient proposed by Archie (AteEe) and

Р - коэффициент сопротивления пласта. Для типичного песчаника коэффициент сцементированности т находится в диапазоне 1,7-2,7. Если принять Ό₀ равной 3,1 х 10^-9 м²/с (значение среднего гармонического для объемной диффузивности ионов Ыа+ и С1^- при температуре 132,8°Р), то для песчаника с пористостью, равной 0,3, и т из указанного диапазона эффективная диффузивность Эе находится в диапазоне от 1х10^-10 до 4х10^-10 м²/с. Следовательно, наблюдаемая диффузивность Па=И₀-Ф^т-1 для несорбируемых ионов (таких как Ыа+ или С1^- ) при т из указанного диапазона находится в диапазоне от 4х10^-10 до 1,33х10^-9 м²/с.P is the reservoir resistance coefficient. For a typical sandstone, the cementation coefficient t is in the range 1.7-2.7. If принять _{0 is} taken to be 3.1 × 10 ⁻⁹ m ² / s (the average harmonic value for the bulk diffusivity of Na + and C1 ions ^is at a temperature of 132.8 ° P), then for sandstone with a porosity of 0.3, and t from the indicated range, the effective diffusivity of Ee is in the range from 1x10 ^-10 to 4x10 ^-10 m ² / s. Consequently, the observed diffusivity Pa = I ₀ -F ^t-1 for non-adsorbed ions (such as Na + or C1 ^- ) with t from the indicated range is in the range from 4x10 ^-10 to 1.33x10 ^-9 m ² / s.

На увеличение количества извлекаемой нефти, достигаемое при проведении заводнения слабоминерализованной водой, могут оказывать влияние следущие зависимости между химическими характеристиками реликтовой воды, заключенной в поровом пространстве слоев глинистой породы, и химическими характеристиками закачиваемой слабоминерализованной воды:The following dependencies between the chemical characteristics of relict water enclosed in the pore space of the clay layers and the chemical characteristics of the injected low-mineralized water can influence the increase in the amount of recoverable oil achieved by flooding with weakly mineralized water:

(а) различие в ОСРС между слабоминерализованной водой, закачиваемой в слои песчаника в пласте, и реликтовой водой в перемежающихся слоях глинистой породы;(a) the difference in OSRS between low-saline water pumped into sandstone layers in the formation and relict water in alternating layers of clay rock;

(б) различие в концентрациях между многовалентными катионами в слабоминерализованной воде, закачиваемой в слои песчаника в пласте, и многовалентными катионами в реликтовой воде, заключенной в перемежающихся слоях глинистой породы.(b) the difference in concentrations between multivalent cations in weakly mineralized water pumped into sandstone layers in the formation and multivalent cations in relict water enclosed in alternating layers of clay rock.

Как упоминалось выше, реликтовая вода в слое глинистой породы имеет как более высокое ОСРС, так и более высокое содержание многовалентных катионов, чем слабоминерализованная вода, закачиваемая в слои песчаника в пласте. В описанных выше вариантах осуществления настоящего изобретения учитывается диффузия несорбируемых ионов, однако эти способы можно комбинировать со способами, учитывающими влияние ОСРС в слоях глинистой породы.As mentioned above, relict water in the clay layer has both a higher OSRS and a higher content of multivalent cations than slightly saline water pumped into sandstone layers in the formation. In the above-described embodiments of the present invention, diffusion of non-adsorbed ions is taken into account, however, these methods can be combined with methods that take into account the effect of OSRS in clay layers.

Толщина перемежающихся слоев глинистой породы может иметь важное значение, поскольку она определяет общее количество ионов солей, способных диффундировать из перемежающихся слоев глинистой породы в слабоминерализованную воду, поток которой проходит через соседний слой песчаника. В пластах, имеющих относительно тонкие перемежающиеся слои глинистой породы, количество ионов солей, способных диффундировать в перемежающиеся слои песчаника, может быть небольшим. Поэтому представляется, что толщину слоев глинистой породы можно учитывать в приведенных выше вычислениях, поскольку тонкие слои этой породы уже не могут рассматриваться как неограниченный источник ионов.The thickness of the alternating layers of clay rock can be important, because it determines the total number of salt ions that can diffuse from the alternating layers of clay rock to weakly mineralized water, the flow of which passes through an adjacent layer of sandstone. In formations having relatively thin alternating layers of clay rock, the amount of salt ions capable of diffusing into the alternating layers of sandstone may be small. Therefore, it seems that the thickness of the clay rock layers can be taken into account in the above calculations, since the thin layers of this rock can no longer be considered as an unlimited source of ions.

Следует иметь в виду, что любой отличительный признак, описанный в связи с каким-либо вариантом осуществления настоящего изобретения, можно использовать в отдельности или в комбинации с другими описанными признаками, а также в комбинации с одним или более отличительных признаков любого другого варианта осуществления либо в любой комбинации с любым другим вариантом осуществления. Кроме того, эквиваленты и модификации, не описанные выше, могут также применяться в пределах объема настоящего изобретения, определяемого приложенной формулой изобретения. Указанные в формуле изобретения отличительные признаки можно объединять в комбинации, отличные от указанных в этой формуле изобретения.It should be borne in mind that any distinguishing feature described in connection with any embodiment of the present invention, can be used individually or in combination with other described features, as well as in combination with one or more of the distinguishing features of any other embodiment, either any combination with any other embodiment. In addition, equivalents and modifications not described above may also apply within the scope of the present invention as defined by the appended claims. The distinguishing features indicated in the claims may be combined in combinations other than those indicated in this claims.

Claims

CLAIM

1. A computer-implemented method for evaluating the effectiveness of waterflooding with low-mineralized water in an oil and gas containing formation, which contains relatively permeable layers interspersed with relatively impermeable layers, and in which injection and production wells are drilled, and for water flooding with low-mineralized water, this water is pumped into oil and gas-containing water formation through the injection well and provide its subsequent passage from the injection well to production well through relatively permeable layers of the formation, and relatively impermeable layers have a relatively higher ion concentration compared to the concentration of ions in relatively permeable layers when weakly mineralized water is present in them, and the method involves calculating the ion diffusion distance based on: (ί ) the diffusion coefficient characterizing the rate of diffusion of ions through relatively permeable layers when weakly mineralized water is present in them, and (ίί) the residence time, character running time required by low-mineralized water for passing through the formation from the injection well to the production well;

comparing the thickness of the relatively permeable layers with the calculated value of the distance of diffusion of ions and using the result of this comparison to generate output data characterizing the effectiveness of waterflooding with low-saline water.

2. The method according to claim 1, comprising determining the average thickness relative to the permeable layers and calculating the ratio of the ion diffusion distance to this average thickness to compare the thickness relative to the permeable layers with the calculated ion diffusion distance.

3. The method according to claim 2, in which the output value based on the calculated ratio is the value by which output data is generated that characterize the efficiency of performing low-salinity water flooding.

4. The method according to claim 3, in which the output value is calculated from the expression where x is the value of the distance of diffusion of ions, and

H is said average thickness.

5. The method according to one of the preceding paragraphs, in which the value of the residence time is calculated from the distance between the injection well and the production well and the speed at which low-saline water passes through the formation.

6. The method according to claim 5, in which the value of the distance of diffusion of ions is determined from the expression 2AEo ,, b ' ^-1 ). where is the observed diffusion coefficient for ions in relatively permeable layers, b is the distance between the injection well and the production well, ν is the rate of weakly saline water passing through the formation, and A is the constant.

7. The method according to claim 6, in which the given constant A has a value in the range from 0.125 to 2 and preferably equal to 0.5.

8. The method according to one of claims 5 to 7, in which the rate of passage of weakly saline water through the formation is a value characterizing the surface velocity of the saline water in relatively permeable layers.

9. The method according to one of the preceding paragraphs, in which the value of the residence time of low-saline water in the formation is measured using an indicator substance injected into the formation through an injection well.

10. The method according to one of the preceding paragraphs, including the use of output data characterizing the effectiveness of waterflooding with weakly saline water, for calculation in order to obtain a preliminary estimate of hydrocarbon recovery from a given formation.

11. The method according to one of the preceding paragraphs, in which the relatively permeable layers contain layers of sandstone, and the relatively impermeable layers contain layers of clay rock.

12. A computer-implemented method for calculating the minimum acceptable flow rate of low-saline water injected into an oil and gas containing formation for use in controlling flooding with low-mineralized water, the oil and gas containing formation comprising relatively permeable layers interspersed with relatively impermeable layers, and in which an injection well and a production well are drilled, moreover, for flooding with weakly mineralized water, this water is pumped into the oil and gas containing water Art through the injection well and ensure its passage from the injection well to the production well through the relatively permeable layers of the formation, and the relatively impermeable layers have a relatively higher ion concentration compared to the concentration of ions in the relatively permeable layers when low salinity water is present, and the method involves calculating the minimum acceptable speed based on: (ί) the diffusion coefficient, which characterizes the rate of diffusion of ions through a relative permeable layers, when low-saline water is present in them, (ίί) the distance between the injection and production wells, (ίίί) the values characterizing the thickness relative to the permeable layers, and (ίν) the specified value of the minimum acceptable diffusion deterioration coefficient, reflecting the minimum acceptable the best efficiency of flooding with weakly saline water; and transmitting the calculated minimum acceptable speed to the injection well control unit.

13. The method according to item 12, in which control is carried out on the basis of the minimum acceptable speed, the speed of passage of weakly saline water through relatively permeable layers.

14. The method according to item 13, in which control the flow of fluid through the injection well to control the speed of passage of saline water through relatively permeable layers.

15. The method according to one of paragraphs.12-14, in which the minimum acceptable speed is determined from the expression where Ό ₃ is the observed diffusion coefficient for ions in relatively permeable layers,

B is the distance between the injection well and the production well,

H is a value characterizing the average thickness relative to the permeable layers,

A is a constant and

E _1ngde1 - the specified minimum acceptable coefficient of diffusion deterioration.

16. The method according to clause 15, in which the constant And has a value in the range from 0.125 to 2 and preferably equal to 0.5.

17. The method according to item 12, in which the specified minimum acceptable coefficient Ρ _{ί3Γ6 (! Ί} diffusion impairment has a value in the range from 0.6 to 0.9.

18. The method according to one of paragraphs.12-17, comprising maintaining the average speed of the passage of weakly saline water through the relatively permeable layers at a level approximately equal to the minimum acceptable speed or exceeding it, to control the rate of passage of the saline water through the relatively permeable layers.

19. The method according to one of claims 12-17, comprising maintaining the minimum speed of the passage of weakly saline water through the relatively permeable layers at a level exceeding the minimum acceptable speed to control the rate of passage of the saline water through the relatively permeable layers.

20. The method according to one of paragraphs.12-19, in which the relatively permeable layers contain layers of sandstone, and the relatively impermeable layers contain layers of clay rock.

21. A computer-implemented location method for locating at least one production well and at least one injection well for an oil and gas containing formation that contains relatively permeable layers interspersed with relatively impermeable layers, and in which at least one injection well is drilled and at least one production well, wherein the injection well is configured to allow low-mineralized water flooding water, including the injection of this water into an oil and gas containing formation through an injection well and its subsequent passage from the injection well to the production well through relatively permeable layers of the formation, the relatively impermeable layers having a relatively higher ion concentration compared to the concentration of ions in relatively permeable layers when slightly mineralized water is present, and the method includes calculating the value of the inter-well distance based on: (ί) the coefficient diffusion coefficient characterizing the rate of diffusion of ions through relatively permeable layers when weakly mineralized water is present in them, (ίί) values characterizing the thickness of relatively permeable layers, (ίίί) the rate of weakly mineralized water passing through the formation, and (ίν) a specified value of the minimum acceptable diffusion deterioration coefficient , reflecting the minimum acceptable waterflooding efficiency of low-saline water, and the use of the calculated value of the interwell distance to determine dividing the location of at least one injection well and at least one production well so that the distance between said at least one injection well and at least one production well is less than said calculated value of the interwell distance.

22. The method according to item 21, in which the downhole distance is determined from the expression

16LL ² where Ό ₃ is the observed diffusion coefficient for ions in relatively permeable layers, N is a value characterizing the average thickness relative to permeable layers,

A is a constant, ν is the rate of passage of weakly saline water through the reservoir, and

P | _when | - the specified minimum acceptable coefficient of diffusion deterioration.

- 16 027017

23. The method according to item 22, in which the constant a has a value in the range from 0.2 to 2 and preferably equal to 1.

24. The method according to item 21, in which the specified minimum acceptable coefficient N _(where diffusion deterioration has a value in the range from 0.6 to 0.9.

25. The method according to one of claims 21-24, wherein the relatively permeable layers comprise sandstone layers and the relatively impermeable layers comprise clay rocks.

26. A computer-readable storage medium containing computer-readable instructions, the execution of which the computing system implements the method according to claim 1.

27. A computer-readable storage medium containing computer-readable commands, the execution of which the computing system implements the method according to item 12.

28. A computer-readable storage medium containing computer-readable commands, the execution of which the computing system implements the method according to item 21.