Евразийский сервер публикаций

Евразийский патент № 036572

   Библиографические данные

(11) Номер патентного документа

036572

(21) Номер евразийской заявки

201892114

(22) Дата подачи евразийской заявки

2017.03.14

(51) Индексы Международной патентной классификации

E21B 43/20 (2006.01)
C09K 8/58 (2006.01)

(43)(13) Дата публикации евразийской заявки, код вида документа

A1 2019.04.30 Бюллетень № 04  тит.лист, описание 

(45)(13) Дата публикации евразийского патента, код вида документа

B1 2020.11.25 Бюллетень № 11  тит.лист, описание 

(31) Номер заявки, на основании которой испрашивается приоритет

1604962.9

(32) Дата подачи заявки, на основании которой испрашивается приоритет

2016.03.23

(33) Код страны, идентифицирующий ведомство или организацию, которая присвоила номер заявки, на основании которой испрашивается приоритет

GB

(86) Номер и дата подачи международной заявки

EP2017/056007

(87) Номер и дата публикации международной заявки

2017/162489 2017.09.28

(71) Сведения о заявителе(ях)

БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ КОМПАНИ ЛИМИТЕД (GB)

(72) Сведения об изобретателе(ях)

Коллинз Иэн Ральф, Коувз Джон Уильям, Ходжез Майкл Грэм, Педерсен Кристиан Шак, Салино Питер Энтони, Уикинг Кристианна Клэр (GB)

(73) Сведения о патентовладельце(ах)

БП ЭКСПЛОРЕЙШН ОПЕРЕЙТИНГ КОМПАНИ ЛИМИТЕД (GB)

(74) Сведения о представителе(ях)
или патентном поверенном

Веселицкая И.А., Веселицкий М.Б., Кузенкова Н.В., Каксис Р.А., Белоусов Ю.В., Куликов А.В., Кузнецова Е.В., Соколов Р.А., Кузнецова Т.В. (RU)

(54) Название изобретения

СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ С НИЗКОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИЕЙ

   Формула  [ENG]
(57) 1. Способ обнаружения добычи дополнительной нефти из нефтеносного пласта, через который проходят по меньшей мере одна нагнетательная скважина и по меньшей мере одна эксплуатационная скважина, при осуществлении которого
отбирают фоновую пробу нефти и анализируют ее для установления фоновых отличительных признаков состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти;
начинают заводнение с низкой минерализацией посредством нагнетания воды с низкой минерализацией в пласт через нагнетательную скважину;
извлекают нефть из эксплуатационной скважины;
отбирают пробы нефти после заводнения, добытой из эксплуатационной скважины, в течение продолжительного времени;
анализируют пробы нефти после заводнения для установления отличительных признаков состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти после заводнения;
идентифицируют различие между одним или более из отличительных признаков состава кислородосодержащих органических соединений после заводнения и фоновых отличительных признаков состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти, характерное для дополнительной нефти, высвобождаемой заводнением с низкой минерализацией.
2. Способ по п.1, в котором отличительные признаки состава для проб нефти после заводнения сравнивают с фоновой пробой подвижной нефти.
3. Способ по п.2, в котором воду с низкой минерализацией нагнетают в нефтяной пласт во вторичном методе извлечения.
4. Способ обнаружения добычи дополнительной нефти из нефтеносного пласта, содержащего несколько слоев пластовой породы, через который проходит по меньшей мере одна нагнетательная скважина, по меньшей мере одна эксплуатационная скважина и по меньшей мере одна наблюдательная скважина, расположенная между нагнетательной скважиной и эксплуатационной скважиной, при осуществлении которого
вводят каротажную аппаратуру в наблюдательную скважину;
нагнетают воду с низкой минерализацией в нефтеносный пласт через нагнетательную скважину и извлекают нефть из эксплуатационной скважины;
используют каротажную аппаратуру в течение продолжительного времени для определения промежутка времени t1 между началом нагнетания воды с низкой минерализацией в нефтяной пласт через нагнетательную скважину(ы) и обнаружением фронта воды с низкой минерализацией в наблюдательной скважине;
определяют расстояние L1 между нагнетательной скважиной(ами) и наблюдательной скважиной и вычисляют скорость v, с которой распространяется через нефтяной пласт фронт воды с низкой минерализацией, причем v = L1/t1;
определяют расстояние L2 между наблюдательной скважиной и эксплуатационной скважиной(ами) и используют скорость v распространения фронта для прогнозирования момента времени t2, когда вода с низкой минерализацией прорвется в эксплуатационную скважину, причем t2 = t1 + L2/v;
отбирают фоновую пробу нефти из нефтяного пласта перед нагнетанием воды с низкой минерализацией и анализируют фоновую пробу нефти для установления отличительных признаков состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти;
отбирают пробы нефти после заводнения, добытой из эксплуатационной скважины(н), в течение продолжительного времени и анализируют эти пробы нефти для установления отличительных признаков состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти после заводнения для идентификации различия между одними или более отличительными признаками состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти после заводнения и фоновыми отличительными признаками состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти, характерного для дополнительной нефти, высвобождаемой заводнением с низкой минерализацией;
повышают частоту отбора проб добытой нефти после заводнения по мере приближения прогнозированного момента t2 прорыва нагнетаемой воды с низкой минерализацией в эксплуатационную скважину и используют идентифицированное различие между отличительными признаками состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти после заводнения и фоновыми отличительными признаками состава для кислородосодержащих органических соединений в нефти для определения момента времени, когда дополнительная нефть прорвется в эксплуатационную скважину.
5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором пробы нефти анализируют с использованием масс-спектрометрии высокого разрешения (МСВР) на увеличение полной интенсивности сигнала для класса гомологических соединений с общей формулой CxHyOn (I), где x представляет собой целое число в интервале от 5 до 100, предпочтительно от 8 до 75, более предпочтительно от 8 до 60, в частности от 10 до 45, у представляет собой целое число £2x+2 и n представляет собой целое число в интервале от 1 до 10, предпочтительно от 1 до 5, более предпочтительно от 1 до 3, в частности 2.
6. Способ по п.5, в котором пробы нефти дополнительно анализируют средствами МСВР на снижение интенсивности величины средневзвешенной эквивалентной массы преполимера, содержащей 1 моль двойных виниловых связей (DBE) для класса гомологических соединений с общей формулой (I).
7. Способ по п.6, в котором пробы нефти дополнительно анализируют средствами МСВР на повышение полной интенсивности сигнала для класса гомологических соединений с общей формулой (I), имеющих величину DBE, равную 1.
8. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором пробы добытой воды, отобранные после начала заводнения с низкой минерализацией, анализируют на повышение концентрации ионов, выбранных из Fe2+, Ca2+, Mg2+ и Sr2+, относительно фоновой пробы добытой воды, отобранной перед началом заводнения с низкой минерализацией.
9. Способ по п.8, в котором пробы добытой воды анализируют на снижение общего содержания растворенных твердых веществ относительно фоновой пробы добытой воды, отобранной перед началом заводнения с низкой минерализацией.
10. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором
регистрируют моменты времени, когда каждая из проб нефти после заводнения добыта из эксплуатационной скважины(н);
определяют пробы после заводнения, которые демонстрируют различие между отличительными признаками состава после заводнения и фоновыми отличительными признаками состава для кислородосодержащих органических соединений, которое характерно для дополнительной нефти, высвобожденной заводнением с низкой минерализацией; и
принимают наиболее раннее время добычи, когда обнаружено различие в отличительных признаках состава пробы после заводнения, в качестве момента времени прорыва дополнительной нефти в эксплуатационную скважину(ы).
11. Способ обратной адаптации модели нефтяного пласта с низкой минерализацией к данным измерений нефтяного пласта, при осуществлении которого
обнаруживают дополнительную нефть способом по п.10 для получения таким путем момента(ов) времени добычи, когда дополнительная нефть прорывается в эксплуатационную скважину(ы), в качестве первых данных измерений нефтяного пласта;
получают дополнительные данные измерений нефтяного пласта, включающие измеренный объем(мы) нефти, добытой из эксплуатационной скважины(н) во время заводнения с низкой минерализацией, в виде функции времени;
вводят общие входные данные и входные данные низкой минерализации в моделирование нефтяного пласта с низкой минерализацией для моделирования заводнения с низкой минерализацией, при этом общие входные данные и входные данные низкой минерализации имеют связанные с ними неопределенности;
выполняют моделирование нефтяного пласта с низкой минерализацией с использованием общих входных данных и входных данных низкой минерализации для генерирования выходных данных низкой минерализации, содержащих вычисленный момент(ы) времени, когда дополнительная нефть прорывается в эксплуатационную скважину(ы); и вычисленный объем(ы) нефти, добытой из эксплуатационной скважины(н) в условиях низкой минерализации, в виде функции времени; и
генерируют обратно адаптированную модель нефтяного пласта для заводнения с низкой минерализацией посредством обратной адаптации выходных данных низкой минерализации к данным измерения нефтяного пласта путем настройки неопределенностей во входных данных низкой минерализации.
12. Способ по п.11, в котором дополнительные данные измерений нефтяного пласта добавочно включают одно или более из
измеренного объема(ов) воды низкой минерализации, нагнетенной в нагнетательную скважину(ы), в функции времени;
измеренного объема(ов) воды, добытой из эксплуатационной скважины(н), в функции времени;
измеренной минерализации добытой воды в функции времени;
измеренных концентраций выбранных ионов в добытой воде в функции времени;
измеренных скважинных давлений в нагнетательной скважине(ах) и эксплуатационной скважине(ах) на глубине нефтеносного слоя(ев) пласта, в функции времени.
13. Способ по п.11 или 12, в котором обратно адаптированную модель нефтяного пласта используют в прогнозирующем режиме для оценки увеличения будущей добычи дополнительной нефти из нефтяного пласта за счет заводнения с низкой минерализацией и/или для планирования усовершенствованного управления заводнением с низкой минерализацией нефтяного пласта.
14. Способ по любому из пп.11, 12, в котором повторяют обратную адаптацию моделирования нефтяного пласта один или более раз в ходе заводнения с низкой минерализацией нефтяного пласта.
15. Способ оценивания объема дополнительной нефти, добываемой из нефтяного пласта, как функции времени, при осуществлении которого
выполняют обратную адаптацию модели нефтяного пласта с низкой минерализацией к данным измерения пласта способом по любому из пп.11-14, причем при генерировании обратно адаптированной модели нефтяного пласта настраивают неопределенности в общих входных данных и во входных данных низкой минерализации;
вводят входные данные высокой минерализации в обратно адаптированную моделирующую программу нефтяного пласта для моделирования заводнения с высокой минерализацией;
управляют работой обратно адаптированной программы нефтяного пласта, использующей общие входные данные и входные данные высокой минерализации, для генерирования выходных данных высокой минерализации, включающих вычисленный объем(ы) нефти, добытой из эксплуатационной скважины(н) в условиях высокой минерализации, как функции времени; и
оценивают объем дополнительной нефти путем вычитания вычисленного объема(ов) нефти, добытой из эксплуатационной скважины(н) в условиях высокой минерализации, как функции времени, из измеренного объема(ов) нефти, добытой из эксплуатационной скважины(н) во время заводнения с низкой минерализацией нефтяного пласта, как функции времени.
16. Способ оценки продленного периода извлечения обезвоженной нефти для вторичного заводнения с низкой минерализацией, при осуществлении которого
оценивают объем дополнительной нефти, добываемой из нефтяного пласта, как функции времени, способом по п.15, причем выходные данные высокой минерализации дополнительно включают вычисленный момент(ты) времени, когда вода высокой минерализации прорывается в эксплуатационную скважину(ы); и
оценивают продленный период извлечения обезвоженной нефти для вторичного заводнения с низкой минерализацией вычитанием вычисленного момента(ов) времени, когда вода с высокой минерализацией прорывается в эксплуатационную скважину(ы), из измеренного момента(ов) времени, когда вода с низкой минерализацией прорывается в эксплуатационную скважину(ы).
17. Способ оценки продленного периода пониженной обводненности скважинной продукции для третичного заводнения с низкой минерализацией, при осуществлении которого
оценивают объем дополнительной нефти, добытой из нефтяного пласта, как функцию времени, способом по п.15, причем выходные данные высокой минерализации дополнительно включают вычисленную обводненность(и) флюидов, добытых из эксплуатационной скважины(н); и
оценивают продленный период пониженной обводненности для третичного заводнения с низкой минерализацией путем вычитания вычисленной обводненности(ей) флюидов, добытых из эксплуатационной скважины(н), из измеренной обводненности(ей) флюидов, добытых из эксплуатационной скважины(н) во время третичного заводнения низкой минерализации.
Zoom in


 
Назад|  Новый поиск