RU2670703C9 - Способ мониторинга места разведки и разработки нетрадиционных углеводородов - Google Patents
Способ мониторинга места разведки и разработки нетрадиционных углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2670703C9 RU2670703C9 RU2015112571A RU2015112571A RU2670703C9 RU 2670703 C9 RU2670703 C9 RU 2670703C9 RU 2015112571 A RU2015112571 A RU 2015112571A RU 2015112571 A RU2015112571 A RU 2015112571A RU 2670703 C9 RU2670703 C9 RU 2670703C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inert gas
- diffusion
- hydrocarbons
- gas
- model
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 85
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 85
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 25
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 claims abstract description 80
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 57
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000001427 coherent effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 57
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims description 26
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims description 26
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- JRHNUZCXXOTJCA-UHFFFAOYSA-N 1-fluoropropane Chemical compound CCCF JRHNUZCXXOTJCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 12
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 5
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 4
- 239000003079 shale oil Substances 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 3
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002778 food additive Substances 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000004058 oil shale Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
- G01V9/007—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00 by detecting gases or particles representative of underground layers at or near the surface
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
- E21B49/088—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters combined with sampling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/0004—Gaseous mixtures, e.g. polluted air
- G01N33/0009—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment
- G01N33/0027—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment concerning the detector
- G01N33/0036—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment concerning the detector specially adapted to detect a particular component
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
- G01N33/241—Earth materials for hydrocarbon content
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам мониторинга подземного образования, в котором добывают нетрадиционные углеводороды. Сущность: выбирают модель диффузии инертного газа и модель диффузии целевого углеводорода. Причем каждая модель описывает изменение концентрации в зависимости от времени, глубины и коэффициента диффузии. Перед добычей углеводородов отбирают по меньшей мере одну пробу флюида, присутствующего в зоне мониторинга, из слоя грунта, расположенного над подземным образованием. Измеряют состав по меньшей мере одного инертного газа внутри пробы. В ходе и/или после добычи углеводородов отбирают по меньшей мере одну вторую пробу флюида, присутствующего в зоне мониторинга. Измеряют концентрацию инертного газа внутри второй пробы. Причем отбор второй пробы и измерение концентрации инертного газа внутри данной пробы повторяют в различные моменты времени. Когда концентрация инертного газа увеличивается, изменяют коэффициент эффективной диффузии модели диффузии инертного газа так, чтобы модель диффузии инертного газа была когерентна с измерениями. Выводят соотношение между коэффициентом диффузии и измененным коэффициентом диффузии. Применяют полученное соотношение к модели диффузии целевого углеводорода, присутствующего в зоне мониторинга. Технический результат: снижение воздействия на окружающую среду. 8 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к области добычи нетрадиционных углеводородов и, в частности, мониторинга места разведки и разработки нетрадиционных углеводородов.
Нетрадиционные углеводороды (жидкие или газообразные) обозначают ресурсы, добыча которых требует возбуждающей обработки, кроме традиционных средств бурения, противоположно обычным углеводородам, добыча которых не требует специальной обработки, кроме как нагнетания воды или газа для увеличения коэффициента отдачи углеводородов (метод повышения отдачи пласта EOR). Нетрадиционные углеводороды относятся, следовательно, к различным типам ресурсов, среди которых:
- сланцевая нефть (shale oil) является нефтью, защемленной в коренной породе вследствие ее глубокого залегания;
- нефть плотных коллекторов (tight oil) является нефтью, которой удалось мигрировать от коренной породы, но которая остается локализованной в малопроницаемом пласте-коллекторе;
- газ плотных коллекторов или компактный газ (tight gaz) является газом, накопившимся в малопроницаемом пласте-коллекторе, также как вышеназванная нефть. Обычно речь идет о метане в промежуточном положении между сланцевым газом и обычным газом;
- газ угольных пластов (coalbed methane-CBM) является газом, который встречается в угольных пластах, с высоким содержанием адсорбированного метана, который шахтеры называют “grisou” (болотный газ). Он образуется из простых вертикальных скважин, когда природного растрескивания породы достаточно для освобождения достаточного количества метана для создания значительного дебита. В противном случае необходимо стимулировать породу посредством гидравлического разрыва;
- рудничный газ (coal mine methane-CMM) является газом той же природы, что и предыдущий, который добывают простым закачиванием в старые незатопленные шахты, особенно, во Франции в старых рудных жилах департамента Нор-Па-де-Кале;
- битуминозные сланцы (oil shale) и битуминозные пески (oil sands) являются органическими веществами, которые недостаточно долго находились в коренной породе для преобразования в углеводороды. Их разработка требует не гидравлического разрыва, а чрезвычайно дорогостоящей в плане энергии термической обработки;
- сланцевый газ (shale gaz) является газом, оставшимся запертым в осадочной породе, расположенным на глубине от 2000 до 3000 м от поверхности. Метан содержится там в несообщающихся микропорах, возможно, он адсорбируется на глинистых непроницаемых частицах. Среда является, следовательно, одновременно коренной породой и пласт-коллектором, но эта непроницаемость препятствует его добыче обычными средствами бурения.
Добыча нетрадиционных углеводородов, особенно трудная, требует систематического использования чрезвычайно дорогостоящих комбинированных методов бурения наклонных скважин и разрыва пласта. Например, добыча нетрадиционных углеводородов, таких как углеводороды коренных пород (Shale-Plays): сланцевая нефть (Oil-Shale) и сланцевый газ (Gaz-Shale), требует разрыва вмещающей породы для освобождения этих углеводородов. Действительно, по сравнению с обычным природным газом, который удерживается в проницаемой породе, обеспечивающей несложную добычу, сланцевый газ защемляется в порах породы, ставшей непроницаемой из-за содержащейся в ней глине.
Для всех углеводородов коренных пород, вышеназванных нетрадиционных углеводородов, речь идет о породах, расположенных на глубине в пределах 2000-4000 м. Эти породы являются естественно крупнотрещиноватыми или мелкотрещиноватыми, но крупные или мелкие трещины закрыты, что не позволяет следовательно флюиду циркулировать и проходить насквозь. Цель разрыва пласта заключается в раскрытии и расширении этой сетки крупных/мелких трещин. Для этого, одним из возможных методов разрыва является нагнетание жидкости под давлением. Однако на этих глубинах трещины будут естественно закрываться, необходимо следовательно закреплять эту сетку трещин и делать так, чтобы она оставалась открытой, чтобы газ и/или нефть могли бы циркулировать к продуктивной скважине для извлечения на поверхность.
Существует несколько типов разрыва пласта, такие как:
- атомный разрыв (1967 г.), которые не стали применять, но который заключался во взрыве под землей атомной бомбы для создания сетки крупных/мелких трещин, для обеспечения возможности разработки этих углеводородов;
- гидравлический разрыв, являющийся способом, который позволяет раскрывать сетку мелких трещин, которые уже существуют естественно, расширять ее и следовательно создавать более широкую сетку мелких трещин. В воду для гидравлического разрыва добавляют частицы (проппант), микрошарики диоксида кремния (песка), которые покрывают целиком стенки крупных/мелких трещин, позволяя образовавшимся крупным/мелким трещинам оставаться в этом состоянии и не закрываться естественным образом. Добавляют также повыситель вязкости, бактерицид (чтобы убить, возможно, присутствующие бактерии) и вещество типа полимера, чтобы жидкость с частицами легче циркулировала на глубине и которое позволяет тем самым снизить расход энергии на поверхности. Используют также добавки агропищевой промышленности и биоразлагаемые продукты. Гидравлический разрыв требует относительно большого количества воды: 10000-20000 м3 воды на скважину.
- механический разрыв посредством взрыва (динамит), или же
- разрыв нагнетанием газа, такого как фторпропан (невоспламеняющийся пропан) и гелий при высокой температуре.
Широкомасштабная разработка нетрадиционных углеводородов была начата в двухтысячных годах, когда цена углеводородов устойчиво установилась на некотором высоком пороге в связи с застоем в добыче обычной нефти и газа и ростом мирового потребления энергии. Эти цены, а также достижения в области методов добычи позволили финансировать значительные капиталовложения, необходимые для обеспечения ввода в эксплуатацию многочисленных скважин, особенно в США. В США было создано 600000 рабочих мест с началом разработки этого типа углеводородов. Цена на уголь в США снизилась на 30-40%, цена на газ в США также снизилась, однако пока еще не во всем мире. Более того, это отрицательно сказалось на цене на нефть, поскольку США стали импортировать ее меньше.
Опасность, о которой часто упоминают, говоря о разведке и разработке этих нетрадиционных углеводородов, касается того, что вода для разрыва пласта (во время гидравлического разрыва, особенно) может вступать в конфликт с водами для других применений, типа питьевых вод. Между тем, имеется возможность предусмотреть использование воды, не подходящей для потребления, для гидравлического разрыва, такой как морская вода (несмотря на то, что это приводит к возникновению некоторых проблем, типа сульфатов, H2S…, но с ними умеют справиться), или же солоноватых вод (рассолов).
Другая серьезная опасность, о которой часто упоминают, - это непосредственное загрязнение гидравлического разрыва с природными питьевыми водами, присутствующими в недрах. Но учитывая глубину, на которой этот гидравлический разрыв осуществляется (для памяти, на глубине от 2000 до 4000 м), очень трудно предположить такую опасность непосредственного загрязнения. Напротив, более серьезная опасность существует вдоль всей скважины, связанная с ее герметичностью.
Таким образом, проблемы окружающей среды, сопутствующие добыче сланцевого газа, особенно загрязнение запасов воды, связанное с потенциальными утечками углеводородов и флюидов, нагнетаемых для разрыва пласта под землей, особенно внутри слоя грунтовых питьевых вод (даже если он почти нулевой), а также выделение парниковых газов, вызывают в некоторых странах, большое недоверие среди общественности.
Для ограничения этих проблем окружающей среды, мониторинг мест добычи нетрадиционных углеводородов в ходе разведки, затем во время и после разработки, т.е. извлечения нетрадиционных углеводородов, имеет особое значение при разработке такой технологии.
Для такого мониторинга можно предусмотреть нагнетание в подземное образование индикаторного газа, полностью химически инертного. Однако, такой метод, требующий нагнетания специального газа в больших количествах, учитывая величину затронутых объемов, является трудноосуществимым.
Предметом настоящего изобретения является способ мониторинга места добычи нетрадиционных углеводородов, позволяющий определять количество углеводородов, присутствующих в зонах над зоной их разведки и разработки. Способ по изобретению основывается на разработке модели, описывающей концентрацию газа в зависимости от времени, посредством геохимических анализов в условиях залегания инертных газов и, при необходимости, нагнетаемого газа, используемого для разрыва пласта, содержащихся в жидкотекучих фазах проб грунта. Благодаря анализу инертных газов способ по изобретению позволяет предупредить утечку углеводородов над местом разведки/разработки.
Способ по изобретению
Изобретение касается способа мониторинга подземного образования, в котором добывают нетрадиционные углеводороды, причем в названном подземном образовании присутствует, по меньшей мере, один инертный газ. Для этого способа осуществляют следующие стадии:
а) выбирают модель диффузии названного инертного газа и модель диффузии добываемого углеводорода, причем каждая модель описывает изменение концентрации в зависимости от времени, глубины и коэффициента диффузии;
б) перед добычей углеводородов, отбирают, по меньшей мере, одну первую пробу флюида, присутствующего в так называемой зоне мониторинга месторождения, расположенной над названным подземным образованием, и измеряют состав, по меньшей мере, одного инертного газа внутри названной первой пробы;
в) в ходе и/или после названной добычи углеводородов отбирают, по меньшей мере, одну вторую пробу флюида, присутствующего в названной зоне мониторинга, и измеряют концентрацию названного инертного газа внутри названной второй пробы;
г) повторяют стадию в) в разные моменты времени;
д) когда названная концентрация названного инертного газа увеличивается, изменяют названный коэффициент эффективной диффузии модели диффузии инертного газа, так чтобы модель диффузии инертного газа была когерентна с названными измерениями, и из этого выводят соотношение между названным коэффициентом диффузии и названным измененным коэффициентом диффузии; и
е) применяют названное соотношение к модели диффузии названного добываемого углеводорода, исходя из которой определяют количество названного добываемого углеводорода, присутствующего в названной зоне мониторинга в момент времени t.
По изобретению, названная зона мониторинга является водоносной.
Преимущественно, утечку названного добываемого углеводорода вне подземного образования обнаруживают с помощью определенного названного количества добываемого углеводорода, присутствующего в названной зоне мониторинга.
Предпочтительно, названные нетрадиционные углеводороды добывают посредством разрыва названного подземного образования.
Преимущественным образом, названный разрыв осуществляется нагнетанием газа, такого как фторпропан или гелий.
Предпочтительным образом, определяют количество названного нагнетаемого газа, присутствующего в названной зоне мониторинга в момент времени t, с помощью модели диффузии названного нагнетаемого газа, к которой применяют названное соотношение между названным коэффициентом диффузии и названным измененным коэффициентом диффузии.
По одной характеристике изобретения, названный нагнетаемый газ содержит, по меньшей мере, один инертный газ.
По варианту осуществления изобретения углеводороды содержат метан.
Преимущественно, названный инертный газ является гелием или аргоном.
Краткое описание рисунков
Прочие характеристики и преимущества способа по изобретению появятся при чтении приведенного ниже описания неограничивающих примеров осуществлений, со ссылкой на прилагаемые и описываемые ниже рисунки.
Фиг. 1 изображает пример добычи нетрадиционных углеводородов.
Фиг. 2 изображает модели диффузии гелия (Не), аргона (Ar), фторпропана (FP) и метана (CH4), подстроенные посредством геохимических измерений.
Фиг. 3 изображает улучшение подстройки с последующими геохимическими измерениями.
Фиг. 4 изображает расчет промежутка времени, которым располагают для принятия решения и устранения будущей утечки CH4.
Подробное описание изобретения
Способ мониторинга по изобретению касается места разведки или разработки нетрадиционных углеводородов.
По одному неограничивающему примеру осуществления, изображенному на фиг.1, добыча нетрадиционных углеводородов НС, содержащихся в подземном образовании Zhc, в виде особой вмещающей породы, например, породы типа глинистой с очень низкой проницаемостью, осуществляется через скважину Р. Зона, содержащая углеводороды Zhc, покрыта верхней зоной, в частности, водоносным слоем, содержащим воду. Добыча нетрадиционных углеводородов НС требует специальной обработки, в частности, разрыва подземного образования Zhc. Такой разрыв позволяет извлекать НС посредством скважины Р, но может привести к миграции углеводородов в верхнюю зону. Такая миграция может быть либо адвективной, если разрыв оказался слишком крупным и недостаточно контролируемым, либо диффузной, что характерно для всех мест добычи. Так как диффузия не зависит от проницаемости, а зависит только от пористости, даже в случае пласта с очень низкой проницаемостью, явление диффузии будет иметь место. В случае диффузии, на фиг. 1, диффузия углеводородов НС (метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10…) условно обозначена искривленными стрелками. При этом метан в большинстве случаев является преобладающим соединением и соединением, диффундирующим быстрее всех из углеродов, так как его молекула является самой маленькой. Особенно следует избегать диффузии в верхнюю зону, если речь идет о водоносном слое, в целях ограничения проблем с окружающей средой, связанных с добычей нетрадиционных углеводородов. Способ по изобретению позволяет контролировать такую диффузию в эту верхнюю зону, называемую зоной мониторинга Zsur. Преимущественно, эта зона мониторинга Zsur соответствует солончаковому водоносному пласту, образованному непитьевой водой, перед тем, как иметь водоносный пласт с питьевой водой (выше (близко к поверхности) в водяном столбе).
Существует несколько типов разрывов пласта, такие как (i) нагнетание воды под давлением (речь идет о гидравлическом разрыве пласта), например, в сочетании с микрошариками диоксида кремния (песок) для сохранения созданного разрыва открытым, такие как (ii) механический разрыв посредством взрыва (динамит) или же (iii) посредством нагнетания газа, такого как фторпропан (невоспламеняющийся пропан) или же горячий гелий (особенно, для скважин/разрывов в арктическом регионе, где вода замерзает слишком быстро и где фторпропан оказывается неэффективным по этим причинам).
Нагнетаемый газ, например, фторпропан или гелий, используемый как «средство разрыва», также может утекать из-за диффузии и загрязнять перекрывающую зону относительно трещиноватой разрабатываемой породы. Такую диффузию также можно предупредить в целях ограничения проблем с окружающей средой, связанных с разработкой нетрадиционных углеводородов разрывом посредством нагнетания газа.
Способ мониторинга по изобретению позволяет определить количество углеводородов, диффундирующих в верхнюю зону, и позволяет спрогнозировать утечку углеводородов в эту зону посредством анализа инертных газов, особенно и возможно газа, нагнетаемого для разрыва пласта (например, фторпропана или гелия), присутствующих в верхней зоне. Действительно, подземное образование, в котором находятся нетрадиционные углеводороды, содержит также инертные газы (например, гелий или аргон), которые также диффундируют к верхней зоне. Гелий естественно присутствует в геологических пространствах, тем более, если они глубокого залегания. Сверх того, для разрыва пласта посредством нагнетания газа нагнетаемый газ может также содержать инертные газы, которые будут диффундировать в верхнюю зону (особенно в случае нагнетания горячего гелия).
Способ мониторинга основывается на использовании трех важных характеристик инертных газов по сравнению с углеводородами, а при случае, и с нагнетаемым газом:
- более быстрая диффузия в водной среде;
- более высокая способность к обнаружению измерительными приборами; и
- инертность относительно окружающей их среды с химической и биологической точки зрения.
Способ мониторинга включает, в основном, следующие стадии:
1. Выбор моделей диффузии инертного газа и углеводородов;
2. Измерение концентрации инертного газа до разведки и разработки;
измерение концентрации инертного газа в ходе разведки, в ходе и после разработки;
подстройка модели диффузии инертного газа с измерениями концентрации;
обновление модели диффузии углеводородов, исходя из подстроенной модели диффузии инертного газа;
определение количества углеводородов, присутствующих в зоне мониторинга в некоторый момент времени, исходя из обновленной модели.
Ниже подробно описываются эти стадии на неограничивающем примере, для которого метан СН4 является целевым углеводородом, содержащимся в подземном образовании. Однако, эти стадии адаптируются для любого типа углеводородов, содержащихся в подземном образовании, например, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н1 или их смесей.
Выбор моделей диффузии инертного газа и СН4
Выбирают модель диффузии инертного газа, например, гелия, который естественно присутствует в геологических средах, и модель диффузии углеводорода СН4. Каждая модель описывает изменение концентрации химического соединения в зависимости от времени, глубины и коэффициента диффузии, свойственное гелию и СН4.
Известна, например, вертикальная модель 1D диффузионной миграции компонента, в которой изменение концентрации (С) компонента в пространстве и во времени (t) определяется следующим образом:
С(z,t)=C0erfc
Уравнение 1
в котором:
z - глубина
t - время
D - коэффициент эффективной диффузии компонента (инертный газ, углеводороды, нагнетаемый газ), такой как D=Dm*ratio, где Dm - коэффициент молекулярной диффузии компонента, а ratio (исходно равно пористости) - параметр, обновляемый на стадии 4 способа;
С0 - максимальная концентрация растворенного компонента (Не или СН4), т.е. исходная концентрация перед нагнетанием. Речь идет о концентрации на поверхности раздела вода/газ.
По одному варианту осуществления изобретения, по которому добыча углеводородов осуществляется разрывом пласта посредством нагнетания газа, таким же образом выбирают модель диффузии нагнетаемого газа, например, модель 1D, такую, как описанная уравнением 1.
На фиг.2 изображены модели (кривые) диффузии гелия (Не), аргона (Ar), фторпропана (FP) (газа, нагнетаемого для разрыва пласта) и СН4 (углеводородов).
2. Измерение концентрации инертного газа до разведки/разработки
Перед разработкой и после разведки (если считают, что разведка включает в себя стадию разрыва пласта), т.е. до разрыва и извлечения углеводородов, отбирают, по меньшей мере, одну первую пробу флюида, присутствующего в зоне мониторинга (зона слоя грунта, до которого могут дойти углеводороды) и измеряют концентрацию инертного газа в этой первой пробе. Для осуществления такого пробоотбора используют, по меньшей мере, одну наблюдательную скважину, в которую погружают донный пробоотборник, позволяющий извлекать присутствующий флюид (воду), не нарушая физико-химический баланс системы.
Эта скважина позволяет помещать пробоотборник в зону слоя грунта, в котором могут находиться углеводороды. Эта зона мониторинга является зоной, расположенной над подземным образованием, содержащим углеводороды, речь может, в частности, идти о водоносном слое.
Затем на этой первой пробе проводят первое измерение, которое характеризует исходное состояние зоны грунта перед разработкой. Измеряют концентрацию инертного газа внутри этой первой пробы. Можно также измерить концентрации других инертных газов, углеводородов и нагнетаемого газа, если это возможно.
Эта стадия позволяет ограничить составы углеводородов (элементы в виде газа и растворенные в подземном образовании). Раннее обнаружение гелия по отношению к метану зависит от разницы состава по гелию в образовании, содержащем углеводороды, относительно зоны мониторинга. Так как гелий естественно присутствует в геологических средах, тем более, если они имеют глубокое залегание, эта разница должна быть ограничена предварительным анализом природных флюидов.
3. Измерения концентрации инертного газа во время и после разработки
Во время и после разрыва пласта и разработки (добыча углеводородов) отбирают, по меньшей мере, одну вторую пробу флюида, присутствующего в зоне мониторинга, и измеряют концентрацию инертного газа внутри второй пробы.
Для выполнения этого используют те же средства, что и для предыдущей стадии: наблюдательная скважина и донный пробоотборник.
Эта стадия может повторяться в различные моменты времени и, при необходимости, на различных наблюдательных скважинах.
Таким образом, получают ряд значений отношения концентрации инертного газа в момент времени t во время и после разработки, к концентрации инертного газа до разработки (одно в каждый момент времени пробоотбора и измерения).
4. Подстройка модели диффузии инертного газа с измерениями концентраций
Когда концентрация инертного газа (Не) увеличивается, тогда изменяют коэффициент эффективной диффузии модели, выбранной на стадии 1, так чтобы эта модель была когерентна с измерениями. Из этого выводят соотношение между коэффициентом молекулярной диффузии и измененным коэффициентом диффузии (Уравнение 1).
Исходят из простой гипотезы, что соотношение типично только для среды (пористость и извилистость). Если используется несколько инертных газов, рассчитывают среднее соотношение с точностью до некоторой ошибки.
На фиг. 2 изображена стадия подстройки аналитического решения (Уравнение 1), характеризующего изменение концентрации инертного газа в зависимости от времени и от положения точки измерения, с измерениями, выполненными на стадии 3. Точки измерения показаны точками на фиг. 2. На фиг. 2 изображены модели (кривые) диффузии гелия (Не) и аргона (Ar), полученные путем подстройки аналитического решения (Уравнение 1) по точкам измерения. Эти две подстроенные кривые позволяют определить среднее соотношение между молекулярной диффузией и эффективной диффузией. Это соотношение позволяет подстроить модель (кривые) диффузии СН4 и нагнетаемого газа, фторпропана (FP), например.
Измерения, выполненные на последующих датах, позволяют оптимизировать результаты, изменяя соотношение (фиг. 3).
5. Обновление модели диффузии углеводородов и нагнетаемого газа
Для обновления модели диффузии СН4, исходя из настроенной модели диффузии инертного газа, применяют соотношение, рассчитанное на предыдущей стадии, к модели диффузии СН4, выбранной на стадии 1.
Для этого, применяют это соотношение к молекулярной диффузии СН4, применяемой в модели диффузии СН4, выбранной на стадии 1. Получают новую эффективную диффузию СН4, которая позволяет получить новую модель диффузии СН4, основанную на модели диффузии инертного газа, которая была подстроена по экспериментальным данным стадии 4.
Для варианта осуществления изобретения, по которому добыча углеводородов осуществляется разрывом пласта посредством нагнетания газа, можно осуществить обновление модели диффузии нагнетаемого газа за счет применения того же самого соотношения, что позволяет получить новую модель диффузии нагнетаемого газа на базе модели диффузии инертного газа, которая была подстроена по экспериментальным данным.
Эта стадия изображена на фиг. 2 и 3.
6. Определение количества углеводородов в зоне мониторинга, исходя из обновленной модели
На этой стадии определяют в каждый момент времени t количество углеводородов, присутствующих в зоне мониторинга, с целью определения утечки углеводородов в зоне мониторинга. Для этого можно осуществить следующие стадии:
а) определение количества растворенного СН4; и
б) определение утечки СН4.
а) Определение количества растворенного СН4 в момент времени t, исходя из обновленной модели
После этого используют обновленную таким образом модель диффузии СН4 для определения количества СН4, растворенного в момент времени t.
Путем объемного интегрирования модели (обновленное уравнение 1) выводят массу СН4, растворенную в момент времени t:
M(t)=2ΦSMC0 
Уравнение 2
Φ - пористость среды;
S - поверхность контакта вода/газ;
М - молекулярная масса СН4.
б) Определение утечки СН4 в направлении к верхнему водоносному слою
По варианту осуществления изобретения, возможно также определить утечку нагнетаемого СН4 вне зоны хранения (коллектор). По этому способу, зона мониторинга, т.е. зона, в которой отбирают пробы с помощью наблюдательной скважины и пробоотборника, является водоносным слоем, расположенным над зоной слоя грунта, в который нагнетается СН4. При этом обнаруживают утечку СН4 вне зоны нагнетания, определяя количество СН4, растворенного в этом водоносном слое (посредством модели диффузии СН4 (стадия 6а) по изобретению).
Такой тип мониторинга в месте расположения верхнего водоносного слоя позволяет избежать размещения наблюдательной скважины через геологический покров, который поддерживает СН4 в подземном образовании. Сверх того, явление диффузии является явно преобладающим в недрах покрывающей породы, что еще более важно для инертных газов, а следовательно, способа по изобретению.
Этот способ позволяет определить промежуток времени, которым располагают до того, как будет обнаружена утечка СН4 обычными средствами, и ввести в действие протоколы по исправлению ситуации и тампонированию утечки. Он основывается на том, что инертные газы имеют порог обнаружения, намного более низкий, чем у СН4, и что они диффундируют быстрее. Таким образом, способ по изобретению обнаруживает утечку СН4 до того момента, когда рост концентрации СН4 в водоносном слое можно будет обнаружить посредством геохимического измерения.
На фиг.4 изображены модели (кривые) диффузии гелия и СН4, подстроенные по измерениям. SНe обозначает порог обнаружения роста концентрации гелия посредством геохимического измерения. SCH4 обозначает порог обнаружения роста концентрации СН4 посредством геохимического измерения. Также, TDHe обозначает дату, на которую становится возможным обнаружить рост концентрации гелия, а TDCH4 обозначает дату, на которую становится возможным обнаружить рост концентрации СН4. Возможно при этом рассчитать срок DEL, которым располагают для принятия решения и устранения потенциальной утечки СН4.
Для варианта изобретения, по которому добыча углеводородов осуществляется разрывом пласта нагнетанием газа, можно определить количество газа, нагнетаемого в зону мониторинга, для обнаружения утечки нагнетаемого газа в зоне мониторинга. Это определение может выполняться с помощью обновленной модели диффузии нагнетаемого газа, путем осуществления таким же образом вышеуказанных стадий а), б) и в).
А благодаря анализу нагнетаемого газа, используемого для разрыва пласта (и это при очень большом объеме), способ по изобретению позволяет предусмотреть утечку углеводородов над местом разведки и разработки.
Разрыв пласта нагнетанием гелия является преимущественным для способа по изобретению, так как гелий (инертный газ) нагнетается для разрыва породы в большом количестве, и, таким образом, в случае утечки, гелий присутствует в большом количестве в зоне мониторинга, что обеспечивает более легкое и более быстрое обнаружение утечки.
Способ по изобретению особенно подходит для мониторинга подземного образования, из которого добывают сланцевую нефть и/или для которого осуществляют разрыв посредством нагнетания газа, такого как фторпропан или гелий.
Claims (15)
1. Способ мониторинга подземного образования, в котором добывают нетрадиционные углеводороды, причем по меньшей мере один инертный газ присутствует в названном подземном образовании, отличающийся тем, что осуществляют следующие стадии:
а) выбирают модель диффузии названного инертного газа и модель диффузии целевого углеводорода, причем каждая модель описывает изменение концентрации в зависимости от времени, глубины и коэффициента диффузии;
б) перед добычей углеводородов отбирают по меньшей мере одну пробу флюида, присутствующего в так называемой зоне мониторинга, из слоя грунта, расположенного над названным подземным образованием, и измеряют состав по меньшей мере одного инертного газа внутри названной пробы;
в) в ходе и/или после названной добычи углеводородов отбирают по меньшей мере одну вторую пробу флюида, присутствующего в названной зоне мониторинга, и измеряют концентрацию названного инертного газа внутри названной второй пробы;
г) повторяют стадию в) в различные моменты времени;
д) когда названная концентрация названного инертного газа увеличивается, изменяют коэффициент эффективной диффузии модели диффузии инертного газа так, чтобы модель диффузии инертного газа была когерентна с названными измерениями, и выводят соотношение между названным коэффициентом диффузии и названным измененным коэффициентом диффузии; и
е) применяют названное соотношение к модели диффузии названного целевого углеводорода, присутствующего в названной зоне мониторинга в момент времени t.
2. Способ по п.1, в котором названная зона мониторинга является водоносным слоем.
3. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором обнаруживают утечку названного целевого углеводорода вне подземного образования посредством названного определенного количества целевого углеводорода, присутствующего в названной зоне мониторинга.
4. Способ по п.1, в котором названные нетрадиционные углеводороды добывают посредством разрыва названного подземного образования.
5. Способ по п.4, в котором названный разрыв осуществляется посредством нагнетания газа, такого как фторпропан или гелий.
6. Способ по п.5, в котором определяют количество названного нагнетаемого газа, присутствующего в названной зоне мониторинга в момент времени t, посредством модели диффузии нагнетаемого газа, к которой применяют соотношение между названным коэффициентом диффузии и названным измененным коэффициентом диффузии.
7. Способ по п.5 или 6, в котором нагнетаемый газ содержит по меньшей мере один инертный газ.
8. Способ по п.1, в котором углеводороды содержат метан.
9. Способ по п.1, в котором названный инертный газ является гелием или аргоном.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1453042A FR3019582B1 (fr) | 2014-04-07 | 2014-04-07 | Procede de surveillance de site d'exploration et d'exploitation d'hydrocarbures non conventionnels |
| FR1453042 | 2014-04-07 |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015112571A RU2015112571A (ru) | 2016-10-27 |
| RU2015112571A3 RU2015112571A3 (ru) | 2018-06-28 |
| RU2670703C2 RU2670703C2 (ru) | 2018-10-24 |
| RU2670703C9 true RU2670703C9 (ru) | 2018-11-28 |
Family
ID=51168114
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015112571A RU2670703C9 (ru) | 2014-04-07 | 2015-04-06 | Способ мониторинга места разведки и разработки нетрадиционных углеводородов |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9810064B2 (ru) |
| EP (1) | EP2930301B1 (ru) |
| CN (1) | CN104977624B (ru) |
| AR (1) | AR099967A1 (ru) |
| CA (1) | CA2887078A1 (ru) |
| FR (1) | FR3019582B1 (ru) |
| MX (1) | MX2015004242A (ru) |
| PL (1) | PL2930301T3 (ru) |
| RU (1) | RU2670703C9 (ru) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017189864A1 (en) * | 2016-04-27 | 2017-11-02 | Highlands Natural Resources, Plc | Method of forming a gas phase in water saturated hydrocarbon reservoirs |
| CN109751021A (zh) * | 2019-02-26 | 2019-05-14 | 洛阳理工学院 | 一种用于注气强化煤层气开发的模拟装置及模拟方法 |
| CN111458480B (zh) * | 2020-04-10 | 2022-01-28 | 盎亿泰地质微生物技术（北京）有限公司 | 一种煤田燃烧区的探测方法和装置 |
| US11656211B2 (en) * | 2020-09-21 | 2023-05-23 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for identifying gas migration using helium |
| WO2022170188A1 (en) * | 2021-02-08 | 2022-08-11 | TerraH2 LLC | Hydrogen production, storage and recovery |
| CN113931626B (zh) * | 2021-10-13 | 2023-11-28 | 陕西延长石油（集团）有限责任公司 | 一种二氧化碳压裂后地层埋存量监测方法 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2386122C2 (ru) * | 2008-01-25 | 2010-04-10 | Яков Львович Белорай | Способ и устройство для мониторинга разработки нефтяных залежей |
| US20120179444A1 (en) * | 2007-01-29 | 2012-07-12 | Utpal Ganguly | System and method for performing downhole stimulation operations |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1988010437A1 (en) * | 1987-06-25 | 1988-12-29 | Luminis Pty. Ltd. | Thermoluminescent method of locating oil and gas reservoirs |
| US7006959B1 (en) * | 1999-10-12 | 2006-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and system for simulating a hydrocarbon-bearing formation |
| FR2827960B1 (fr) * | 2001-07-26 | 2004-12-24 | Inst Francais Du Petrole | Methode de suivi quantitatif d'un gaz injecte dans un reservoir notamment dans un milieu naturel |
| RU2359290C1 (ru) * | 2007-11-15 | 2009-06-20 | Тихоокеанский океанологический институт им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения Российской академии наук (ТОИ ДВО РАН) | Способ прогноза залежей углеводородов |
| CN101446645B (zh) * | 2007-11-27 | 2011-08-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用地震流体阻抗进行流体确定的方法 |
| FR2972758B1 (fr) * | 2011-03-14 | 2014-02-07 | IFP Energies Nouvelles | Procede de stockage geologique de gaz par analyses geochimiques de gaz rares |
-
2014
- 2014-04-07 FR FR1453042A patent/FR3019582B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2015
- 2015-03-19 PL PL15305402T patent/PL2930301T3/pl unknown
- 2015-03-19 EP EP15305402.8A patent/EP2930301B1/fr active Active
- 2015-03-27 US US14/670,940 patent/US9810064B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-04-01 CA CA2887078A patent/CA2887078A1/fr not_active Abandoned
- 2015-04-01 MX MX2015004242A patent/MX2015004242A/es unknown
- 2015-04-06 AR ARP150101035A patent/AR099967A1/es active IP Right Grant
- 2015-04-06 RU RU2015112571A patent/RU2670703C9/ru not_active IP Right Cessation
- 2015-04-07 CN CN201510160915.3A patent/CN104977624B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20120179444A1 (en) * | 2007-01-29 | 2012-07-12 | Utpal Ganguly | System and method for performing downhole stimulation operations |
| RU2386122C2 (ru) * | 2008-01-25 | 2010-04-10 | Яков Львович Белорай | Способ и устройство для мониторинга разработки нефтяных залежей |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN104977624B (zh) | 2018-10-02 |
| RU2015112571A3 (ru) | 2018-06-28 |
| MX2015004242A (es) | 2015-11-06 |
| CA2887078A1 (fr) | 2015-10-07 |
| RU2015112571A (ru) | 2016-10-27 |
| FR3019582B1 (fr) | 2016-09-30 |
| US9810064B2 (en) | 2017-11-07 |
| CN104977624A (zh) | 2015-10-14 |
| FR3019582A1 (fr) | 2015-10-09 |
| RU2670703C2 (ru) | 2018-10-24 |
| EP2930301B1 (fr) | 2019-07-17 |
| AR099967A1 (es) | 2016-08-31 |
| US20150285072A1 (en) | 2015-10-08 |
| PL2930301T3 (pl) | 2020-01-31 |
| EP2930301A1 (fr) | 2015-10-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2670703C9 (ru) | Способ мониторинга места разведки и разработки нетрадиционных углеводородов | |
| Jin et al. | Improving oil recovery by use of carbon dioxide in the Bakken unconventional system: a laboratory investigation | |
| Mahzari et al. | Novel laboratory investigation of huff-n-puff gas injection for shale oils under realistic reservoir conditions | |
| Nowamooz et al. | Numerical investigation of methane and formation fluid leakage along the casing of a decommissioned shale gas well | |
| Paterson et al. | Overview of the CO2CRC Otway residual saturation and dissolution test | |
| Assef et al. | Numerical modelling of cyclic CO2 injection in unconventional tight oil resources; trivial effects of heterogeneity and hysteresis in Bakken formation | |
| Raza et al. | Assessment of CO2 residual trapping in depleted reservoirs used for geosequestration | |
| US20130064604A1 (en) | Methods and systems for co2 sequestration | |
| WO2012058622A2 (en) | Enhancing hydrocarbon recovery | |
| Stalker et al. | Application of tracers to measure, monitor and verify breakthrough of sequestered CO2 at the CO2CRC Otway Project, Victoria, Australia | |
| Zhang et al. | CO2 storage safety and leakage monitoring in the CCS demonstration project of Jilin oilfield, China | |
| AlRassas et al. | CO2 Sequestration and enhanced oil recovery via the water alternating gas scheme in a mixed transgressive sandstone-carbonate reservoir: Case study of a large middle east oilfield | |
| Rezaeyan et al. | Parametric analysis of caprock integrity in relation with CO2 geosequestration: capillary breakthrough pressure of caprock and gas effective permeability | |
| Checkai et al. | Towards a frequency distribution of effective permeabilities of leaky wellbores | |
| Rostron et al. | Fingerprinting “stray” formation fluids associated and production with hydrocarbon exploration and production | |
| Ancell et al. | Analysis of the coalbed degasification process at a seventeen well pattern in the Warrior Basin of Alabama | |
| Pickup et al. | Simulation of near-well pressure build-up in models of CO2 injection | |
| Wang et al. | Effect of a pore throat microstructure on miscible CO2 soaking alternating gas flooding of tight sandstone reservoirs | |
| US4508169A (en) | Method for determining connate water saturation and salinity in reservoirs | |
| Azaroual et al. | Behaviour of the CO2 injection well and the near wellbore during carbon dioxide injection in saline aquifers | |
| Cartellieri et al. | Experience and Learning of LWD Sampling in Conventional Reservoirs, Carbonates and Shaly Sands | |
| Nind | Hydrocarbon reservoir and well performance | |
| US10801321B2 (en) | Method for monitoring salinity within an underground formation | |
| Abbas et al. | Assessment of pilot water shut off in high water production wells case study in Sudan | |
| Robertson et al. | Migration of gas from oil/gas fields |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification | ||
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200407 |