NO336774B1

NO336774B1 - Procedure for increasing oil recovery from a petroleum reservoir with multiple production wells and injection wells

Info

Publication number: NO336774B1
Application number: NO20054046A
Authority: NO
Inventors: Ola Eiken; Bjørn Berger
Original assignee: Statoil Petroleum As
Priority date: 2004-09-01
Filing date: 2005-08-31
Publication date: 2015-11-02
Also published as: GB2417739B; GB0419405D0; GB2417739A; NO20054046L; NO20054046D0

Abstract

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for økning av oljeutvinning fra et underoverflatisk oljereservoar hvor det i dette er til stede en første produksjonsbrønn og en injeksjonsbrønn, hvilken fremgangsmåte innbefatter: å injisere karbondioksid ned i injeksjonsbrønnen før slutten av primærfasen av reservoarlevetiden; å tillate injisert karbondioksid å penetrere inn i et oljebærende lag av formasjonen som omkranser injeksjonsbrønnen; å generere en tredimensjonal seismografisk avbildning av i det minste en del av reservoaret som det injiserte karbondioksidet har penetrert inn i; å fra avbildningen identifisere områder av formasjonen med abnormal permeabilitet for fluidstrømning; å i det minste delvis benytte den identifiseringen til å konstruere en datamaskinmodell av fluidstrømning i reservoaret; å benytte modellen for å predikere effekter av i det minste en av de følgende handlinger (i) å plassere en ytterligere produksjonsbrønn i reservoaret, (ii) å plassere en ytterligere injeksjonsbrønn i reservoaret, (iii) å endre hydrokarbonutvinningsraten fra en eksisterende produksjonsbrønn i reservoaret, og (iv) å endre strømningsraten eller egenskapen til et injeksjonsmiddel i en eksisterende injeksjonsbrønn i reservoaret; og å utføre i det minste en av nevnte handlinger.The present invention provides a method for increasing oil recovery from a sub-surface oil reservoir wherein there is present a first production well and an injection well, which method comprises: injecting carbon dioxide into the injection well before the end of the primary phase of the reservoir life; allowing injected carbon dioxide to penetrate into an oil-bearing layer of the formation surrounding the injection well; generating a three-dimensional seismographic image of at least a portion of the reservoir into which the injected carbon dioxide has penetrated; identifying from the image areas of the formation with abnormal fluid flow permeability; at least partially using that identification to construct a computer model of fluid flow in the reservoir; using the model to predict effects of at least one of the following actions (i) placing an additional production well in the reservoir, (ii) placing an additional injection well in the reservoir, (iii) changing the hydrocarbon recovery rate from an existing production well in the reservoir and (iv) changing the flow rate or property of an injection agent into an existing injection well in the reservoir; and performing at least one of said actions.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører forbedringer i og relatert til fremgangsmåter for drift av oljefelter, spesielt slike fremgangsmåter som involverer bruken av kontrastforbedret seismisk avbildning av underoverflatiske formasjoner for å øke oljeutvinningen fra underoveflatiske oljereservoarer, og spesielt bruken av karbondioksid som kontrastmiddelet i slike fremgangsmåter. The present invention relates to improvements in and related to methods for operating oil fields, particularly such methods involving the use of contrast-enhanced seismic imaging of subsurface formations to increase oil recovery from subsurface oil reservoirs, and particularly the use of carbon dioxide as the contrast agent in such methods.

Seismiske undersøkelser blir rutinemessig benyttet ved olje- og gassleting. Slike undersøkelser kan bli benyttet for å generere et tredimensjonalt bilde av den underoverflatiske formasjonen. Slike bilder kan bli benyttet for å øke sjansen for å finne olje eller gass ved bruk av undersøkningsbrønner, og å tilveiebringe data for fluid-strømningssimuleringsmodeller av de underoverflatiske reservoarer som blir identifisert. Videre er det, ved å gjenta undersøkelsen i tidsintervaller, det vil si å benytte firedimensjonal eller "time-Lapse" 3D-seismisk avbildning, mulig å detektere endringer i et underoverflatisk hydrokarbonreservoar. Dette er viktig ettersom slike endringer kan bli benyttet for å identifisere gass- eller oljelommer av en størrelse som er tilstrekkelig til å rettferdiggjøre boring av en ytterligere produksjonsbrønn. Se for eksempel Jack, "Time-Lapse Seismic in Reservoir Management", First Annual Distinguished Instructor Short Course, 1998, Society of Exploration Geophysicists, Tulsa, USA. Seismic surveys are routinely used in oil and gas exploration. Such surveys can be used to generate a three-dimensional image of the subsurface formation. Such images can be used to increase the chance of finding oil or gas using exploratory wells, and to provide data for fluid-flow simulation models of the subsurface reservoirs that are identified. Furthermore, by repeating the survey in time intervals, i.e. using four-dimensional or "time-lapse" 3D seismic imaging, it is possible to detect changes in a subsurface hydrocarbon reservoir. This is important as such changes can be used to identify gas or oil pockets of a size sufficient to justify drilling a further production well. See, for example, Jack, "Time-Lapse Seismic in Reservoir Management", First Annual Distinguished Instructor Short Course, 1998, Society of Exploration Geophysicists, Tulsa, USA.

Etter at et underoverflatisk hydrokarbonreservoar har blitt funnet og olje- og/eller gass-utvinning har begynt, er det viktig å optimalisere utvinningsprosessen. Dette vil generelt involvere boring av ytterligere produksjonsbrønner (det vil si brønner hvorfra hydrokarboner blir utvunnet) og, når reservoartrykket begynner å falle, injeksjonsbrønner (det vil si brønner ved hjelp av hvilke vann eller metan blir injisert ned i reservoaret for å drive olje eller gass mot produksjonsbrønnene). I sluttrinnet av reservoarlevetiden har det blitt en praksis å injisere karbondioksid for å forlenge reservoarlevetiden noe og å unngå frigjøring av karbondioksid til atmosfæren. Reservoarlevetiden blir således konvensjonelt delt i tre faser, primær, sekundær (hvor vann eller metaninjeksjon kreves) og tertiær eller endelig. After a subsurface hydrocarbon reservoir has been found and oil and/or gas extraction has begun, it is important to optimize the extraction process. This will generally involve the drilling of additional production wells (that is, wells from which hydrocarbons are extracted) and, when the reservoir pressure begins to drop, injection wells (that is, wells by means of which water or methane is injected into the reservoir to drive oil or gas towards the production wells). At the end of the reservoir life, it has become a practice to inject carbon dioxide to extend the reservoir life somewhat and to avoid the release of carbon dioxide to the atmosphere. The reservoir life is thus conventionally divided into three phases, primary, secondary (where water or methane injection is required) and tertiary or final.

I primær- og sekundærfasene til reservoarlevetiden anses injeksjon av karbondioksid å være uønsket på grunn av den ekstra kostnaden det medfører og fordi karbondioksid trukket med i hydrokarbonstrømmen fra produksjonsbrønnene er en forurensning som må fjernes, som fører til en ytterligere kostnad. In the primary and secondary phases of the reservoir life, injection of carbon dioxide is considered undesirable because of the additional cost it entails and because carbon dioxide entrained in the hydrocarbon stream from the production wells is a contaminant that must be removed, leading to an additional cost.

Det er kjent at det er mulig, ved bruk av tverrbrønns seismisk profilering, å detektere det faktum at karbondioksid har blitt injisert i et underoverflatisk reservoar. Se for eksempel Harris et al., 66th annual seg. Int. Mtg. (Denver), om ettermiddagen onsdag 13. november 1996) side 1870-1872. It is known that it is possible, using cross-well seismic profiling, to detect the fact that carbon dioxide has been injected into a subsurface reservoir. See, for example, Harris et al., 66th annual seg. Int. Mtg. (Denver), in the afternoon of Wednesday, November 13, 1996) pages 1870-1872.

De foreliggende oppfinnere har nå imidlertid innsett at karbondioksid kan bli injisert underoverflatisk før eller under primærfasen til reservoarlevetiden for å virke som et kontrastmiddel ved seismografisk avbildning og slik forbedre reservoarstrømnings-simuleringer og således forbedre reservoardriften selv i de tidligere trinnene til reservoarlevetiden. However, the present inventors have now realized that carbon dioxide can be injected subsurface before or during the primary phase of reservoir life to act as a contrast agent in seismographic imaging and thus improve reservoir flow simulations and thus improve reservoir operation even in the earlier stages of reservoir life.

Kontrastmidler blir benyttet i medisinske diagnostiske avbildningsprosedyrer for å øke forskjellene i avbildningssignalstyrke mellom ulikt kroppsvev, det vil si å øke kontrasten mellom slikt vev i avbildningen som blir generert og slik tillate legen å tydeligere se vevet av interesse eller abnormaliteter i slikt vev. Ved røntgenavbildning er typisk de kontrastmidler som benyttes mer røntgenugjennomsiktige enn kjøtt eller blod, mens ved magnetisk resonansavbildning tjener de typisk benyttede kontrastmidler til å forkorte relaksjonstidene for protonene i tilstøtende blandemolekyler og slik øke eller redusere styrken til det magnetiske resonanssignalet fra disse protonene. Contrast agents are used in medical diagnostic imaging procedures to increase the differences in imaging signal strength between different body tissues, i.e. to increase the contrast between such tissue in the image that is generated and thus allow the doctor to more clearly see the tissue of interest or abnormalities in such tissue. In X-ray imaging, the contrast agents used are typically more X-ray opaque than flesh or blood, while in magnetic resonance imaging, the typically used contrast agents serve to shorten the relaxation times for the protons in adjacent mixing molecules and thus increase or decrease the strength of the magnetic resonance signal from these protons.

Publikasjonene WO 2004055322 Al og US 4398273 A er eksempler på teknikkens stand. De anses å omhandle en fremgangsmåte for å øke utvinningen av olje fra et oljereservoar ved omfattende at overskuddsgass strømmer fra et anlegg for syntese av høyere hydrokarboner og injiseres i reservoaret, henholdsvis en fremgangsmåte for tolking av seismiske registreringer for å gi indikasjoner på gass / olje i undergrunnen. The publications WO 2004055322 A1 and US 4398273 A are examples of the state of the art. They are considered to relate to a method of increasing the recovery of oil from an oil reservoir by including excess gas flowing from a plant for the synthesis of higher hydrocarbons and injecting it into the reservoir, respectively a method of interpreting seismic recordings to give indications of gas / oil in underground.

De foreliggende oppfinnere har nå funnet ut at karbondioksid injisert underoverflatisk kan benyttes tilsvarende for å øke kontrasten ved seismografisk avbildning og spesielt i 4D-seismografisk avbildning som et resultat av karbondioksidets større tendens (i forhold til olje eller metan) til å bli igjen i de oljebærende lag. The present inventors have now found that carbon dioxide injected subsurface can be used similarly to increase the contrast in seismographic imaging and especially in 4D seismographic imaging as a result of carbon dioxide's greater tendency (compared to oil or methane) to remain in the oil-bearing layer.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for økning av oljeutvinning fra et underoverflatisk oljereservoar med en første produksjonsbrønn og en injeksjonsbrønn til stede deri, kjennetegnet ved de trekk som er angitt i patentkrav 1. The present invention provides a method for increasing oil recovery from a subsurface oil reservoir with a first production well and an injection well present therein, characterized by the features specified in patent claim 1.

Utførelsesformer av oppfinnelsens fremgangsmåte i følge patentkrav 1 er kjennetegnet ved trekk som er angitt i patentkravene 2-7. Embodiments of the invention's method according to patent claim 1 are characterized by features which are stated in patent claims 2-7.

Mer spesifikt muliggjør bruken av karbondioksid som et kontrastmiddel ved seismografisk avbildning deteksjon av områder i formasjonen hvor fluidstrømning (for eksempel karbondioksidstrømning, oljestrømning, gass- eller vannstrømning) er øket eller redusert, for eksempel grunnet tilstedeværelsen av jordlag med redusert permeabilitet (for eksempel skiferlag), forkastninger, eller "piper" med øket permeabilitetsmatrise. Siden det er karbondioksidstrømning og -oppbygging som gjør det mulig for disse regionene å bli identifisert, er det svært fordelaktig å benytte firedels-seismografisk avbildning i fremgangsmåtene i henhold til oppfinnelsen ettersom forskjeller mellom avbildningene av det samme 3D-rommet, tatt på to eller flere ulike tidspunkter (mår i det minste en slik avbildning inkluderer injisert karbondioksid som et kontrastmiddel) vil fremheve de områder med lav eller høy permeabilitet som er av interesse. Selv om enkel visuell sammenligning kan bli benyttet, vil det mer generelt være tilfelle at avbildningene vil bli overlagret eller subtrahert for å fremheve endringsområder. Spesielt ønskelig vil slike endringsområder så bli overlagret på en "negativ" avbildning, det vil si en hvor det ikke benyttes noe kontrastmiddel, av det samme 3D-rommet. Slike subtraksjons- og overlagrings-teknikker er konvensjonelle i 4D-seismografi. More specifically, the use of carbon dioxide as a contrast agent in seismographic imaging enables the detection of areas in the formation where fluid flow (e.g. carbon dioxide flow, oil flow, gas or water flow) is increased or decreased, for example due to the presence of soil layers with reduced permeability (e.g. shale layers) , faults, or "pipes" with increased permeability matrix. Since it is carbon dioxide flow and build-up that enables these regions to be identified, it is highly advantageous to use quadruple seismographic imaging in the methods of the invention as differences between the images of the same 3D space, taken in two or more different time points (at least such imaging must include injected carbon dioxide as a contrast agent) will highlight the areas of low or high permeability that are of interest. Although simple visual comparison can be used, more generally it will be the case that the images will be superimposed or subtracted to highlight areas of change. Particularly desirable, such areas of change will then be superimposed on a "negative" image, that is to say one where no contrast medium is used, of the same 3D space. Such subtraction and superimposition techniques are conventional in 4D seismography.

Med slike områder identifisert er det så mulig å forbedre reservoarstyringen (reservoir management), for eksempel ved å plassere nye produksjons- eller injeksjonsbrønner (for eksempel såkalte tilleggsbrønner), ved å endre hydrokarbonuttrekkingsratene fra en eller flere eksisterende produksjonsbrønner, ved å endre injeksjonsratene i en eller flere eksisterende injeksjonsbrønner for å endre raten eller retningen i hvilken hydrokarbon i reservoaret blir drevet, og ved å endre materialet som blir injisert for å endre viskositeten og/eller matrisepermeabiliteten (for eksempel å injisere skum for å redusere matrisepermeabiliteten i gjennombrytingssoner). Konvensjonelt har slike reservoarstyringsstrategier blitt ansett å være spesielt viktig i den midtre og til den siste levetiden til et reservoar for å optimalisere hydrokarbonutvinning og forlenge reservoarlevetiden eller å underlette avgjørelsen om å stoppe produksjonen. Imidlertid har de foreliggende oppfinnere innsett at med tidlig karbondioksidinjeksjon og seismografisk avbildning, kan en tidligere enn konvensjonell implementering av slike styringsstrategier ytterligere øke hydrokarbonutvinningen, forlenge reservoarlevetiden, og redusere borekostnadene. With such areas identified, it is then possible to improve reservoir management, for example by placing new production or injection wells (for example so-called additional wells), by changing the hydrocarbon extraction rates from one or more existing production wells, by changing the injection rates in a or multiple existing injection wells to change the rate or direction in which hydrocarbon in the reservoir is driven, and by changing the material being injected to change viscosity and/or matrix permeability (for example, injecting foam to reduce matrix permeability in breakthrough zones). Conventionally, such reservoir management strategies have been considered to be particularly important in the mid- to late-life of a reservoir to optimize hydrocarbon recovery and extend reservoir life or to facilitate the decision to stop production. However, the present inventors have realized that with early carbon dioxide injection and seismographic imaging, an earlier than conventional implementation of such control strategies can further increase hydrocarbon recovery, extend reservoir life, and reduce drilling costs.

Med en slik forbedret reservoarstrømningsmodell på et tidlig trinn av reservoarlevetiden er det således mulig å redusere antallet tilleggsbrønner som kreves for å øke reservoar- effektiviteten. Selv om tilleggsbrønner alltid er kostbare, er de vesentlig mer kostbare med offshorereservoarer, spesielt dypvannsreservoarer, og den foreliggende oppfinnelse er således av spesiell relevans for offshorereservoarer. With such an improved reservoir flow model at an early stage of the reservoir life, it is thus possible to reduce the number of additional wells required to increase reservoir efficiency. Although additional wells are always expensive, they are significantly more expensive with offshore reservoirs, especially deepwater reservoirs, and the present invention is thus of particular relevance to offshore reservoirs.

Sett fra et aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for øking av oljeutvinning fra et underoverflatisk oljereservoar hvor det i dette finnes en første produksjonsbrønn og en injeksjonsbrønn, hvilken fremgangsmåte innbefatter: å injisere karbondioksid ned i injeksjonsbrønnen før slutten av primærfasen av reservoarlevetiden; som tillater injisert karbondioksid å penetrere inn i et oljebærende lag av formasjonen som omkranser injeksjonsbrønnen; å generere en tredimensjonal seismografisk avbildning av i det minste en del av reservoaret som det injiserte karbondioksidet har penetrert inn i; og ifra avbildningen identifisere områder av formasjonen med abnormal permeabilitet for fluidstrømning; og i det minste delvis benytte denne identifiseringen til å konstruere en datamaskinmodell av fluidstrømning inne i reservoaret; å benytte modellen for å predikere effektene av i det minste en av de følgende handlinger: (i) å plassere en ytterligere produksjonsbrønn i reservoaret, (ii) å plassere en ytterligere injeksjonsbrønn i reservoaret, (iii) å endre hydrokarbonutvinningsraten fra en eksisterende produksjonsbrønn i reservoaret, og (iv) endre strømningsraten til, eller egenskapen hos, et injeksjonsmiddel i en eksisterende injeksjonsbrønn i reservoaret; og å foreta i det minste en av nevnte handlinger. Viewed from one aspect, the invention provides a method for increasing oil recovery from a subsurface oil reservoir wherein there is a first production well and an injection well, which method includes: injecting carbon dioxide into the injection well before the end of the primary phase of the reservoir life; which allows injected carbon dioxide to penetrate into an oil-bearing layer of the formation surrounding the injection well; generating a three-dimensional seismographic image of at least a portion of the reservoir into which the injected carbon dioxide has penetrated; and from the image identifying areas of the formation with abnormal permeability to fluid flow; and at least partially using this identification to construct a computer model of fluid flow within the reservoir; to use the model to predict the effects of at least one of the following actions: (i) placing an additional production well in the reservoir, (ii) placing an additional injection well in the reservoir, (iii) changing the hydrocarbon recovery rate from an existing production well in the reservoir, and (iv) change the flow rate of, or the property of, an injection agent in an existing injection well in the reservoir; and to undertake at least one of the aforementioned actions.

Datamaskinmodellering av fluidstrømning i underoverflatiske oljereservoarer er en konvensjonell teknikk, og kan bli utført på konvensjonell måte ved operasjon av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. Imidlertid er det ved generering av en reservoarmodell anbefalt at temperaturene og trykkene som måles nede i hullet blir faktorisert (factored) for at fluidegenskapene til den injiserte CO2kan bli modellert så nøyaktig som mulig siden den lokale CCVtetthet er spesielt avhengig av disse egenskapene. Computer modeling of fluid flow in subsurface oil reservoirs is a conventional technique, and can be performed in a conventional manner by operating the method according to the invention. However, when generating a reservoir model it is recommended that the temperatures and pressures measured downhole are factored so that the fluid properties of the injected CO2 can be modeled as accurately as possible since the local CCV density is particularly dependent on these properties.

Simulering kan bli utført ved bruk av simulatorer slik som Simed U og Eclipse 100. Simulation can be carried out using simulators such as Simed U and Eclipse 100.

Simed II er en multikomponents reservoarsimulator som opprinnelig var konstruert for modellering av drenering av metan fra kullpløser. Simulatoren inkluderer en gassfase-tetthetsberegning som benytter en Peng-Robinson-tilstandsligning med en Chien-Monroy-korreksjon, og viskositet ved hjelp av Jossi-Thiel-Thodos-metoden. For foreliggende formål kan simulatoren bli implementert med mulighet for å spesifisere dybderelaterte temperaturer for hver gitterblokk og således preservere en konsistent tetthet-kontra-dybdeprofil. Simed II is a multi-component reservoir simulator that was originally designed for modeling the drainage of methane from coal seams. The simulator includes a gas-phase density calculation using a Peng-Robinson equation of state with a Chien-Monroy correction, and viscosity using the Jossi-Thiel-Thodos method. For the present purpose, the simulator can be implemented with the ability to specify depth-related temperatures for each grid block and thus preserve a consistent density-versus-depth profile.

Eclipse 100 er en svartoljesimulator som kan håndtere opptil fire strømningsfaser. Bare olje- og gassfasene må benyttes for de foreliggende formål. Oljefasen blir gitt pVT- og fasedata som tilsvarer saltløsning og gassfasen blir gitt egenskaper som tilsvarer CO2. Dette tillater både løsningsegenskaper og tetthet- kontra -dybdedata å bli konsistent representert ettersom trykkvariasjonen i modellen er dominert av den hydrostatiske trykkgradienten gjennom hele simuleringen. CCVtettheter for pVT-tabellen kan bli beregnet med EOS utviklet av Span og Wagner (1996), The Eclipse 100 is a black oil simulator that can handle up to four flow phases. Only the oil and gas phases must be used for the purposes at hand. The oil phase is given pVT and phase data corresponding to salt solution and the gas phase is given properties corresponding to CO2. This allows both solution properties and density versus depth data to be consistently represented as the pressure variation in the model is dominated by the hydrostatic pressure gradient throughout the simulation. CCV densities for the pVT table can be calculated with the EOS developed by Span and Wagner (1996),

( http:// www. esd. lbl. eov/ GEOSEQ/ code/ testprob 7. htmlY ( http:// www. esd. lbl. eov/ GEOSEQ/ code/ testprob 7. htmlY

Seismografisk avbildning av underoverflatiske oljereservoarer er også en konvensjonell teknikk, og kan bli utført på konvensjonell måte ved operasjon av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen vil imidlertid fortrinnsvis benytte faste mottakere (fixed receivers) og elastiske bølgegeneratorer slik at C02-forbedrede seismografiske avbildninger kan bli generert på repeterbar basis for at fluidstrømningssimuleringsmodellen kan bli oppdatert regelmessig. Seismographic imaging of subsurface oil reservoirs is also a conventional technique, and can be carried out in a conventional manner by operation of the method according to the invention. However, the method according to the invention will preferably use fixed receivers and elastic wave generators so that C02-enhanced seismographic images can be generated on a repeatable basis so that the fluid flow simulation model can be updated regularly.

Mens karbondioksidinjeksjon kreves før eller under primærfasen til reservoarlevetiden, kan den bli fortsatt eller repetert i sekundær- og/eller tertiærfasene. While carbon dioxide injection is required before or during the primary phase of reservoir life, it may be continued or repeated during the secondary and/or tertiary phases.

Når denne teksten henviser til plassering av nye brønner skal dette forstås å inkludere dannelse av nye injeksjons- eller utvinningssteder i eksisterende brønner og dannelse av forgreninger fra eksisterende brønner. When this text refers to the placement of new wells, this shall be understood to include the creation of new injection or extraction sites in existing wells and the creation of branches from existing wells.

Når lag med redusert permeabilitet blir identifisert, er det selvfølgelig av spesiell interesse å plassere nye tilleggsbrønner i soner innenfor matrisen i hvilken oljestrøm til eksisterende produksjonsbrønner blir hindret av disse lagene. When layers with reduced permeability are identified, it is of course of particular interest to place new additional wells in zones within the matrix in which oil flow to existing production wells is impeded by these layers.

Med abnormal eller abnormalt høy eller lav menes det her at innholdet av karbondioksid i en sone er tilstrekkelig høyere eller lavere enn innholdet i en tilstøtende (for eksempel vertikalt eller horisontalt tilstøtende) sone i formasjonen til at den reflekterte lydintensiteten fra de to sonene er statistisk signifikant forskjellig, det vil si at den kontrastforbedrede avbildningen viser en detekterbar dimming eller klarhet som kan tilskrives tilstedeværelsen av kontrastmiddelet. By abnormal or abnormally high or low it is meant here that the content of carbon dioxide in a zone is sufficiently higher or lower than the content of an adjacent (for example vertically or horizontally adjacent) zone in the formation that the reflected sound intensity from the two zones is statistically significant different, that is, the contrast-enhanced image shows a detectable dimming or brightness attributable to the presence of the contrast agent.

Ganske overraskende blir den seismografiske avbildningsteknikkens evne til å vise strukturelle trekk vesentlig forbedret ved bruk av karbondioksid som et kontrastmiddel. Quite surprisingly, the seismographic imaging technique's ability to show structural features is greatly enhanced by the use of carbon dioxide as a contrast agent.

Nesten alltid vil trinnet med identifisering av områder med abnormal permeabilitet i fremgangsmåtene i henhold til oppfinnelsen involvere sammenligning med en tidligere 3D-seismografisk avbildning av reservoaret. I et slikt tilfelle utgjør fremgangsmåten en fremgangsmåte for 4D-seismografi. Imidlertid, når en kontrastforbedret 3D-avbildning viser (som et resultat av kontrastforbedringen) veldefinerte strukturer, kan 3D-avbildningen alene være tilstrekkelig til å identifisere områder med abnormal permeabilitet. Almost always, the step of identifying areas of abnormal permeability in the methods according to the invention will involve comparison with a previous 3D seismographic image of the reservoir. In such a case, the method constitutes a method for 4D seismography. However, when a contrast-enhanced 3D image shows (as a result of the contrast enhancement) well-defined structures, the 3D image alone may be sufficient to identify areas of abnormal permeability.

Tredimensjonal seismografiteknikk, som benyttet i fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen, er en velkjent teknikk, for eksempel beskrevet av Sheriff et al. "Exploration Seismography", 2nd Edition, Cambridge University Press, 1995. Teknikken involverer generelt å plassere ned eller taue en oppstilling med mottakere (for eksempel hydrofoner eller geofoner for eksempel i rekker), og et sett med elastisk-bølgegeneratorer (for eksempel vibratorer, luftkanoner eller eksplosiver) for eksempel langs en linje parallelt med eller vinkelrett på rekker med mottakere. Elastisk-bølgegeneratorer blir samtidig avfyrt, og bølgene reflektert av underoverflateformasjonen blir detektert (for eksempel med hensyn til tidsserier for trykk, partikkel - hastighet eller akselerasjon eller forflytning) ved hjelp av mottakerne og lagret for datamaskinmanipulering. Om ønskelig kan oppstillingen med mottakere og bølge-generatorer så bli beveget og øvelsen bli gjentatt. Den innsamlede informasjonen blir så datamaskinbehandlet for å generere en tredimensjonal avbildning av den undersøkte delen av underoverflateformasjonen. Denne avbildningen kan bli presentert for brukeren på mange ulike måter, for eksempel som en to- eller tredimensjonal avbildning av et valgt plan gjennom, eller volumet til, det undersøkte området, etc. Når to eller flere tredimensjonale avbildninger av det undersøkte området tatt på ulike tidspunkter (vanligvis ulike år, for eksempel et til ti år etter hverandre), kan disse bli sammenlignet med øyet eller ved bruk av en datamaskin for å bestemme soner hvor avbildningen har endret seg med tiden, for eksempel grunnet ankomst av et kontrastmiddel eller utvinning/reduksjon av olje- eller gassinnholdet. Igjen kan denne sammenligningen bli presentert for brukeren på mange måter, for eksempel en forskjellsavbildning innført på en negativ avbildning, eller et to- eller tredimensjonalt kart av de identifiserte endringer, etc, som fortrinnsvis også tilveiebringer plasseringen av produksjons- og/eller injeksjonsbrønner og, dersom dette er relevant, overflateendringer, etc. De seismografiske dataene blir så benyttet i en datamaskinsimulering av fluidstrøm i formasjonen for å predikere effektene på hydrokarbonutvinning av å plassere nye produksjons- eller injeksjonsbrønner og/eller å endre injeksjons- eller utvinningsratene i eksisterende brønner. På denne måten kan den seismografiske informasjonen bli benyttet som grunnlag for ny brønnplassering eller injeksjons- eller utvinningsendringer. Three-dimensional seismography technique, as used in the method according to the invention, is a well-known technique, for example described by Sheriff et al. "Exploration Seismography", 2nd Edition, Cambridge University Press, 1995. The technique generally involves placing down or towing an array of receivers (eg hydrophones or geophones eg in arrays), and a set of elastic-wave generators (eg vibrators, air cannons or explosives) for example along a line parallel to or perpendicular to rows of receivers. Elastic-wave generators are simultaneously fired, and the waves reflected by the subsurface formation are detected (eg with respect to pressure, particle velocity or acceleration or displacement time series) by the receivers and stored for computer manipulation. If desired, the arrangement with receivers and wave generators can then be moved and the exercise repeated. The collected information is then computer-processed to generate a three-dimensional image of the investigated portion of the subsurface formation. This image can be presented to the user in many different ways, for example as a two- or three-dimensional image of a selected plane through, or the volume of, the examined area, etc. When two or more three-dimensional images of the examined area taken at different time points (usually different years, for example one to ten years apart), these can be compared with the eye or using a computer to determine zones where the image has changed over time, for example due to the arrival of a contrast agent or extraction/ reduction of the oil or gas content. Again, this comparison can be presented to the user in many ways, for example a difference image introduced on a negative image, or a two- or three-dimensional map of the identified changes, etc, which preferably also provides the location of production and/or injection wells and, if this is relevant, surface changes, etc. The seismographic data is then used in a computer simulation of fluid flow in the formation to predict the effects on hydrocarbon recovery of placing new production or injection wells and/or changing the injection or recovery rates in existing wells. In this way, the seismographic information can be used as a basis for new well placement or injection or extraction changes.

Generelt sett vil konstruksjonen av fluidstrømningssimuleringsmodellen involvere konstruksjon av en seismisk modell, justering av den konstruerte seismiske modellen til å overensstemme med de observerte seismiske data, og kopling av den justerte seismiske modellen til en fluidstrømningsmodell. Den resulterende fluidstrømnings-modellen kan så bli kjørt for å simulere effektene av plassering av nye injeksjons- eller produksjonsbrønner, endring av strømningsrater til eller fra injeksjons- eller produksjonsbrønnene, etc. På denne måten kan optimal brønnplassering og injeksjons/ utvinningsrater bestemmes. In general, the construction of the fluid flow simulation model will involve construction of a seismic model, adjustment of the constructed seismic model to match the observed seismic data, and coupling of the adjusted seismic model to a fluid flow model. The resulting fluid flow model can then be run to simulate the effects of placing new injection or production wells, changing flow rates to or from the injection or production wells, etc. In this way, optimal well placement and injection/production rates can be determined.

Kontrastmiddelinjeksjonen kan bli utført på hovedsakelig den samme måte som den i hvilken injeksjon blir konvensjonelt utført for å øke hydrokarbonutvinningen. På injeksjonspunktet er karbondioksidet generelt i en overkritisk tilstand, og det har blitt funnet ut at den seismiske detekterbarheten til overkritisk karbondioksid er utmerket. Fortrinnsvis blir karbondioksidet injisert i hovedsakelig ren form, for eksempel minst 50 mol-% CO2, fortrinnsvis minst 90 mol-% CO2, og enda heller minst 95 mol-% CO2. Andre gasser, for eksempel damp, Ci-3-hydrokarboner, nitrogen, etc. kan være til stede i det injiserte kontrastmiddelet. The contrast agent injection can be performed in substantially the same manner as that in which injection is conventionally performed to enhance hydrocarbon recovery. At the point of injection, the carbon dioxide is generally in a supercritical state, and it has been found that the seismic detectability of supercritical carbon dioxide is excellent. Preferably, the carbon dioxide is injected in essentially pure form, for example at least 50 mol% CO2, preferably at least 90 mol% CO2, and even more preferably at least 95 mol% CO2. Other gases, for example steam, C1-3 hydrocarbons, nitrogen, etc. may be present in the injected contrast medium.

Karbondioksidinjeksjon i fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen blir fortrinnsvis begynt før slutten av et år fra hvilket primærfaseproduksjon begynner, spesielt fortrinnsvis før randutvinning blir påbegynt. Spesielt fordelaktig blir den påbegynt før mer enn 10 produksjonsbrønner er på plass. Carbon dioxide injection in the method according to the invention is preferably started before the end of a year from which primary phase production begins, especially preferably before edge mining is started. It is particularly advantageous if it is started before more than 10 production wells are in place.

Mengden injisert karbondioksid vil generelt være i området 0,5 til 10 millioner tonn pr The amount of injected carbon dioxide will generally be in the range of 0.5 to 10 million tonnes per

o o

ar. year.

Karbondioksidinjeksjonen kan bli utført kontinuerlig slik at det injiserte karbondioksidet også vil tjene til å bibeholde nedihullstrykket og øke hydrokarbonutvinningen. Imidlertid kan om ønskelig karbondioksidinjeksjonen skje på en "på-av"-eller tilfeldig basis hvor andre injeksjonsmidler slik som vann eller metan om ønskelig kan benyttes til andre tider. The carbon dioxide injection can be carried out continuously so that the injected carbon dioxide will also serve to maintain the downhole pressure and increase hydrocarbon recovery. However, if desired, the carbon dioxide injection can take place on an "on-off" or random basis where other injection agents such as water or methane can be used at other times if desired.

Karbondioksidinjeksjonen kan finne sted i to eller flere injeksjonsbrønner i undersøkelsesområdet, og undersøkelsesområdet kan inkludere to eller flere produksjonsbrønner. Det som er viktig er at ved å identifisere områder med abnormal permeabilitet for karbondioksid, blir feltoperatøren gjort i stand til å velge effektive steder for plassering av nye produksjonsbrønner og slik øke hydrokarbongjenvinningen fra feltet. The carbon dioxide injection can take place in two or more injection wells in the survey area, and the survey area can include two or more production wells. What is important is that by identifying areas with abnormal permeability to carbon dioxide, the field operator is enabled to choose effective locations for the placement of new production wells and thus increase hydrocarbon recovery from the field.

Seismografisk avbildning i fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen blir fortrinnsvis utført i det minste seks måneder etter at karbondioksidinjeksjonen har blitt påbegynt for å tillate spredning av karbondioksidet gjennom et betydelig volum av det oljebærende lag. Seismographic imaging in the method according to the invention is preferably carried out at least six months after the carbon dioxide injection has been started to allow diffusion of the carbon dioxide through a significant volume of the oil bearing layer.

Fordelene ved fremgangsmåtene i henhold til oppfinnelsen med hensyn til å forbedre karakteriseringen av formasjonen i et hydrokarbonreservoar er slik at det kan være ønskelig å benytte karbondioksidinjeksjon i stedet for vann- eller metaninjeksjoner, der disse for nærværende finner sted, for å øke hydrokarbonutvinningen, og det kan også være ønskelig å begynne karbondioksidinjeksjon på tidligere trinn av en reservoarlevetid. Begge disse tiltakene gir også mulighet for karbondioksiddeponering og hjelper således til å bekjempe forverring av drivhuseffekten. The advantages of the methods according to the invention with regard to improving the characterization of the formation in a hydrocarbon reservoir are such that it may be desirable to use carbon dioxide injection instead of water or methane injections, where these currently take place, in order to increase hydrocarbon recovery, and the it may also be desirable to begin carbon dioxide injection at earlier stages of a reservoir life. Both of these measures also provide the opportunity for carbon dioxide deposition and thus help to combat the worsening of the greenhouse effect.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er spesielt anvendbar på offshore-oljereservoarer. The method according to the invention is particularly applicable to offshore oil reservoirs.

Claims

1. A method of increasing oil recovery from a subsurface oil reservoir having a first production well and an injection well present therein, which method is characterized by including: injecting carbon dioxide into the injection well prior to the end of the primary phase of reservoir life; allowing injected carbon dioxide to penetrate into an oil-bearing layer of the formation surrounding the injection well; generating a three-dimensional seismographic image of at least a portion of the reservoir into which injected carbon dioxide has penetrated; identifying from said imaging areas of the formation with abnormal permeability to fluid flow; at least partially using that identification to construct a computer model of fluid flow within the reservoir; to use the model to predict the effects of at least one of the following actions (i) placing an additional production well in the reservoir, (ii) placing an additional injection well in the reservoir, (iii) changing the hydrocarbon recovery rate from an existing production well in the reservoir , and (iv) to change the flow rate or property of an injection agent in an existing injection well in the reservoir; and to perform at least one of the actions.

2. Method according to claim 1, characterized in that the three-dimensional seismographic image is generated using fixed receivers and elastic wave generators so that CCV-enhanced seismographic images can be generated repeatedly so that the fluid flow simulation model can be regularly updated.

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that carbon dioxide injection is continued or repeated in the secondary and/or tertiary phases.

4. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that at the injection point the carbon dioxide is in a supercritical state.

5. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the injected carbon dioxide is at least 50 mol% C02.

6. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the injected carbon dioxide is at least 95 mol% C02.

7. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the carbon dioxide injection is started before edge extraction is started.