NO173348B - Fremgangsmaate for matriksbehandling av en oljebroenn - Google Patents

Description

Den sektor som berøres av denne oppfinnelse er olje-sektoren og oljerelatert virksomhet, nærmere bestemt behandling av matrikser eller reservoarer (undergrunns-formasjoner inneholdende forskjellige fluider som brukes av oljeindustrien, enten naturlige eller injiserte). Denne sektor dekker injisering, produksjon og geotermiske brønner, gass- og vannbrønner etc.

Som eksempler på kjente testemetoder for brønner og reservoar kan nevnes US-patentskrifter 4 328 705, 4 558 592, 4 597 290 og 4 677 849.

En fagmann på området kjenner godt til de forskjellige fluider som anvendes til formål i forbindelse med ovennevnte: syrer, konsentrerte eller mer eller mindre fortynnete syre-blandinger (særlig HF, HC1, H3B03, HBF4, H3P04 og forskjellige organiske syrer eller syreforløper såsom estere, ....) for-tynnet i kjente proporsjoner, fluider for midlertidig eller permanent tetning, gel-polymerer, vann, dieselolje, gassolje, løsningsmidler, etc.

Det er helt nytteløst å gjenta her deres beskaffenhet og vanlige anvendelse.

Oppfinnelsen innebærer egentlig ikke noe nytt be-handlingsfluid, men en ny behandlingsmetode under anvendelse av kjente behandlingsfluider, idet metoden er mer effektiv og nøyaktig, slik at det blir minst mulig skade.

Nærmere bestemt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for matriks-behandling av en oljebrønn eller lignende brønn, som angitt i det etterfølgende krav 1. For-delaktige utføringsformer av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er angitt i de øvrige etterfølgende krav.

Metoden eller fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen består således av to hovedtrinn: A. Bestemmelse av reservoartypen og -parametrene. Reservoartype og -parametre kan ha blitt bestemt ved hjelp av forutgående konvensjonelle analyser (meget kostbar brønntesting). Dersom dette er tilfelle brukes ifølge oppfinnelsen disse data. Dersom slike data ikke er tilgjengelige er man ofte tilfreds med eller nødt til

(av forskjellige tekniske og økonomiske grunner) å anvende gjennomsnittsverdier som stammer fra mer eller mindre grove tilnærminger som utgangsparametre.

Oppfinnelsen derimot foreslår å bestemme disse parametre ved hjelp av en enkel operasjon umiddelbart før selve behandlingen. Denne operasjon er beskrevet nedenfor og har følgende klare fordeler: a) det utstyr som allerede er konstruert for behandlingen benyttes, b) behandlingskostnadene øker neppe i det hele

tatt,

c) den fører direkte inn i behandlingen, d) den gjør det mulig å innhente utgangsparametre som, for første gang, er

nøyaktig kjente. Denne vesentlige forbedring i nøyaktighet har en markert virkning på behandlingens nøyaktighet og kvalitet.

Ovennevnte operasjon går ut på å injisere et inert forspylingsfluid, som er uskadelig og ikke-stimulerende for formasjonen. Dette fluid kan være en gassolje-type, metyl-bensin, dimetylbensin eller også KC1, NHAC1— eller NaCl-saltoppløsning eller filtrert sjøvann med eller uten gjensidige løsemidler og andre kjente tilsetninger. Av salt-oppløsningene foretrekkes NHAC1.

Oppfinnelsen er imidlertid karakterisert ved at den særlig anbefaler direkte bruk av det oljeformasjonsfluid som har gjennomtrengt brønnen eller er blitt produsert av formasjonen og oppsamlet og lagret ved overflaten. Ved å gjen-injisere denne olje i formasjonen som forspyling, får man en bemerkelsesverdig praktisk og økonomisk test som gir opphav til betydelig mer eksakte resultater enn de man får ved tid-ligere teknikker, da de er basert på fakta.

Dessuten har disse resultater den fordel at de fremkommer umiddelbart forut for behandlingen og bruken av olje (naturlig formasjonsfluid) har den fordel at den neppe vil forstyrre måling av reservoarets opprinnelige tilstand, i motsetning til andre eksogene fluider som kan forstyrre måling.

Disse resultater gir:

reservoartype: homogen, oppsprukket, feilaktig,

lagdelt, ...

dets grunnparametre, særlig dets kh (hydraulisk ledningsevne eller permeabilitet x tykkelse) som angir permea-biliteten og det opprinnelige skinn.

Det skal erindres at skinnfaktoren angir graden av den skade som formasjonen utsettes for i brønnens umiddelbare nærhet (oftest fra 0 til 1 m) .

For å oppnå ovennevnte resultater blir forspylingsfluidet (fortrinnsvis olje, i samsvar med oppfinnelsen) injisert, en avstengning utføres (pumping stoppes) og det derav følgende trykkfall observeres som en funksjon av tiden. I enkelte til-feller, hvor reservoartrykk er utilstrekkelig i den grad at det ikke blir mulig å registrere trykkfallkurven ved overflaten (og dersom det ikke er noen trykkmåler under) erstattes avstengning av kraftig variasjon i injeksjons-volumstrøm (stigning eller senking) og den derav følgende trykkvariasjon blir så undersøkt som ovenfor.

Disse fremgangsmåter er kjent under sine vanlige be-tegnelser "injeksjons/avfallingstest" eller injeksjons/- avstengningstest og en trykkvariasjonskurve-analyse gjør det mulig å innhente reservoardataene.

Andre kjente analyseteknikker kan også anvendes, som f.eks. Horner-metoden og lignende metoder.

Studering av de ovenfor innhentete data gjør det lettere å ta del i bestemmelsen av detaljene ved behandlingsmetoden som anvendes på angjeldende reservoar (type og rekkefølge av injiserte fluider, volumer, trykk, eventuell injeksjon av kule-tetninger, bruk av avledere, etc), vanligvis kjent som behandlings-"design".

B. Behandling:

Det opprinnelige skinn (og de andre reservoarspesifi-seringer og parametre) er kjent fra trinn A.

Oppfinnelsen er karakterisert ved at "designen" iverk-settes ved å registrere vesentlige faseparametre (utbytte, pumpevarighet, fluidgeologi, trykk, etc), for hver kon-struksj onsfase.

Psira-kurven blir så trukket (denne omfatter en teoretisk kurve som representerer brønnhode- eller bunntrykk-variasjonen som en funksjon av tid), fra virkelige pumpesekvensdata. Kurvens "teoretiske" karakter skyldes at den angir den trykkvariasjon som ville ha funnet sted dersom reservoarets fysiske tilstand forble uendret i dets opprinnelige tilstand (særlig, skade) som bestemt i trinn A, dvs. dersom man ser bort fra injeksjonsfluid-reaksjonsevnen og bergart-reaksjon. Behandlingen forårsaker imidlertid endringer i reservoaret.

Det særegne ved denne oppfinnelse ligger i det å sammen-ligne Psim-kurven med Pmålt-kurven (virkelig trykkvariasjon som funksjon av tid, målt i sann tid ved bruk av vanlig datainn-hentings- og registreringsanordninger, som selv er forbundet med likeledes vanlige overflate- eller bunnfølere og målere), for deretter å trekke kurven over skinnfaktor-variasjon som en funksjon av tid. Sistnevnte operasjon muliggjøres av den nye løsning som oppfinnelsen er basert på. Denne løsning går ut på å betrakte at forskjellen mellom Psim (t)-kurven og Pmålt (t)-kurven utelukkende skyldes skinnvariasjonen, en slutning som er resultat av den nøyaktighet hvormed reservoar-parametrene og således Psim (t)-kurven er kjent ved bruk av oppfinnelsen.

Denne løsning er helt original og tillater for første gang pålitelig og nøyaktig operasjon.

Ved bruk av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen blir det derfor mulig å trekke skinn = f (t)-kurven nøyaktig, hvilket muliggjør: 1) overvåking av skinnutvikling (og således reservoar-reaksjon på aktuell behandling) i sann tid, og således behandling for justering og optimalisering, også modifisering, for nøyaktig tilpasning til designen, og

2) bestemmelse av en nøyaktig behandlings-avbruddstid:

denne tid nåes når skinnverdien når en viss verdi, og avhenger av reservoar-karakteristikaene (i homogene reservoarer blir den nådd når skinnverdien når null).

I vedlagte figurer 1 er kurvene over Psim og Pmålfc vist som funksjon av tid.

Vedlagte figur 2 viser den tilsvarende skinnutvikling under behandling, avledet fra figur 1 som ovenfor forklart.

Det skal erindres at Pmålt (t) og skinn (t)-kurvene er trukket ut fra målinger som er innhentet i sann tid. Natur-ligvis nyttes pumpehastigheter tilpasset den naturlige bergart (ikke utvidelse av naturlige feil og ikke bruk av hydraulisk frakturering).

For første gang kan derfor operatøren på stedet kontrollere behandlingsutvikling, kontrollere effektivitet, justere den til samsvar med konstruksjonen på tross av de alltid noe uforutsigelige reservoarreaksjoner, og til slutt avbryte behandling nøyaktig på det ønskede tidspunkt samtidig med kontroll (figur 2) av at skade ikke har funnet sted, hvilket var den opprinnelige hensikt med behandlingen.

I praksis vil således fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, ved bruk av en original løsning, således innebære et betydelig fremskritt i forbindelse med et problem som er kjent som et sådant helt siden begynnelsen av oljeprospekteringen.

Claims (3)

1. Fremgangsmåte for matriksbehandling av en oljebrønn eller lignende brønn, karakterisert ved at formasjonsskade ute-lukkes med presisjon ved bruk av følgende faser: A. testfase umiddelbart forut for behandling, bestående av injeksjon av et inert, uskadelig og ikke-stimulerende fluid i formasjonen med sikte på å bestemme reservoarets opprinnelige karakteristika, særlig kh (hydraulisk ledningsevne) og skinn-(skinnfaktor-)verdiene; i dette øyemed utføres en injeksjons/- avstengningstest under anvendelse av det inerte fluid; B. behandlingsfase under anvendelse av passende behandlings-fluid, under hvilken: 1) kurven Psim (t) over teoretisk trykk som funksjon av tid bestemt fra den virkelige pumpesekvens som anvendes på reservoaret, hvilken antas å være statisk i dens opprinnelige tilstand, sammenlignes med kurven Pmålt (t) over trykket som funksjon av tid bestemt fra samme sekvens, men målt i sann tid under anvendelse av overflate- og/eller bunndatainnhentingsan-ordninger, under hensyn til reservoarets reaksjon på behandlingen, 2) sann tid-skinn = f (tid) kurven trekkes ved å be-regne avviket mellom Psim (t) og <P>målt (t)-kurvene og, 3) behandlingen blir nøyaktig tilpasset det resultat som etterstrebes ved undersøkelse av skinn = f (t)-kurven, og behandlingen avsluttes når skinn = f (t)-kurven viser at det ønskede resultat er oppnådd.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det inerte fluid er en løsning som f.eks. gassolje, toluen, xylen, eller en KC1, NH4C1 eller NaCl-saltoppløsning, eller filtrert sjøvann med eller uten gjensidige løsemidler og andre anerkjente tilsetninger.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det inerte fluid består av formasjonsoljen som har trengt inn i brønnen eller er blitt produsert ved formasjonen og samlet ved overflaten.