NO343975B1

NO343975B1 - Fremgangsmåte for å øke utvinning av råolje

Info

Publication number: NO343975B1
Application number: NO20091263A
Authority: NO
Inventors: Ian Ralph Collins; Gary Russell Jerauld; Arnaud Lager; Patrick Lee Mcguire; Kevin Webb
Original assignee: Bp Explor Operating Co Ltd; Bp Corp North America Inc
Priority date: 2006-09-08
Filing date: 2009-03-26
Publication date: 2019-08-05
Also published as: DK200900353A; DK178809B1; AR062716A1; CN101535443B; CN103061725B; BRPI0716508A2; AU2007293281B2; EG26795A; GB2478217B; DK201570687A1; AU2007293281A1; US7987907B2; NO20091263L; GB2478217A; CA2662295A1; EA200900382A1; GB2455016B; US20120085555A1; BRPI0716508B1; US20100006283A1

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for utvinning av hydrokarboner fra en porøs og permeabel underjordisk, hydrokarbonbærende formasjon ved å injisere vann med lav salinitet inn i formasjonen.

Det har lenge vært kjent at kun en del av oljen kan utvinnes fra en oljebærende, underjordisk formasjon som et resultat av naturlig energi i reservoaret. Såkalte sekundærutvinningsteknikker benyttes for å tvinge mer olje ut av reservoaret, og den enkleste metode er ved direkte å erstatte oljen med et annet medium, vanligvis vann eller gass.

Vannflømming er en av de mest vellykkede og mest utstrakt benyttede sekundærutvinningsmetoder. Vann injiseres, under trykk, inn i reservoarforråd via injeksjonsbrønner og driver oljen ut gjennom forrådet mot produksjonsbrønnene. Vann som benyttes i vannflømming er generelt saltvann fra en naturlig kilde som sjøvann (heretter angitt som ”kildevann”).

Faktorene som kontrollerer råolje/brine/formasjonsinteraksjoner og deres effekt på fuktbarhet og oljeutvinning involverer komplekse og enkelte ganger konkurrerende mekanismer. Det er rapportert at oljeutvinning kan være avhengig av injeksjonen av brine-konsentrasjonen. Særlig har det vært vist i laboratoriekjernestudier av Morrow og medarbeidere at bruken av lavsalinitets injeksjonsvann under vannflømming kan øke oljeutvinningen sammenlignet med bruken av høyere salinitets vann. SPE93903 beskriver senere arbeid med lavere salinitetsvannflømming.

Lavere salinitetsvann er imidlertid ofte ikke tilgjengelig på brønnsetet og ville måtte fremstilles ved å redusere den totale ionekonsentrasjon av høyeresalinitetsvann ved bruk av teknikker som revers osmose eller fremover osmose.

Det foreligger således et problem om hvordan man skal forsterke gjenvinning av olje fra en oljeholdig formasjon ved bruk av en metode som enten er rimeligere for den samme utvinning eller som gir bedre oljeutvinning for den samme omkostning.

Det er nå funnet at ved å manipulere den totale multivalente kationkonsentrasjon av et lavsalinitets injeksjonsvann og ved å injisere et minimum porevolum av det manipulerte lavsalinitetsvann inn i en oljebærende formasjon, at restoljemetningen i formasjonen kan reduseres sammenlignet med å injisere det opprinnelige lavsalinitetsvann eller et høyeresalinitetsvann. Særlig er det funnet at nøkkelen for bedre oljeutvinning er bruken av et injeksjonsvann med et spesielt lavere multivalent kationinnhold der det totale oppløste faststoffinnhold (TDS) i injeksjonsvannet ligger i området 200 til 10.000 ppm. Det er også funnet at forsterket oljeutvinning ved bruk av et lavsalinitetsvann er avhengig av arten av formasjonen.

Således tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å øke utvinning av råolje fra et reservoar omfattende minst en porøs og permeabel underjordisk formasjon der formasjonen omfatter sandsten og minst ett mineral som har et negativt zeta potensiale under reservoarbetingelsene og der råoljen og konnatvann er til stede i porene i formasjonen, der metoden omfatter:

(A) injisering inn i formasjonen av en slug av et vandig fortrengningsfluid som fortrenger råolje fra overflaten av porene i formasjonen, der porevolumet (PV) av denne slug av det vandige fortrengningsfluid er minst 0,2 og mindre enn 1 og det vandige fortrengningsfluid har et totalt oppløst faststoffinnhold (TDS) i området 200 til 10.000 ppm og fraksjonen av det totale multivalente kationinnhold i det vandige fortrengningsfluidet i forhold til det totale multivalente kationinnhold i konnatvannet er mindre enn 1; og

(B) etterfølgende injisering i formasjonen av et drivvann med høyere innhold av multivalente kation og/eller høyere totalt innhold av oppløste faste stoffer enn det vandige fortrengningsfluid.

I en utførelsesform tilveiebringes det en fremgangsmåte for å øke utvinningen av råolje fra et reservoar som omfatter minst en porøs og permeabel underjordisk formasjon der: (a) formasjonen omfatter sandsten og minst ett mineral som har et negativt zeta potensiale under reservoarbetingelsene; (b) råolje og konnatvann er til stede i porene i formasjonen og råoljen omfatter komponenter med anioniske funksjonelle grupper (heretter ”anioniske komponenter”) og/eller komponenter med kationiske funksjonelle grupper (heretter ”kationiske komponenter”); og (c) multivalente kationer adsorberes på overflaten av porene av formasjonen fra konnatvannet og er i likevekt med de frie multivalente kationer som er oppløst i konnatvannet og minst en del av de adsorberte multivalente kationer er assosiert med de anioniske komponenter av råoljen (heretter ”oljeassosierte multivalente kationer”) og/eller negativt ladede funksjonelle grupper på overflaten av porene av formasjonen er assosiert med kationiske komponenter av råoljen (heretter ”adsorberte kationiske komponenter”), der fremgangsmåten omfatter: injisering inn i formasjonen av et vandig fortrengningsfluid med et totalinnhold av oppløste faststoffer (TDS) i området 200 til 10.000 ppm og med fortrengningskationer oppløst deri, der konsentrasjonen av multivalente kationer i det vandige fortrengningsfluid er mindre enn konsentrasjonen av frie multivalente kationer i konnatvannet, slik at de oljeassosierte multivalente kationer og/eller de adsorberte kationiske komponenter fortrenges fra overflaten av porene av formasjonen og erstattes med fortrengningskationer som adsorberes fra det vandige fortrengningsfluid for derved å fortrenge råolje fra overflaten av porene av formasjonen.

Fortrinnsvis føres det vandige fortrengningsfluid gjennom formasjonen fra en injeksjonsbrønn for å fortrenge råolje fra overflatene av porene i formasjonen, og den fortrengte råolje gjenvinnes fra en produksjonsbrønn som ligger i avstand fra nevnte injeksjonsbrønn. Imidlertid er det også tatt sikte på at oppfinnelsen kan anvendes på en såkalt ”huff and puff” prosess, der en produksjonsbrønn kjøres gjennom en syklus av injisering av vandig fortrengningsfluid fra brønnen inn i formasjonen for å etterlate brønnen til dynking og så produsere olje fra brønnen.

Formasjonen gjennom hvilken de vandige fortrengningsfluider passerer omfatter sandesten som er den oljeassosierte, enten ved inklusjon i porer eller mellom korn eller på annen måte. Formasjonen kan også omfatte andre bestanddeler som kvarts. I tillegg omfatter formasjonen ett eller flere mineraler med et negativt zeta potensiale under reservoarbetingelser. I henhold til dette, har formasjonen en negativ overflate elektrisk ladning under reservoarbetingelsene. ”Zeta potensiale” er en parameter som er velkjent i teknikken og kan måles ved standardmetoder som er velkjente for fagmannen. Zeta potensiale måles ved å danne en oppslemming av mineralet i et vandig medium, føring av en elektrisk strøm gjennom oppslemmingen via elektroder og så å bestemme retningen og hastigheten av bevegelsene av de oppslemmede partikler. Fortrinnsvis er zeta-potensialet for et mineral fra -0,1 til -50 mV, for eksempel -20 til -50 mV, under reservoarbetingelser. Med ”reservoarbetingelser” menes den temperatur og det trykk for formasjonen og den pH-verdi som hersker konnatvannet. Typisk ligger temperaturen i formasjonen i området 25 til 300ºC, for eksempel 50 til 200ºC, og særlig 100 til 150ºC. Typisk vil trykket i formasjonen ligge innen området 100 til 1000 bar. Generelt har det konnate vann en pH-verdi i området 4 til 8, særlig innen området 5 til 7.

Typisk omfatter formasjonen minst 0,1% av minst ett mineral som har et negativt zetapotensiale under reservoarbetingelsene, særlig 1 til 50%, fortrinnsvis 1 til 30% og særlig 2,5 til 20% (der alle innhold i beskrivelsen er uttrykt som vektprosent hvis ikke annet er sagt). Mineralet kan være en leire, særlig leirer av smektitt-typen (som montmorillonitt), pyrofyllitt-typen, kaolinitt-typen, illitt-typen og galukonitt-typen. Fortrinnsvis er leiren ikke-svellende under betingelsene for utvinning av råolje fra formasjonen. Andre eksempler på mineraler som har et negativt zeta-potensiale under reservoarbetingelser inkluderer overgangsmetallforbindelser, som oksider og karbonater, for eksempel jernoksid, sideritt og plagioklas feltspat. Mengden av ett eller flere slike mineraler i formasjonen kan bestemmes ved røntgendiffraksjon ved bruk av opphentet formasjonsmateriale. Det er funnet at økende nivåer av inkremental oljeutvinning korrelerer med økede mengder av ett eller flere mineraler i formasjonen.

Multivalente kationer, fortrinnsvis divalente og/eller trivalente kationer, adsorberes på overflaten av porene av formasjonen fra det konnate vann. Uten å ønske å være bundet av noen teori, antas det at de multivalente kationer kjemisk adsorberes på overflaten av porene i formasjonen. Det antas også at de adsorberte multivalente kationer er i likevekt med multivalente kationer som inneholdes i det konnate vann.

Eksempler på råoljekomponenter med anioniske funksjonelle grupper (”anioniske komponenter”) inkluderer hydrokarboner med funksjonelle karboksylat-, hydroksyl-, fosfonat-, sulfat- eller sulfonatgrupper. Særlig kan de anioniske komponenter av råoljen være naftenater.

Ved å si at anioniske komponenter av råoljen er ”assosierte” med de adsorberte multivalente kationer, menes at de anioniske komponenter direkte eller indirekte er koordinert til de adsorberte multivalente kationer. De anioniske komponenter av råoljen kan direkte være koordinert til de adsorberte multivalente kationer via ionebinding (kalt ”kationbro”) eller dativbinding (kalt ”ligandbro”). Alternativt kan de anioniske komponenter av råoljen indirekte være koordinert til de adsorberte multivalente kationer via hydrogenbinding via intermediærvirkning av ett eller flere brovannmolekyler (kalt ”vannbro”). De direkte og indirekte koordineringer av anioniske komponenter i råoljen for adsorbering til multivalente kationer er vist nedenfor under henvisning til en karboksylsyre og de adsorberte divalente kationer (Ca<2+>og Mg<2+>):

Cation bridging Ligand bridging Water bridging

kationbinding ligandbinding vannbinding

Eksempler på råoljekomponenter som har kationiske funksjonelle grupper (”kationiske komponenter”) inkluderer kvaternære ammoniumsalter med formelen RR1R2R3N<+>X<->der R, R1, R2og R3gruppene betyr hydrokarbongrupper og X- er et anion, for eksempel klorid eller bromid. Generelt er de kationiske komponenter av råoljen direkte koordinert til anioniske grupper som er til stede på overflaten av porene av formasjonen via ionisk binding. For eksempel, og som vist nedenfor, kan det være kationutbytting mellom hydrogenioner av hydroksylgrupper som er til stede på overflaten av leiremineraler og kvaternære ammoniumioner med formelen RR1R2R3N+.

kationutbytting

Fortrengningskationene i det vandige fortrengningsfluid kan være multivalente kationer eller monovalente kationer. Imidlertid er monovalente kationer mindre effektive når det gjelder å fortrenge de adsorberte multivalente kationer (og deres assosierte anioniske komponenter i råoljen) og/eller de adsorberte kationiske komponenter av råoljen fra overflaten av porene i formasjonen. I henhold til dette er det foretrukket at minst noen multivalente fortrengningskationer er til stede i det vandige fortrengningsfluid under den forutsetning at det totale multivalente kationinnhold i det vandige fortrengningsfluid er mindre enn det totale multivalente kationinnhold i konnatvannet.

Andelen av totalt multivalent kationinnhold i det vandige fortrengningsfluid i forhold til det totale multivalente kationinnhold i det konnate vann (heretter angitt som ”multivalent kationfraksjon”) er mindre enn 1, for eksempel mindre enn 0,9. Generelt, desto mindre den multivalente kationfraksjon er, desto større er mengden av olje som gjenvinnes fra en spesielt formasjon. Således er den multivalente kationfraksjon fortrinnsvis mindre enn 0,8, spesielt mindre enn 0,6 og helst mindre enn 0,5, særlig mindre enn 0,4 eller mindre enn 0,25. Den multivalente kationfraksjon kan være minst 0,001, særlig minst 0,01, helst minst 0,05, særlig minst 0,1. Foretrukne områder for den multivalente kationfraksjon er 0,01 til 0,9, 0,05 til 0,8, men særlig 0,05 til 0,6 eller 0,1 til 0,5. Forholdet mellom det totale divalente kationinnhold i nevnte vandige fortrengningsfluid og det totale divalente kationinnhold i nevnte konnate vann (heretter angitt ”divalent kationfraksjon”) er også mindre enn 1. De foretrukne verdier og områder for de multivalente kationfraksjoner kan gis mutatis mutandis når det gjelder den divalente kationfraksjon.

Hensiktsmessig kan de monovalente fortrengningskationer velges fra Gruppe I metallkationer, særlig Na<+>. De multivalente fortrengningskationer er fortrinnsvis divalente kationer eller trivalente kationer. Divalente kationer som kan benyttes som fortrengningskationer inkluderer Gruppe II metallkationer, særlig Ca<2+>og Mg<2+>, men også Ba<2+>og Sr<2+>, særlig Ca<2+>. Trivalente kationer som kan benyttes som erstatningskationer inkluderer Cr<2+>,Cr<3+>, Al<3+>, V<2+>eller V<3+>. De mest effektive fortrengningskationer har en relativt høy ladningsdensitet over den hydratiserte radius (radien for kationet og de nær bundne vannmolekyler). I henhold til dette er Ca<2+>mer effektiv som fortrengningskation enn Mg<2+>. Blandinger av fortrengningskationer kan benyttes i fortrengningsfluidet.

Natriuminnholdet for det vandige erstatningsfluid er vanligvis 20 til 4000 ppm, særlig 150 til 2500 ppm, for eksempel 200 til 1000 ppm. Forholdet natriuminnhold:halvparten av det multivalente kationinnhold i det vandige fortrengningsfluid er vanligvis større enn 1, særlig 1,05 til 50, helst 5 til 40, og særlig 5 til 20 eller 20 til 40, der de høyere verdier vanligvis assosieres med høyere TDS-nivåer for de vandige fortrengningsfluider.

Det vandige fortrengningsfluid har vanligvis et kalsiuminnhold på minst 1, særlig minst 5 ppm, for eksempel minst 10 ppm. Typisk ligger kalsiuminnholdet i området 1 til 100 ppm, særlig 5 til 50 ppm. Magnesiuminnholdet i det vandige fortrengningsfluid kan være minst 1 ppm, særlig minst 5 ppm, og mer spesielt minst 10 ppm. Typisk ligger magnesiuminnholdet i området 5 til 100, særlig 5 til 30 ppm. Bariuminnholdet for det vandige fortrengningsfluid kan ligge i området 0,1 til 20, for eksempel 1 til 10 ppm. Vektforholdet mellom kalsium og magnesium er vanligvis 10:1 til 1:10, særlig 10:1 til 1:1, for eksempel 10:1 til 4:1, eller 5:1 til 1:6, som for eksempel 1:1 til 1:6. Således kan kalsiuminnholdet være høyere enn magnesiuminnholdet. Fortrinnsvis er det trivalente kationinnholdet i det vandige fortrengningsfluid minst 1, særlig minst 10, for eksempel minst 20. Fortrinnsvis er det multivalente kationinnhold av det vandige fortrengningsfluid minst 10, for eksempel minst 20 ppm, under den forutsetning at den multivalente kationandel er mindre enn 1. Typisk er det totale innhold av multivalente kationer i det vandige fortrengningsfluid 1 til 200 ppm, særlig 3 til 100 ppm, spesielt 5 til 50 ppm, under den forutsetning at andelen av multivalente kationer er mindre enn 1.

TDS-innholdet av nevnte vandige fortrengningsfluid er minst 200 ppm, særlig minst 500 ppm. TDS-innholdet kan være opp til 10.000 ppm, særlig opp til 8000 ppm, fortrinnsvis opp til 7000 ppm. Særlig kan TDS ligge innen området 500 til 10.000 ppm, særlig 1000 til 8000 ppm, for eksempel 1000 til 5000 ppm.

Fortrinnsvis er andelen av multivalent kationinnhold i det vandige fortrengningsfluid i forhold til totalt oppløst faststoff (TDS) innhold i nevnte vandige fortrengningsfluid mindre enn 1 x 10<-2>, for eksempel 0,01-0,9 x 10<-2>, særlig 0,1-0,8 x 10<-2>. Disse andeler kan benyttes mutatis mutandis når det gjelder fraksjonen av divalent kationinnhold i det vandige fortrengningsfluid i forhold til de totale oppløste faststoffer (TDS) i nevnte vandige fortrengningsfluid.

Oppfinnelsen kan anvendes for forbedret utvinning av olje fra en formasjon der det konnate vann har et vidt spektrum av TDS-nivåer, som for eksempel minst 500 ppm, vanligvis 500 til 200.000 ppm, som 2000 til 50.000 ppm, særlig 2000 til 5000 ppm eller 10.000 til 50.000, spesielt 20.000 til 45.000 ppm. Det konnate vann er vannet som er assosiert med olje i formasjonen og er i likevekt med denne, særlig i forhold til det multivalente kationinnhold, spesielt det divalente kation (f. eks. kalsium) innhold.

Kalsiuminnholdet for det konnate vann er vanligvis minst 150 ppm, for eksempel 200 til 30.000 ppm, 200 til 6000 ppm og særlig 200 til 1000 ppm. Magnesiuminnholdet i det konnate vann er vanligvis minst 150 ppm, for eksempel 200 til 30.000 ppm, 200 til 6000 ppm, og særlig 200 til 1000 ppm. Det totale innhold av toverdige kationer i det konnate vann er vanligvis minst 180 ppm, for eksempel 250 til 15.000 ppm, særlig 350 til 3000 ppm, spesielt 400 til 2000 ppm eller 1000 til 2000 ppm. Vektforholdet kalsium:magnesium i det konnate vann er vanligvis 10:1 til 1:10, særlig 10:1 til 1:1, som for eksempel 10:1 til 4:1 eller 5:1 til 1:6, for eksempel 1:1 til 1:6. Generelt inneholder det konnate vann lave nivåer av treverdige kationer, vanligvis mindre enn 5 ppm.

Det vandige fortrengningsfluid kan føres kontinuerlig inn i formasjonen. Imidlertid er det foretrukket at det vandige fortrengningsfluid føres i en eller flere andeler av kontrollert porevolum, PV (heretter angitt som ”slug”). Uttrykket ”porevolum” benyttes her for å bety det sveipede volum mellom en injeksjonsbrønn og en produksjonsbrønn og kan lett bestemmes på i og for seg kjent måte for fagmannen. Slike metoder inkluderer modellstudier. Imidlertid kan porevolumet også bestemmes ved å føre et høysalinitetsvann med en tracer i seg gjennom formasjonen fra injeksjonsbrønnen til produksjonsbrønnen. Det sveipede volum er volumet som sveipes av fortrengningsfluidet som gjennomsnitt over alle strømningsveier mellom injeksjonsbrønn og produksjonsbrønn. Dette kan bestemmes under henvisning til det første temporalmoment av tracer-fordelingen ved produsert høyeresalinitetsvann slik det vil være velkjent for fagmannen.

Det er funnet at volumet av den angitte slug av vandig fortrengningsfluid overraskende kan være liten, om enn denne slug fremdeles er i stand til å frigi i det vesentlige all den olje som kan foretrenges fra overflaten av porene i formasjonen under reservoarbetingelser. Generelt er porevolumet (PV) for denne slug av vandig fortrengningsfluid minst 0,2 PV, da en slug av lavere porevolum har en tendens til å dissipere i formasjonen og ikke nødvendigvis gir noen erkjennbar økning i oljeproduksjonen. Det er også funnet at der porevolumet for det vandige fortrengningsfluid er minst 0,3 og fortrinnsvis minst 0,4, har denne slug en tendens til å bibeholde sin integritet i formasjonen (hvilket vil si at den ikke dispergerer i formasjonen) og derfor fortsetter å feie fortrengt olje mot en produksjonsbrønn. Således nærmer den inkrementelle oljegjenvinning for en spesiell formasjon seg en maksimalverdi med en slug på minst 0,3 PV, særlig minst 0,4 PV, med liten ytterligere inkrementell oljegjenvinning med høyere porevolum slug’er. Videre er det mulig å fortsette å injisere vandig fortrengningsfluid inn i en formasjon, der typisk porevolumet for den angitte slug av vandig fortrengningsfluid minimaliseres fordi det kan være begrenset injeksjonskapasitet for vandig fortrengningsfluid på grunn av behovet for å ta hensyn til produsert vann. Således er porevolumet for vandig fortrengningsfluid mindre enn 1, spesielt mindre enn 0,9 PV, helst mindre enn 0,7 PV, særlig mindre enn 0,6 PV, for eksempel mindre enn 0,5 PV. Typisk vil slug’en av vandig fortrengningsfluid ha et porevolum i området 0,2 til 0,9, særlig 0,3 til 0,6 og særlig 0,3 til 0,45.

Etter injeksjon av et porevolum av vandig fortrengningsfluid som gir den maksimale inkrementelle oljeutvinning (særlig en slug av vandig fortrengningsfluid med et porevolum mindre enn 1), kan et driv- (eller post-flush) vann med høyere multivalent kationinnhold og/eller høyere TDS, vanligvis begge deler, injiseres i formasjonen. Der denne slug av vandig fortrengningsfluid har et porevolum mindre enn 1, vil post-flush vannet sikre at denne slug av vandig fortrengningsfluid (og derved frigitt eller løsgjort olje) feies gjennom formasjonen til produksjonsbrønnen. I tillegg kan injeksjon av postflush vannet være nødvendig for å bibeholde trykket i reservoaret. Typisk har post-flush vannet en høyere PV-verdi enn den slug som gis av vandig fortrengningsfluid.

Fortrinnsvis har post-flush vannet ikke høyere pH-verdi enn det injiserte, vandige fortrengningsfluid, og har ikke tilsatt alkali som natriumhydroksid, natriumkarbonat, natriumsilikat eller natriumfosfat.

Mange kilder for vann for det vandige fortrengningsfluid kan potensielt benyttes, inkludert ferskvann, sjøvann, brakkvann, akvifisert vann, konnatvann eller produsert vann. Ferskvann kan oppnås fra en elv eller sjø og har typisk et TDS-innhold på mindre enn 1500 ppm. Brakkvann kan oppnås fra tidevanns- eller elvemunningskilder og har typisk et TDS-innhold fra 5000 til 25.000 ppm. I tillegg kan brakkvann oppnås fra et vannanlegg som kan være i et separat stratum fra et stratum assosiert med råoljen. Imidlertid er ikke alt akvifisert vann brakkvann. Således kan TDS-innholdet for akvifert vann ligge i området 1000 til 300.000 ppm. Der konnatvann eller produksjonsvann (vann som er separert fra oljen som produseres fra en produksjonsbrønn) benyttes som kilde for vann for det vandige fortrengningsfluid, kan det konnate vann eller det produserte vann normalt ha et TDS-innhold i området 2000 til 300.000 ppm TDS. Bruken av konnatvann eller produsert vann som en kilde for vann for det vandige fortrengningsfluid er fordelaktig der det er restriksjoner hva angår disponering av konnatvann eller produsert vann. Sjøvann kan også vurderes som kilde for vann for det vandige fortrengningsfluid, uansett om dette gjelder innlandssjøer på 15.000 til 40.000 ppm, som Kaspiske Hav, eller de store hav som for eksempel 30.000 til 45.000 ppm TDS. Hvis ønskede blandinger av vann kan benyttes som kilde for vannet for det vandige fortrengningsfluid, kan man tenke seg for eksempel et lav TDS akvifert vann blandet med et høyeresalinitetsvann som produsert vann eller sjøvann. Bruken av blandede vann er særlig viktig når en ny produksjonsbrønn startes opp; til å begynne med behøver man ikke, eller eventuelt utilstrekkelig produsert vann, for anvendelse som vannkilde for det vandige fortrengningsfluid.

Når TDS-innholdet for vannkilden og det multivalente kationinnhold allerede er ved de ønskede verdier for det vandige fortrengningsfluid for å oppnå inkrementell utvinning av olje fra en formasjon med et spesielt konnatvann, kan vannkilden benyttes som vandig fortrengningsfluid uten behandling for å redusere det multivalente kationinnhold. Eksempler på vann som kan benyttes som vandig fortrengningsfluid uten behandling inkluderer ferskvann og lavsalinitets akvifert vann. Hvis ønskelig, og mens det multivalente kationnivå ikke nødvendigvis må forandres, kan det multivalente anioninnhold, for eksempel innholdet av divalente anioner som sulfat eller karbonat eller trivalente anioner som fosfat, reduseres, for eksempel ved presipitering med toverdige kationer som kalsium, eller ved anionbytting (for eksempel ved bruk av en anionbytteharpiks) eller ved nanofiltrering ved bruk av et anionselektivt membran. Hvis nødvendig, kan flerverdige kationer (særlig divalente kationer og trivalente kationer) settes til ferskvann eller akvifert vann for å oppnå det ønskede flerverdige kationinnhold.

Der TDS-innholdet for vannkilden allerede er ved den ønskede verdi for det vandige fortrengningsfluid, men det multivalente kationnivå er høyere enn ønsket for inkrementell utvinning av olje fra en formasjon med et spesielt konnatvann, blir vannkilden behandlet for å redusere innholdet av multivalente kationer. Eksempler på slike kildevann inkluderer visse lavsalinitetsfremstilte vann og visse lavsalinitetsakvifere vann. Behandlingen kan skje ved presipitering, f. eks. ved tilsetning av natriumhydroksid, natriumkarbonat, natriumbikarbonat, natriumfosfat eller natriumsilikat og separering av et presipitat omfattende det multivalente kationet (for eksempel ved filtrering eller sentrifugering) for derved å gi et behandlet vann med lavere multivalent kationnivå for anvendelse som vandig fortrengningsfluid.

Behandlingen av kildevannet kan også skje ved nanofiltrering, f. eks. med en multivalent kationselektiv membran som Dow Filmtec NF serien (særlig NF40, NF40HF, NF50, NF70, NF90 og NF270 membraner), Hydranautics ESNA1 serien, Desal-5 membran (Desalination Systems, Escondido, California), SU 600 membran (Toray, Japan) eller NRT 7450 og NTR 7250 membraner (Nitto Electric, Japan). Den selektive fjerning av multivalente kationer fra vann med lavt TDS-innhold (brakkvann TDS-innhold eller mindre) ved bruk av slike membraner er beskrevet i US 5,858,420 og i Separation and Purification Technology, 37 (2004), “Removal of sulfates and other inorganics from potable water by nanofiltration membranes of characterized porosity”, av K. Kosutic, I. Novak, L. Sipos og B. Kunst. Alternativt kan vannkilden behandles ved føring gjennom et sjikt av kationbytteharpiks, for eksempel en hydrogen- eller natriumkationbytteharpiks. Disse behandlingsmetoder (andre enn kationbytting med en hydrogenkationbytteharpiks) har fordelen av ikke vesentlig å øke pH-verdien i det vandige fortrengningsfluid sammenlignet med ikke-behandlet vann. Hvis nødvendig, kan det behandlede vann også ha sitt multivalente anioninnhold redusert som beskrevet ovenfor.

Når vannkilden har en høyere TDS enn ønsket for det vandige fortrengningsfluid og der det multivalente kationnivå også er høyere enn ønsket for inkrementell gjenvinning av olje fra en formasjon med et spesielt konnatvann, blir vannkilden behandlet for å redusere både TDS-innholdet og innholdet av multivalente kationer til det ønskede nivå. Videre blir vannkilden behandlet for å redusere både TDS- og multivalent kationinnhold til de ønskede verdier, for eksempel ved bruk av revers osmose, fremover osmose eller kombinasjoner derav. Kildevann som er behandlet på denne måte inkluderer sjøvann, høyeresalinitets brakkvann, høyeresalinitets produsert vann og høyeresalinitets akvifert vann. Membranen som benyttes ved den reverse osmose eller fremover osmose kan utelukke i det vesentlige alle av de oppløste faststoffer i kildevannet ved å føre disse til det behandlede vann (permeat). Egnede membraner som utelukker i det vesentlige alle oppløste faststoffer er velkjente for fagmannen. I henhold til dette, kan det behandlede vann ha en TDS helt ned til 200 ppm og et innhold av divalente kationer ned til 1 til 2 ppm. Typisk vil det behandlede vann ikke inneholde noen treverdige kationer. Hvis ønskelig, kan flerverdige kationer (toverdige og/eller treverdige kationer) settes til det behandlede vann under den forutsetning at det totale innhold av flerverdige kationer i det behandlede vann er mindre enn det totale innhold av flerverdige kationer i det konnate vann. Videre, og hvis ønskelig, kan salter av monovalente kationer settes til det behandlede vann for å øke dets TDS-innhold under den forutsetning at TDS-innholdet ikke går utover 10.000 ppm. Alternativt kan vannkilden behandles som en ”løs” revers osmose membran, som beskrevet i WO 06/002192, for derved direkte å gi et vandig fortrengningsfluid av ønsket TDS-innhold og ønsket flerverdig kationinnhold.

Det vandige fortrengningsfluid kan også inneholde vannoppløselige polymerviskosifiserere, som naturlige gummier, polyakrylamider og polyakrylsyrer. For å unngå enhver tvil, er disse viskosifiserende midler ikke ansett som å bidra til det totale TDS-innhold i det vandige fortrengningsfluid.

Det er tatt sikte på at en surfaktant også kan settes til det vandige fortrengningsfluid, særlig sulfonater som alkenbenzensulfonater, uansett om dette gjelder per se eller i en micellær oppløsning med emulgerte hydrokarboner.

Fortrinnsvis er det intet tilsatt alkali, som natriumhydroksid, natriumkarbonat, natriumbikarbonat, natriumsilikat eller natriumfosfat i det vandige fortrengningsfluid. Uansett om slike alkaliske materialer er satt til for å redusere innholdet av flerverdige kationer i et kildevann med høyt innhold av multivalente kationer, bør pH-verdien for det vandige fortrengningsfluid være mindre enn 0,5 høyere enn, fortrinnsvis mindre enn 0,2 høyere enn det til kildevannet.

Det vandige fortrengningsfluid kommer i kontakt med formasjonsfjellet, som er assosiert med oljen, og som kan ha en ”American Petroleum Institute” (API) gravitet på minst 15-60º, særlig minst 30-45º, for eksempel 20-30º.

Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen blir det vandige fortrengningsfluid fortrinnsvis injisert under trykk, for eksempel 10.000 til 100.000 kPa (100 til 1000 bar), i minst en injeksjonsbrønn som befinner seg i avstand fra en produksjonsbrønn og føres direkte til den oljebærende formasjon fra injeksjonsbrønnen. Passasjen av vandig fortrengningsfluid tvinger konnatvann og fortrengt olje foran seg og mot produksjonsbrønnen hvorfra olje gjenvinnes, i utgangspunktet med konnatvann og, etter forlenget injeksjon av vandig fortrengningsfluid, med en blanding av konnatvann og vandig fortrengningsfluid og til slutt muligens bare med vandig fortrengningsfluid.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen benyttes vanligvis med produksjonsbrønner med utilstrekkelig trykk i formasjonen til å gi signifikante mengder olje (etter primærutvinning). Disse produksjonsbrønner kan foreligge som sekundærutvinning (som følger primærutvinning) eller tertiærutvinning (som følger sekundærutvinning).

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er således av spesiell verdi med mature produksjonsbrønner.

Fagmannen på området vil forstå at ved sekundærutvinning blir et fluid injisert i formasjonen fra en injeksjonsbrønn for å opprettholde trykket i formasjonen og feie olje mot en produksjonsbrønn. En fordel ved injisering av det vandige fortrengningsfluid til formasjonen under sekundærutvinning, er at det vandige fortrengningsfluid enten er formulert eller valgt for å frigi ytterligere olje fra overflaten av formasjonsporene (sammenlignet med injeksjon av vann med høyere TDS-innhold og/eller høyere multivalent kationinnhold). I henhold til dette kan det være en lengre periode med tørr oljeutvinning fra produksjonsbrønnen før gjennombrudd. I tillegg, og sågar etter vanngjennombrudd, vil det være forsterket utvinning av olje sammenlignet med bruk av vann med høyere TDS-innhold og/eller høyere multivalent kationinnhold.

Fagmannen på området vil forstå at ved tertiærutvinning blir injeksjon av originalfluid stanset og et annet fluid injisert i formasjonen for forsterket oljeutvinning. Således er fluidet som injiseres i formasjonen under tertiærutvinning det vandige fortrengningsfluid av valgt TDS-innhold og valgt multivalent kationinnhold, og fluidet som tidligere er injisert i formasjonen under sekundærutvinning kan være et vann med høyere TDS-innhold og/eller høyere multivalent kationinnhold enn det vandige fortrengningsfluid (for eksempel sjøvann og/eller et produsert vann). Således er en fordel ved injisering av det vandige fortrengningsfluid under tertiærutvinning at dette resulterer i forsterket eller forbedret oljeutvinning.

Det kan være en injeksjonsbrønn og en produksjonsbrønn, men fortrinnsvis kan det være mer enn en injeksjonsbrønn og mer enn en produksjonsbrønn. Det kan være mange forskjellige romlige forbindelser mellom den eller de benyttede injeksjonsbrønner og hver av de eventuelle produksjonsbrønner. Injeksjonsbrønner kan være lokalisert rundt en produksjonsbrønn. Alternativt kan injeksjonsbrønnene ligge i to eller flere rekker mellom hver av hvilke det er anordnet produksjonsbrønner. Disse konfigurasjoner angis ”pattern flood”, og fagmannen på området vil vite hvordan injeksjonsbrønnene skal benyttes for å oppnå maksimal oljeutvinning under vannflømmingsbehandling (sekundær- eller tertiærutvinning).

I en ytterligere foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringes det en metode for å øke utvinning av råolje fra et reservoar omfattende minst en porøs og permeabel underjordisk formasjon der (a) formasjonen omfatter sandsten og minst ett mineral som har et negativt zeta-potensiale under reservoarbetingelsene, (b) råolje og konnatvann er til stede i porene av formasjonen, og (c) et vandig fortrengningsfluid injiseres inn i formasjonen for å fortrenge råolje fra overflaten av porene i formasjonen, der det vandige fortrengningsfluid er valgt blant:

(a) bestemmelse av multivalent kationinnhold av konnatvann; og

(b) valg som vandig fortrengningsfluid av et kildevann med et totalt oppløst faststoffinnhold i området 200 til 10.000 ppm og med et totalt multivalent kationinnhold slik at andelen av totalt multivalent kationinnhold i det vandige fortrengningsfluid og det totale multivalente kationinnholdet i konnatvannet er mindre enn 1.

Et eksempel på et konnatvann kan oppnås ved å hente en kjerne fra formasjonen og så å bestemme det multivalente kationinnholdet i vannet inneholdt i kjernen. Alternativt har det vært et vanngjennombrudd, men reservoaret forblir i primærutvinning, og det multivalente kationinnhold av vannet som er separert fra oljen kan bestemmes.

Der intet tilgjengelig kildevann er tilgjengelig for anvendelse som vandig fortrengningsfluid, kan TDS-innholdet og/eller det totale multivalente kationinnhold av kildevannet manipuleres (som beskrevet ovenfor) for å gi et vandig fortrengningsfluid av ønsket TDS-innhold og ønsket totalt multivalent kationinnhold.

Oppfinnelsen skal nå illustreres under henvisning til Figurene 1 og 2 samt til de følgende eksempler.

Eksempler

Oppfinnelsen skal illustreres i de følgende eksempler der vandige fortrengningsfluider med forskjellig sammensetning føres inn i oljebærende formasjoner med varierende leireinnhold og restoljeinnholdet i formasjonen, mettet med nevnte fluider (heretter Sor) måles ved en enkeltbrønn kjemisk tracertest (SWCTT).

Denne test er hyppig benyttet for å teste oljeutvinningsprosesser. Den involverer injisering fra en produksjonsbrønn i en oljebærende formasjon av et lite volum av det vandige fortrengningsfluid som testes og som er merket med to kjemiske tracere, fulgt av injeksjon av fluidet uten tracere og så stenging av brønnen, fulgt av å tvinge vandig fortrengningsfluid tilbake til produksjonsbrønnen under formasjonstrykket; væsken som bringes tilbake til produksjonsbrønnen blir så analysert med henblikk på de benyttede tracere eller hydrolyseprodukter derav. En av tracerne er vanligvis en alkohol, f. eks. isopropanol og/eller n-propanol, som ikke fordeles mellom olje- og vannfasene i formasjonen. Den andre tracer, vanligvis en ester som etylacetat (heretter angitt som ”fordelingsester”), hydrolyseres under stengingen og danner en alkohol som ikke fordeles mellom olje- og vannfasene. Esteren vender tilbake til produksjonsbrønnen i langsommere hastighet enn den ikke-deltagende alkohol. Den langsommere hastighet og derfor den større separasjon mellom retur av ester henholdsvis alkohol til produksjonsbrønnen tilsvarer et synkende oljeinnhold i formasjonen og er således et uttrykk for restoljeinnholdet (Sor). Denne teknikk er beskrevet i detalj i SPE93903, ansett som del av foreliggende beskrivelse.

Som diskutert ovenfor, ble testene gjennomført på et antall brønner. Når det gjelder hver brønn, ble testen gjennomført først med konnatvann for å måle Sor-nivået for dette vann. Testen ble så gjentatt med det vandige fortrengningsfluid med variert toverdig kationandel for å måle Sor-nivået for dette medium.

Tabellene 1 og 2 gir detaljer av oljene i et antall brønner, av analysene for vandige fortrengningsfluider og konnatvann, innholdet av ikke-svellende leire i formasjonen og metningsrestolje (Sor) innholdet.

Brønn A har en olje på API 24º fra en formasjon inneholdende 2,2% kaolinitt og 10-20% glaukonitt.

Brønn B har en olje på API 24º fra en formasjon inneholdende 7,4% kaolinitt.

Brønn C har en olje på API 27º fra en formasjon inneholdende kaolinitt.

Brønn D har en olje på API 25º fra en formasjon inneholdende kaolinitt.

Brønn E har en olje på API 17º fra en formasjon inneholdende rundt 3% kaolinitt.

Tabell 1

* Div = toverdige kationer Tabell 2

Disse resultater er vist grafisk i Figurene 1 og 2.

Eksempel 8

SWCTT testene fra eksemplene 1-7 ble gjentatt med et antall forskjellig dimensjonerte plugger (slugs) av det vandige fortrengningsfluid (injeksjonsvann) med analysen Ca 1,47 ppm/Mg 0 ppm/divalent TDS 10 ppm. Konnatvannet inneholdt Ca 320 ppm/Mg 48 ppm/divalents 398 ppm/TDS 31705 ppm, noe som gir en divalent eller toverdig fraksjon på 0,003. Oljen hadde en API gravitet på 23º. Formasjonen inneholdt 13,8% kaolinitt.

Produsert vann, som var konnatvann i testen, ble ført inn i formasjonen først og ga en Sorpå 0,42. En plugg på 0,2 PV av injeksjonsvannet ble så ført for å gi en Sorpå 0,42 fulgt av en gjentatt plugg av produsert vann. En plugg på 0,4 PV av injeksjonsvannet ble så iverksatt, noe som ga en Sorpå 0,27, nok en gang fulgt av en plugg av produsert vann. Sorvar 0,27 etter at en plugg på 0,7 PV injeksjonsvann nok en gang var ført gjennom, fulgt av produsert vann. Porevolumet, PV, ble bestemt fra modellstudier.

Eksempel 9

SWCTT testene fra Eksempel 8 ble gjentatt med et antall forskjellig dimensjonerte plugger av vandig fortrengningsfluid (injeksjonsvann) med analysen Ca 30 ppm/Mg 6 ppm/divalent 37 ppm TDS. Konnatvannet var det samme som i Eksempel 8 og ga den divalente fraksjon på 0,09. Oljen hadde en API gravitet på 23 ̊. Formasjonen inneholdt 12,2% kaolinitt.

Produsert vann, som var konnatvannet i denne test, ble ført inn i formasjonen først og ga en Sorpå 0,41. En plugg på 0,2 PV injeksjonsvann ble så ført gjennom og ga en Sorpå 0,37, fulgt av en gjentatt plugg av produsert vann. En plugg 0,3 PV injeksjonsvann ble så ført gjennom og ga en Sorpå 0,30, noe som nok en gang ble fulgt av en plugg av produsert vann. Porevolumet, PV, ble bestemt ved modellstudier.

Eksempel 10

De følgende studier benyttet en kjerneflømmet fasilitet som arbeidet ved reservoarbetingelser med opp til 150ºC og 10.000 psi. Utstyret for denne kjerneflømmede fasilitet har en in-situ metningsmonitor som beskrevet nedenfor og benytter ”levende” fluider (reservoarfluider som er ekvilibrert med reservoargass) for både aldring og fluidstrøm. Volumetrisk produksjon måles ved reservoarbetingelser ved bruk av en in-line separator. Metninger under og ved slutten av flømmingen sikres ved måling av mengden av porerommet som opptas av radioaktivt dopet brine. In-situ metningsmonitoren bestemmer ikke bare metningen, men gir også en kvantitativ analyse av integriteten av pluggen på grunn av differansen i fangingstverrsnitt mellom høysalinitets radioaktivt dopet brine og lavsalinitets brine.

Kjernepreparering

Kjernepluggprøver, maksimalt med en lengde på rundt 7,5 cm og en diameter på rundt 3,8 cm, ble benyttet for denne studien. Prøvene ble først gjenopprettet, dvs. at prøvene ble renset ved bruk av blandbare oppløsningsmidler slik at de var så nær som mulig til en ”vannvåt” tilstand. Etter rensing ble prøvene anbrakt i hydrostatiske kjerneholdere og ble mettet med et simulert formasjonsvann (saltoppløsning eller brine) ved å føre vannet gjennom kjernepluggen under et returtrykk. Etter et gjennomløp på rundt 10 porevolum brine, ble prøvene fjernet fra de hydrostatiske kjerneholdere og initial vannmetning ble satt opp i hver prøve ved bruk av prosedyren som beskrevet nedenfor.

Ervervelse av initial vannmetning

Det var vesentlig at kjernepluggprøven hadde en representativ initial vannmetning (Swi) verdi som var tilpasset vannmetningen ved høyden over olje-vann kontakten i reservoaret. Initialvannmetningen for hver prøve ble oppnådd ved porøs plateavmetning ved bruk av en sterk ikke-fuktende gass, nitrogen. Når først initialvannmetningene var oppnådd, ble prøvene lastet inn i hydrostatiske kjerneholdere og mettet ved flømming av raffinert olje gjennom prøvene under returtrykk.

In-situ metningsoppfølgingen ble benyttet for å gi data for fordelt metning for å understøtte interpretering av forsøksresultatene. Denne teknikk var basert på den lineære ligning av γ-stråler ved bruk av en γ-strålekilde og detektor. Hvert kilde/detektorpar betraktet et snitt av kjernen med en bredde på 4 mm. En lineær sammenheng foreligger mellom log for tellinger (transmittert fluks av γ-stråler) og vannmetning. Derfor, og ved å benytte omhyggelige kalibreringsprosedyrer for hver kilde/detektorenhet, kunne fluidmetning beregnes ved bruk av olje/høysalinitets brinefortrengninger og ved slutten av hver lavsalinitetsplugg. Et antall av disse ble montert langs kjernepluggprøvene slik at vannmetningen ble fulgt ved fikserte posisjoner versus tid/gjennomløp under vannflømmingen.

To sett av kalibreringsdata ble samlet for hvert kilde/detektorpar ved slutten av hver vannflømming. 100% høysalinitets brine metningskalibreringer ble notert ved slutten av rensetrinnet. 100% oljemetningskalibreringer ble målt med kjernen som var 100% mettet med ”levende” råolje ved slutten av testene.

I disse forsøk var det nødvendig å erstatte kloridioner i høysalinitets sjøvannsinjeksjonsbrine med jodioner, slik at kontrasten mellom vandige og oljefaser ble øket under in-situ metningsoppfølgingen. Dette reduserte støy:signal forholdet og ga nøyaktighet for de beregnede in-situ metninger. Molariteten for den dopede brine ble holdt som ikke-dopet brine for å sikre at ingen ugunstige sten/fluid interaksjoner inntrådte.

Aldringsprosess

Prøvene ble lastet inn i ”reservoarbetingelse” kjerneholdere og langsomt underkastet øket trykk og temperatur til reservoarbetingelser. Reservoartemperaturen var 130ºC.

Den raffinerte olje ble blandbart fortrengt ved reservoarbetingelser med ”levende” råolje til et konstant gass:olje forhold, via en plugg av toluen. Således blir en plugg av toluen injisert i prøven før injisering av råoljen. Toluen er blandbart både med den raffinerte oljen og råoljen og tillater derfor at den raffinerte oljen lett kan fortrenges av råoljen. Etter at differensialtrykket var stabilt, ble råoljeviskositeten for levende råolje og den effektive permeabilitet mot levende råolje målt. Prøven ble så aldret i ”live” råolje i tre uker. Med ”live”, ”levende” eller tilsvarende råolje menes død (avgasset) råolje som er rekombinert med sin assosierte gass. Under aldringsperioden ble denne ”live” råolje erstattet med noen dagers mellomrom. Et minimum på ett porevolum ”live” råolje ble injisert, og en tilstrekkelig mengde ble benyttet for å oppnå et konstant trykktap over prøven og et konstant gass:olje forhold.

Vannflømmingsprosedyrer mot høysalinitets gjenværende oljemetning

Ustabile vannflømminger ble gjennomført på prøvene ved reservoarbetingelser ved bruk av in-situ metningsovervåking. In-situ metningene ble benyttet for å gi data når det gjelder oljefordelingen som utviklet seg under forløpet av vannflømmingen.

Lavgrads vannflømming benyttet etter brine (sjøvann) ble utført på gjenopprettede prøver ved typisk reservoarforløpshastighet (ca.30 cm per dag, typisk tilsvarende 4 cm<3>/time i laboratoriet). Under injeksjonen av brine ble oljeproduksjonen og trykkfallet kontinuerlig fulgt. Oljeproduksjonen ble notert ved reservoarbetingelser i en ultralydseparator. Dette hadde fordelen av direkte å måle oljeproduksjonen ved reservoarbetingelser. Høysalinitetsvannflømming ble fortsatt med et gjennomløp på rundt 15 PV.

Den benyttede brine var på forhånd ekvilibrert til reservoarporetrykk ved bruk av en separatorgass (dvs. at gassen var separert fra råoljen ved produksjonsanlegget). Dette sikret at det ikke var noen gassoverføring fra olje- til vannfasen som kunne resultere i oljekrymping i pluggprøven under reservoarbetingelsestestene.

Lavsalinitetsvannplugginjeksjon

Metningen av gjenværende olje etter høysalinitetsvannflømming ble målt. Plugger med lavsalinitetsinjeksjonsvann på 0,1, 0,2, 0,3, 0,4, 0,5, 0,75 og 1 PV ble injisert etter hverandre. Lavsalinitets-brinesammensetningen er gitt i Tabell 3 sammen med sammensetningen for det konnate vann og sammensetningen av høysalinitets-brine (sjøvann). Alle lavsalinitets-brine var forekvilibrert med separatorgass som beskrevet tidligere.

Tabell 3 – Sammensetning av lavsalinitets-brine

In-situ metningsdata ble benyttet for å bestemme stabiliteten for pluggen av lavsalinitetsinjeksjonsvann og det oljevolum som ble produsert ved bruk av hver pluggstørrelse.

Resultater og diskusjoner

Det ble funnet at en 0,3 porevolum plugg av et lavsalinitetsinjeksjonsvann passerer fra innløpet til utløpet av ”reservoarbetingelse” kjerneholderen uten dispergering (gjennom en 7,5 cm pluggprøve). En 0,1 PV plugg dispergerer, etter at lavsalinitetsvanninnholdet har nådd 10% inn i kjernepluggprøven. En 0,2 PV plugg når rundt 30% inn i kjernepluggprøven før dispergering.

De kumulative oljevolumer som produseres ved injeksjon av pluggene av lavsalinitetsvann er vist i Tabell 4.0,1 PV pluggen produserer ikke noen inkrementell olje. Dette er som forventet fordi pluggen ikke feier ut noe av kjernepluggprøven.0,2 PV pluggen gir en liten mengde ytterligere olje. Denne ytterligere olje skyldes mobilisering av olje i andelen av kjerneprøven nær innløpet av kjerneholderen.0,3 PV pluggen gir en stor mengde inkrementell olje, og 0,4 PV pluggen gir nær 95% av den totale inkrementelle oljeproduksjon.

Tabell 4 – Kumulativ oljeproduksjon med injisert lavsalinitetsvann

Claims

Patentkrav

1.

Fremgangsmåte for å øke utvinning av råolje fra et reservoar omfattende minst en porøs og permeabel underjordisk formasjon, der formasjonen omfatter sandsten og minst ett mineral som har et negativt zeta-potensiale under reservoarbetingelsene og der råolje og konnatvann er til stede i porene i formasjonen, k a r a k t e r i s e r t v e d at den omfatter:

(A) injisering inn i formasjonen en slug av et vandig fortrengningsfluid som fortrenger råolje fra overflaten av porene i formasjonen, der porevolumet (PV) av denne slug av det vandige fortrengningsfluid er minst 0,2 og mindre enn 1 og det vandige fortrengningsfluid har et totalt oppløst faststoff (TDS) innhold i området 200 til 10.000 ppm og forholdet mellom det totale multivalente kationinnhold i det vandige fortrengningsfluid og det totale multivalente kationinnhold i det konnate vann er mindre enn 1; og

2.

Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at det vandige fortrengningsfluid er valgt blant:

i. bestemmelse av multivalent kationinnhold i det konnate vann; og

ii. valg av et vandig fortrengningsfluid med et totalt innhold av oppløste faststoffer (TDS) i området 200 til 10.000 ppm og med et totalt innhold av multivalente kationer slik at forholdet mellom innholdet av totale multivalente kationer i injeksjonsvannet og innholdet av totale multivalente kationer i det konnate vannet er mindre enn 1, der det vandige fortrengningsfluid er (i) enten ubehandlet vann med ønsket TDS-innhold og ønsket totalt multivalent kationinnhold eller (ii) er behandlet vann som er justert slik at det har et ønsket TDS-innhold og et ønsket totalt multivalent kationinnhold.

3.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, k a r a k -t e r i s e r t v e d at porevolumet av det vandige fortrengningsfluid er minst 0,3 PV, fortrinnsvis minst 0,4 PV.

4.

Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at porevolumet for det vandige fortrengningsfluid er mindre enn 0,9 PV, spesielt mindre enn 0,8 PV, helt spesielt mindre enn 0,6 PV, og foretrukket mindre enn 0,5 PV.

5.

Fremgangsmåte ifølge krav 1, k a r a k t e r i s e r t v e d at det vandige fortrengningsfluid har et porevolum intervallet fra 0,2 til 0,9, fortrinnsvis 0,3 til 0,6, og særlig 0,3 til 0,45.

6.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, k a r a k -t e r i s e r t v e d at det vandige fortrengningsfluid injiseres i formasjonen under sekundær- eller tertiærutvinning.

7.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, k a r a k -t e r i s e r t v e d at det vandige fortrengningsfluid føres gjennom formasjonen fra en injeksjonsbrønn for å fortrenge råolje fra overflaten av porene av formasjonen og den fortrengte olje utvinnes fra en produksjonsbrønn i avstand fra injeksjonsbrønnen.

8.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, k a r a k -t e r i s e r t v e d at et zeta-potensiale for mineralet er fra -0,1 til -50 mV under reservoarbetingelsene.

9.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, k a r a k -t e r i s e r t v e d at mineralet er til stede i formasjonen i en mengde i området 1 til 30 vekt-%.

10.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, k a r a k -t e r i s e r t v e d at forholdet mellom totalt multivalent kationinnhold i det vandige fortrengningsfluid og totalt multivalent kationinnhold i det konnate vann er mindre enn 0,8, særlig mindre enn 0,6, spesielt mindre enn 0,5 og foretrukket mindre enn 0,4.

11.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, k a r a k -t e r i s e r t v e d at det vandige fortrengningsfluid er et ikke-behandlet ferskvann eller et ikke-behandlet akvifert vann.

12.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 10, k a r a k -t e r i s e r t v e d at det vandige fortrengningsfluid er dannet ved å redusere det multivalente kationinnhold i et kildevann der kildevannet har en TDS i det ønskede område rundt 200 til 10.000.

13.

Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 10, k a r a k -t e r i s e r t v e d at det vandige fortrengningsfluid er dannet fra et høysalinitets kildevann med høyt multivalent kationinnhold ved bruk av revers osmose, fremover osmose eller kombinasjoner derav.