Евразийский сервер публикаций

Евразийский патент № 035525

   Библиографические данные
(11)035525    (13) B1
(21)201692171

 A ]   B ]   C ]   D ]   E ]   F ]   G ]   H ] 

Текущий раздел: E     


Документ опубликован 2020.06.30
Текущий бюллетень: 2020-06  
Все публикации: 035525  
Реестр евразийского патента: 035525  

(22)2015.04.15
(51) E21B 43/20(2006.01)
(43)A1 2017.05.31 Бюллетень № 05  тит.лист, описание 
(45)B1 2020.06.30 Бюллетень № 06  тит.лист, описание 
(31)14166454.0
(32)2014.04.29
(33)EP
(86)EP2015/058203
(87)2015/165734 2015.11.05
(71)БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ КОМПАНИ ЛИМИТЕД (GB)
(72)Салино Питер (GB)
(73)БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ КОМПАНИ ЛИМИТЕД (GB)
(74)Веселицкая И.А., Кузенкова Н.В., Веселицкий М.Б., Белоусов Ю.В., Каксис Р.А., Куликов А.В., Кузнецова Е.В., Соколов Р.А., Кузнецова Т.В. (RU)
(54)СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ
   Формула 
(57) 1. Компьютеризированный способ установления одного или нескольких рабочих режимов для системы вытеснения сырой нефти, выполненной с возможностью закачки нагнетаемой воды в коллектор, включающий по меньшей мере два пласта карбонатной породы, содержащих сырую нефть в своем поровом пространстве, причем система вытеснения сырой нефти предназначена для использования при вытеснении сырой нефти из порового пространства пластов карбонатной породы,
при этом способ включает следующие шаги:
получение входных данных, отображающих:
i) параметры нагнетаемой воды, включающие температуру, солесодержание и концентрацию сульфатов; и
ii) параметры пластов карбонатной породы, включающие температуру, проницаемость пластов карбонатной породы, содержание водорастворимых сульфатных минералов в пластах карбонатной породы и показатель проницаемости одной или нескольких границ между прилегающими пластами карбонатной породы;
введение входных данных в компьютерную прогнозную модель;
использование прогнозной модели так, чтобы:
а) идентифицировать один или несколько первых пластов карбонатной породы и один или несколько вторых пластов карбонатной породы по меньшей мере из двух пластов карбонатной породы, причем один или несколько вторых пластов карбонатной породы прилегают по меньшей мере к одному из одного или нескольких первых пластов карбонатной породы, при этом один или несколько первых пластов карбонатной породы имеют относительно высокое содержание водорастворимых сульфатных минералов, а один или несколько вторых пластов карбонатной породы имеют относительно низкое содержание водорастворимых сульфатных минералов;
б) моделировать с использованием, по меньшей мере, данных, отображающих параметры нагнетаемой воды и параметры пластов карбонатной породы, растворение водорастворимых сульфатных минералов, содержащихся по меньшей мере в одном первом пласте карбонатной породы из одного или нескольких первых пластов карбонатной породы, в нагнетаемой воде, что будет происходить при конфигурации системы вытеснения сырой нефти, в которой нагнетаемая вода закачивается по меньшей мере в один первый пласт карбонатной породы, на основании чего генерируются первые данные, отображающие химические характеристики обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды, сформированной по меньшей мере в одном первом пласте карбонатной породы путем растворения водорастворимых сульфатных минералов в нагнетаемой воде;
в) моделировать с использованием, по меньшей мере, данных, отображающих водопроницаемость пластов карбонатной породы, прохождение обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды сквозь по меньшей мере один первый пласт карбонатной породы, на основании чего генерируются параметры первого потока обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды;
г) моделировать с использованием, по меньшей мере, данных, отображающих водопроницаемость пластов карбонатной породы, водопроницаемость одной или нескольких границ раздела и параметры первого потока, прохождение обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды по меньшей мере из одного первого пласта карбонатной породы по меньшей мере в и сквозь один второй пласт карбонатной породы из одного или нескольких вторых пластов карбонатной породы, на основании чего генерируются параметры второго потока обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды; и
д) сгенерировать с учетом по меньшей мере первых данных и смоделированных параметров второго потока вторые данные, отображающие прогнозное количество нефти, которое будет вытеснено по меньшей мере из одного второго пласта карбонатной породы обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей средой, сформированной по меньшей мере в одном первом пласте карбонатной породы, при конфигурации системы вытеснения сырой нефти, в которой нагнетаемая вода закачивается по меньшей мере в один первый пласт карбонатной породы; и
определение на основе вторых данных управляющих данных, устанавливающих один или несколько рабочих режимов для системы вытеснения сырой нефти.
2. Способ по п.1, включающий сравнение вторых данных с данными, отображающими один или несколько объемов нефти, которые могут быть вытеснены из одного или нескольких вторых пластов карбонатной породы водосодержащими вытесняющими текучими средами, имеющими химические свойства, отличные от обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды, сформированной по меньшей мере в одном из первых пластов карбонатной породы, с определением на этом основании управляющих данных.
3. Способ по п.1 или 2, в котором управляющие данные отображают по меньшей мере одно из группы, включающей
команду на закачку нагнетаемой воды по меньшей мере в один из одного или нескольких первых пластов карбонатной породы;
команду на отсутствие закачки нагнетаемой воды по меньшей мере в один из одного или нескольких первых пластов карбонатной породы;
команду на закачку нагнетаемой воды по меньшей мере в один из одного или нескольких вторых пластов карбонатной породы;
команду на отсутствие закачки нагнетаемой воды по меньшей мере в один из одного или нескольких вторых пластов карбонатной породы; и/или
команду на закачку относительно большого количества нагнетаемой воды по меньшей мере в один из одного или нескольких первых пластов карбонатной породы и относительно малого количества нагнетаемой воды по меньшей мере в один из одного или нескольких вторых пластов карбонатной породы.
4. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором идентификация одного или нескольких первых пластов карбонатной породы устанавливает группу первых пластов карбонатной породы, причем способ включает следующие шаги:
использование прогнозной модели для генерирования вторых данных, отображающих прогнозное количество нефти, вытесняемой при конфигурации системы вытеснения сырой нефти, в которой нагнетаемая вода закачивается в несколько различных подгрупп из идентифицированной группы первых пластов карбонатной породы;
идентификацию на основе вторых данных, сгенерированных для каждой из подгрупп первых пластов карбонатной породы, одного или нескольких пластов карбонатной породы, в которые закачивается нагнетаемая вода, с установлением на основании этого одного или нескольких рабочих режимов.
5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором система вытеснения сырой нефти выполнена с возможностью закачки нагнетаемой воды в коллектор через группу нагнетательных скважин, причем способ включает следующие шаги:
использование прогнозной модели для генерирования вторых данных, отображающих прогнозное количество нефти, которое будет вытеснено при конфигурации системы вытеснения сырой нефти, в которой нагнетаемая вода закачивается в коллектор через различные сочетания скважин в группе нагнетательных скважин; и
идентификацию на основе вторых данных, сгенерированных для каждой из подгрупп нагнетательных скважин, одной или нескольких нагнетательных скважин, через которые нагнетаемая вода закачивается в коллектор, с установлением на основании этого одного или нескольких рабочих режимов.
6. Способ по любому из предыдущих пунктов, дополнительно включающий следующие шаги:
использование прогнозной модели для генерирования вторых данных, отображающих прогнозное количество нефти, которое будет вытеснено при конфигурации системы вытеснения сырой нефти, в которой в коллектор закачиваются различные нагнетаемые воды с различными параметрами; и
идентификацию на основе вторых данных требуемой нагнетаемой воды с установлением тем самым одного или нескольких рабочих режимов.
7. Способ по любому из предыдущих пунктов, включающий шаг использования прогнозной модели так, чтобы моделировать с использованием по меньшей мере первых данных и данных, отображающих водопроницаемости пластов карбонатной породы, третьи данные, отображающие прогнозное количество нефти, которое будет вытеснено по меньшей мере из одного первого пласта карбонатной породы обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей средой, сформированной по меньшей мере в одном первом пласте карбонатной породы, при конфигурации системы вытеснения сырой нефти, в которой нагнетаемая вода закачивается по меньшей мере в один первый пласт карбонатной породы.
8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором управляющие данные включают данные, отображающие по меньшей мере одно из группы, включающей
местоположение одной или нескольких нагнетательных скважин;
местоположение одной или нескольких эксплуатационных скважин или
заканчивание скважины с гидравлической изоляцией второго пласта карбонатной породы от непосредственной гидравлической взаимосвязи с нагнетательной скважиной.
9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором параметры нагнетаемой воды содержат один или несколько элементов из группы, включающей концентрацию многовалентных катионных компонентов, концентрацию сульфатных ионов и общее содержание растворенных твердых компонентов в нагнетаемой воде.
10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором входные данные отображают параметры сырой нефти, содержащейся в пластах карбонатной породы, и в котором входные данные, отображающие параметры сырой нефти, используются для генерации вторых данных, отображающих прогнозное дополнительное количество нефти.
11. Способ по п.10, в котором параметры сырой нефти содержат одно или несколько из группы, включающей плотность в градусах АНИ, общую величину кислотного числа, общую величину щелочного числа нефти и концентрацию асфальтеновых и битумных компонентов в нефти.
12. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором входные данные отображают параметры пластовой воды, содержащейся в пластах карбонатной породы, и в котором входные данные, отображающие параметры пластовой воды, используются для моделирования растворения водорастворимых сульфатных минералов по меньшей мере из одного из первых пластов карбонатной породы в нагнетаемой воде.
13. Способ по п.12, в котором параметры пластовой воды содержат одно или несколько из группы, включающей температуру, солесодержание, концентрацию сульфатов и концентрации многовалентных катионов в пластовой воде.
14. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором рабочий режим подтверждается экспериментом по заводнению керна, в котором водосодержащая вытесняющая текучая среда, содержащая анионы растворенных сульфатов, нагнетается в образец керна, взятый из второго пласта карбонатной породы, или тестом с химическим индикатором в одиночной скважине, проводимым на скважине, пересекающей этот коллектор.
15. Система для осуществления способа по любому из пп.1-14, обеспечивающая выбор конфигурации системы вытеснения сырой нефти, выполненной с возможностью закачки нагнетаемой воды в коллектор, включающий по меньшей мере два пласта карбонатной породы, содержащих сырую нефть в своем поровом пространстве, причем система вытеснения сырой нефти предназначена для использования при вытеснении сырой нефти из порового пространства пластов карбонатной породы, при этом система для выбора конфигурации включает:
интерфейс, выполненный с возможностью приема входных данных, отображающих:
i) параметры нагнетаемой воды, включающие температуру, солесодержание и концентрацию сульфатов; и
ii) параметры пластов карбонатной породы, включающие температуру, водопроницаемость пластов карбонатной породы, содержание водорастворимых сульфатных минералов в пластах и показатель водопроницаемости одной или нескольких границ раздела между прилегающими пластами карбонатной породы; и
устройство обработки, выполненное с возможностью
использования прогнозной модели так, чтобы:
а) идентифицировать один или несколько первых пластов карбонатной породы и один или несколько вторых пластов карбонатной породы по меньшей мере двух из пластов карбонатной породы, причем один или несколько вторых пластов карбонатной породы прилегают по меньшей мере к одному из одного или нескольких первых пластов карбонатной породы, при этом один или несколько первых пластов карбонатной породы имеют относительно высокое содержание водорастворимых сульфатных минералов, и один или несколько вторых пластов карбонатной породы имеют относительно низкое содержание водорастворимых сульфатных минералов;
б) моделировать с использованием, по меньшей мере, данных, отображающих параметры нагнетаемой воды и параметры пластов карбонатной породы, растворение водорастворимых сульфатных минералов, содержащихся по меньшей мере в одном первом пласте карбонатной породы из одного или нескольких первых пластов карбонатной породы, в нагнетаемой воде, что будет происходить при конфигурации системы вытеснения сырой нефти, при которой нагнетаемая вода закачивается по меньшей мере в один первый пласт карбонатной породы, на основании чего генерируются первые данные, отображающие химические характеристики обогащенной сульфатами водосодержащей текучей среды, сформированной по меньшей мере в одном первом пласте карбонатной породы путем растворения водорастворимых сульфатных минералов в нагнетаемой воде;
в) моделировать с использованием, по меньшей мере, данных, отображающих водопроницаемость пластов карбонатной породы, прохождение обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды сквозь по меньшей мере один первый пласт карбонатной породы, на основании чего генерируются параметры первого потока обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды;
г) моделировать с использованием, по меньшей мере, данных, отображающих водопроницаемость пластов карбонатной породы, водопроницаемость одной или нескольких границ и параметры первого потока, прохождение обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды по меньшей мере из одного первого пласта карбонатной породы по меньшей мере в один второй пласт карбонатной породы из одного или нескольких вторых пластов карбонатной породы, на основании чего генерируются параметры второго потока обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей среды; и
д) сгенерировать с учетом, по меньшей мере, первых данных и смоделированных параметров второго потока вторые данные, отображающие прогнозное количество нефти, которое будет вытеснено по меньшей мере из одного второго пласта карбонатной породы обогащенной сульфатами водосодержащей вытесняющей текучей средой, сформированной по меньшей мере в одном первом пласте карбонатной породы, при конфигурации системы вытеснения сырой нефти, в которой нагнетаемая вода закачивается по меньшей мере в один первый пласт карбонатной породы; и
определения на основе вторых данных управляющих данных, устанавливающих один или несколько рабочих режимов для системы вытеснения сырой нефти.
Zoom in