NO331557B1 - Fremgangsmate for a oke produksjon av hydrokarbon vaesker og gasser - Google Patents

Abstract

Det er beskrevet en fremgangsmåte for å redusere eller eliminere vannblokking rundt et brønnhullsområde i et reservoar. Fremgangsmåten innbefatter fjerning av vann rundt brønnhullet, injisere råolje rundt brønnhullet og injisere presipitanter som medfører overflatepresipitering av asfaltener og derved endre formasjonens fuktbarhet i brønnhullet og redusere de kapillære retensjonskreftene for vann og/eller gasskondensater og øke strømmen av hydrokarboner fra reservoaret.

Description

Fremgangsmåte for å øke produksjon av hydrokarbon væsker og gasser

Foreliggende søknad er en continuation av provisorisk patentsøknad serie nr. 60/556,717, inngitt 25. mars 2004, med tittel "Method of increasing the production of Hydrocarbon Liquids and Gases by Reducing or Eliminating Water Block at Well Bores and at the Faces of Hydraulic Fractures" og provisorisk patentsøknad serie nr. 60/617,630, inngitt 6. oktober 2004 med tittelen "Method of Increasing the Production of Hydrocarbon Liquids and Gases by Reducing or Eliminating Water Block at Well Bores and at the Faces of Hydraulic Fractures".

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt leting og produksjon av hydrokarboner, og mer spesielt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for fjerning eller eliminering av vann og/eller gasskondensat blokkeringer i brønnhull og ved overflaten av hydrauliske sprekker ved å bruke fukteegenskapene og de tilhørende grenseflateegenskapene til forskjellige oljeformer for å redusere kreftene til kapillærretensjonen til vannet og/eller gasskondensatet og derved øke utvinningseffektiviteten for hydrokarboner fra underjordiske reservoarer.

Akkumulering av vann rundt et brønnhull, vanligvis beskrevet som vannblokk, er vidt anerkjent som en alvorlig årsak til reduksjon av produksjonen av hydrokarbonfluider som innbefatter både olje og gass og også flytende hydrokarbon kondensater. Vannblokkering kan defineres som konsekvensen av høyere vannmetning rundt brønnhullsformasjonen sammenlignet med den formasjonsvannmetningen forbundet med fjell som befinner seg lengre fra brønnhullet.

Vannblokkering kan oppstå fra enhver eller en kombinasjon av de følgende tilstandene, boring, komplettering, frakturering, overhaling, eller lekkasjer i foringsrør. På grunn av den høyere vannmetningen i formasjonen rundt brønnhullet, blir produktiviteten til gass eller oljestrømmen redusert. Nærværet av en høy vannmetning i brønnhullsområdet vil i sterk grad øke transmissiviteten til vann inn i brønnen og sterkt redusere transmissiviteten til oljen og/eller gass. Effekten på transmissiviteten er uttrykt ved økt relativ permeabilitet for vann og redusert relativ permeabilitet for gas og/eller olje. Den lokale endringen av transmissiviteten resulterer i drastisk undertrykkelse av oljen eller gassens evne til å strømme inn i brønnen fra den omgivende formasjonen.

Selv under betingelser med strøm av begge faser eller strøm av hydrokarbongass og/eller olje, blir vannmetningen opprettholdt rundt brønnhullet på grunn av kapillærkrefter. Problemet blir enda mer alvorlig med reduksjon av formasjonens permeabilitet på grunn av at porestørrelsene blir mindre og kapillærvirkningen blir sterkere.

Problemet med vannblokkering blir ytterligere forsterket dersom brønnhullsområdet har blitt utsatt for inntrengning av leirepartikler eller leiresvelling. Dispersjon, migrering og plugging av fine partikler under brønnborings- og kompletteringsoperasjoner resulterer i mindre porestørrelser rundt brønnhullet. De lokalt reduserte porestørrelsene resulterer i svekket permeabilitet og forsterker problemet med vannblokkering ved kapillær retensjon. Skadede soner er alminnelig i perforeringsområdene hvor tilgangen til formasjonen gjennom brønnforingen har blitt etablert ved hjelp av formede eksplosive ladninger som knuser fjellet. Knusing av fjellet i det lokale området av perforeringen resulterer i redusert porestørrelse med tilhørende redusert permeabilitet og økt kapillær retensjon av vann.

Opprensning eller fjerning av vannblokkering har hittil vært vanskelig, kostbart og tidkrevende. En tilnærming for å løse dette problemet er å behandle brønnhullet med kjemikaler som absorberes inn i fjelloverflaten og gjør den nøytral overfor oljefukting. Kapillære retensjonskrefter blir redusert og permeabiliteten for hydrokarbon blir økt. Kjemikaliene som er foreslått for endring av fuktbarheten er kostbare. Videre er de bar effektive i en begrenset tid fordi de generelt blir holdt som et monolag på fjelloverflaten og fuktbarhetsendringene er ikke stabile over tid ved de tilstedeværende strømningsbetingelsene.

Noen typer kjemikalier kan brukes for opprenskning av vannblokkingen. Alkohol kan brukes for vannblokkingen ved gassproduksjon. Effektene av forskjellige væsker så som saltvann, alkoholer og toluen på gassleveringsdyktigheten har blitt undersøkt. Av dette har det blitt konkludert med at opprensing av vannblokking nær et brønnhull kan deles opp i to trinn. Det første trinnet av fluidfortrengning som omgikk vann og etterlot seg høy tilbakeholdt vannmetning rundt brønnhullet. Dette trinnet varte ca. 2 dager. Det andre trinnet var reduksjon av vannmetning ved fordampning drevet av gasstrøm (masseoverføring av vann til gassfasen når gasse ekspanderer under strømning inn i brønnhullet). Det andre trinnet kunne vare i flere måneder. Tilsetningen av flyktig løsningsmiddel hjalp tiltaket i det andre trinnet og reduserte varigheten av opprenskningen.

Det har også blitt funnet at tilsetningen av metanol kunne fremskynde opprenskningen av vannblokkingen. Fuktbarheten endret seg fra vannvåt til oljevåt ved bruk av 1 % v/v løsning av oktyldecyltriklorsilan (OTS) kunne også hjelpe til med opprenskning av vannblokkingen i kalksten når metanol ble brukt til å fortrenge vannblokkingen. De nevnte at surfaktanter som endrer fuktbarheten kan brukes for å forbedre opprenskningen av vannblokker i tett gass-sand.

Dersom fremkallingstrykket var mye høyere enn kapillærtrykket til formasjonen nær brønnhullet, kunne imidlertid vannblokkingen fjernes. Under disse betingelsene var det ikke mange fordeler å hente fra brønnbehandling med alkohol eller alkohol/surfaktant for å fjerne vannblokking.

Andre har konkludert med at endring av fuktbarheten til fjelloverflaten fra vannvåt til oljevåt fremmer lindringen av vannblokkinger fordi kapillærtrykket og derved kapillær retensjonen av vann ble redusert. Ikke-emulgatorer (surfaktanter) oppløst i metanol ble brukt for å indusere fuktbarhetsendring fra vannvåt til ikke-våt (kontaktvinkel~90°).

Andre har hevdet at oljebasert slamsubstrat, som inneholdt asfalt som var løselig i råolje eller aromatisk løsningsmiddel, i betydelig grad økte gassbrønnens leveringsevne og olje eller kondensat produktiviteten sammenlignet med vannbaserte fluider.

Fra US 3289764 A er det kjent fremgangsmåter for å redusere eller eliminere vannblokking rundt et brønnhull til et brønnhullsområde i et reservoar ved å injisere blant annet råolje, alkohol eller gass.

Fra US 2865453 A og US 3301328 A er det kjent alternative metoder for å fjerne vannblokking.

Foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for å redusere eller eliminere vannblokking rundt et brønnhullsområde i et reservoar. Fremgangsmåten innbefatter fjerning av vannet fra rundt brønnhullet, injisere råolje rundt brønnhullet og injisere presipitater av asfaltener og derved endre formasjonens fuktbarhet i brønnhullet og redusere kapillærkreftene for retensjon avvann og/eller gass kondensater og øke strømmen av hydrokarbonfluiderfra reservoaret i henhold til den karakteriserende delen av det selvstendige krav 1. Ytterligere fordelaktige trekk er angitt i de uselvstendige patentkravene. Fig. 1a - 1e viser en fremgangsmåte for behandling av oljereservoarer i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse. Fig. 2 er en kurve som viser vannmetningsendring nær brønnhullet mot antallet behandlingssykluser. Fig. 3a - 3f viser en annen fremgangsmåte for behandling av oljereservoarer i overensstemmelse med oppfinnelsen. Fig. 4a - 4d viser en fremgangsmåte for behandling av gass eller gas kondensat reservoarer i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse. Fig. 5a - 5e viser en annen fremgangsmåte for behandling av gass eller gass kondensat reservoarer i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse. Fig. 6a - 6e viser nok en fremgangsmåte for behandling av gass eller gass kondensat reservoarer i overensstemmelse med foreliggende oppfinnelse. Fig. 7a og 7b viser vannkoningstilfeller ved det innledende trinnet under oljeproduksjonen og ved et senere trinn under oljeproduksjonen.

Fig. 8 viser en hydraulisk frakturert brønn.

Fig. 9a - 9d er kurver som viser fuktbarhetsendringer indusert av fortrengning av råolje med mineralolje eller parafinsk olje direkte. Fig. 10 er en kurve som viser re-eksponering av overflate-utfelte asfaltener for fersk råolje som resulterer i økt vannfukting. Fig. 11a og 11 b er kurver som viser effekten av re-aldring (re-ageing) på fuktbarhetsendringer. Fig. 12a - 12c er kurver som viser effekten av alkoholspyling og re-aldring på fuktbarhetsendring. Fig. 13a - 13f er kurver som viser effekten av alkoholspyling, oljeløselig surfaktant og re-aldring på fuktbarhetsendring av Berea sandsten. Fig. 14 er en kurve som viser effekten av alkoholspyling, oljeløselig surfaktant og re-aldring på fuktbarhetsendring av kalksten, og Fig. 15a - 15d er kurver som viser effekten av fuktbarhetsendring på gassretur-permeabilitet.

I en av de mange mulige utførelsesformer tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å redusere eller eliminere vannblokking ved å fjerne vann fra rundt et brønnhull, injisere råolje, overflateutfelling av asfaltener i brønnhullsområdet ved injeksjon av alifatiske hydrokarboner eller andre hydrokarbon fluider med lav løselighet for asfaltener, redusere fuktbarheten for vann til mineraloverflater i vannblokkingen og brønnhullet til nær nøytral til oljevåt ved fjerning av vannet, injisere råolje, og overflateutfelling av asfaltener og derved redusere kapillær retensjonskreftene til vann, eller vann og/eller kondensater fra gasser og øke strømmen av hydrokarbon væsker og gasser fra reservoaret.

Når fuktbarheten til et berg blir endret ved absorpsjon av råolje, vil det innledende vanninnholdet i berget ved tidspunktet for absorpsjonen ha en dominerende affekt på reduksjonen av kapillærkreftene bestemt ved måling av raten og utstrekningen av spontan oppsuging. Den lavere innledende vannmetningen, desto større er reduksjonen av vann-fuktingen på bergoverflaten. Fuktbarheten indusert ved absorpsjon av organisk film fra asfaltenske råoljer i nærvær av formasjonsvann var stabil overfor mange sykler med eksponering for olje og vann.

Videre kunne vannmetningen i berget lett reduseres ved strømning av olje etter den første behandlingssyklusen, slik at lavere vannmetninger, en nøkkelfaktor ved reduksjon av fuktbarhet for vann, ville gjelde dersom berget blir re-eksponert for råolje. Graden av fuktbarhetsendringer avhang av hvordan råolje ble fortrengt fra berget av en annen oleisk fase.

Direkte fortrengning av råolje med et hydrokarbon med lav løselighet for asfaltenene i råoljen resulterte i den mest uttalte fuktbarhetsendringen for både sandsten og karbonatberg uten signifikant reduksjon av permeabilitet. Hydrokarbonet med lav løselighet har typisk en signifikant lavere refraktiv indeks enn råoljen. Hydrokarbonet og hydrokarbongass med lav løselighet vil herefter bli referert til som alifatisk mineralolje (eller kort som mineralolje med karbonkjede tall like eller større enn ca. fem) og gass (karbonkjedetall mindre enn ca. fem). Endringen av fuktbarheten blir hovedsakelig tilskrevet overflateutfelllingen av asfaltener fra råoljen, en fuktbarhetsendringsmekanisme. Overflateutfelling er resultatet av in kompatibiliteten til råoljen og mineraloljen med hensyn til løseligheten av asfaltener i råoljen.

Sammenlignbar kompatibilitet og avsetning av asfaltener kan være resultatet av eksponering av råoljen til hydrokarbongass eller gasskondensat. Utfelling av asfaltener medfører formasjonsskader. I henhold til hydrokarbonproduksjonsscenariet, kan fuktbarhetsendring ved absorpsjon og/eller overflateutfelling fra råolje skje ved injeksjon av råolje med i det vesentligste ingen skade på formasjonen. Større fuktbarhetsendringer ved overflateutfelling kan skje ved etterfølgende injeksjon av en oleisk eller gassfase som induserer asfaltenutfelling fra råoljen. Alternativt kan gassen eller gasskondensatet til reservoaret fremme overflateutfellingen av asfaltener.

Jo lavere vanninnhold ved behandlingstidspunktet desto mer effektiv er endringen av fuktbarhet. Vannmetningen kan senkes ved injeksjon av en viskøs råolje for å øke effektiviteten til fuktbarhetsendringen ved absorpsjon fra råoljen eller ved overflateutfelling som allerede beskrevet. Det kan anvendes forskjellige prosedyrer for å redusere høy vannmetning i nærheten av et brønnhull. Det bør injiseres tilstrekkelig mye væske slik at avstanden fra brønnhullet vanligvis vil være i området fra ca. 60 cm til tre meter fra brønnhullet men er nødvendigvis ikke begrenset til dette området.

Som vist i figurene 1a til 1e, er den første fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse å direkte injisere råoljen etterfulgt av en plugg (slug) med alkan (vanligvis en mineralolje) for å indusere fuktbarhetsendring mot nær nøytral til oljevåt ved overflateutfelling fra råolje (se fig. 1a - 1e for trinnene med fjerning av vannblokk og gjenvinning av oljeproduksjon). Dersom det er nødvendig med ytterligere fjerning av vann, kan behandlingssyklusen gjentas. Det har blitt observert at etter absorpsjon fra råolje, avtar vannmetningen lettere. Et estimat av observerte forhold mellom behandlingssyklus og vannmetning er vist i fig. 2.

Som vist i fig. 3a til 3f, kan det oppnås en stør reduksjon av vannmetning rundt brønnhullet ved pre-injeksjon av en plugg met et ko-løsningsmiddel av vann etterfulgt av råolje. Etter dette, blir det brukt en plugg med mineralolje (se fig. 3d) for å indusere endringer av fuktbarhet. Ko-løsningsmiddelet av vann kan være en vannløselig alkohol (for eksempel metanol), eller en alkohol som er kondisjonsmessig blandbar med både olje og vann så som isopropanol eller butanol, eller et løsningsmiddel så som tetrahydrofuran som er blandbar med både olje og vann.

Akkumulering av kondensat ved brønnhullet er et alvorlig problem i mange gasskondensat reservoarer. I mange tilfeller vil akkumulering av vann rundt brønnhullet også bidra til alvorlig lokal reduksjon av gasspermeabiliteten. Kombinasjoner av vann, gass og kondensatlinser som gir blokkering i form av kapillær motstand kjent som Jamin effekten, vil være spesielt uheldig for produksjonen. Retensjonen av vann kunne dempes ved behandlingene beskrevet under ved hvilke vannmetningen blir redusert og området rundt brønnhullet blir gjort nær nøytral til gasskondensatvåt.

En tilnærming for reduksjon av vannblokkingen for gass eller gasskondensat reservoarer ved injeksjon av råolje er vist i figurene 4a - 4d. Overflateutfelling av råolje blir indusert ved produksjon av gass (eller gass pluss kondensat).

Som vist i figurene 5a - 5e, kan det erholdes en mer effektiv fjerning av vann ved injeksjon av et ko-løsningsmiddel av vann før injeksjon av råolje. Produksjon av gass (eller gass pluss kondensat) blir brukt for å indusere overflateutfelling fra råoljen, som vist i figur 5d, og for å fjerne vann og råolje fra brønnhullsområdet slik at brønnproduktiviteten øker, som vist i figur 5e.

I en tredje tilnærming for fjerning av vannblokk i gass og gasskondensat brønner vist i figurene 6a - 6e, er de første tre trinnene som vist i figurene 5a, 5b og 5c, men deretter blir overflateutfellingen indusert ved injeksjon av mineralolje (figur 6c). Væskene som brukes for å indusere fuktbarhetsendring blir deretter pumpet av eller presset ut fra brønnhullsområdet ved gassproduksjon.

En annen form for vannblokk blir vanligvis referert til som koning. Koning oppstår fordi hydrokarbonsonen ligger over et vannførende sjikt, som vist i figurene 7a og 7b. De foreslåtte behandlinger for olje, gass og gasskondensat reservoarer kan brukes i overensstemmelse med naturen til hydrokarbonsonen for å øke permeabiliteten til hydrokarbon i forhold til vann rundt brønnhullet og derved gi et høyere forhold mellom hydrokarbon til saltvannsproduksjon.

I enkelte tilfeller kan meget lave konsentrasjoner av surfaktanter så som amin tilsettes i råoljen eller alkoholene for å hjelpe til med fuktbarhetsendring mot redusert vannfuktbarhet. I alle eksemplene på fuktbarhetsendringer, når en brønn blir produsert, vil vannblokkingen ikke gjendannes fordi den induserte fuktbarhetsendringen i sterk grad reduserer kreftene til kapillærretensjonen som virker rundt brønnhullet. Det har blitt vist at oljeutvinning ved vannflømming ble maksimalisert ved meget svake vannvåt tilstander. I tillegg vil endring av bergoverflatens fuktbarhet mot nær nøytra I-våt betingelser forbedre relativ permeabilitet med hensyn til flerfasestrømning innbefattende muligheten for samtidige strømmer av gass, olje og saltvann.

Vannblokking er også et alvorlig problem med hensyn til produksjon fra hydraulisk oppsprukne brønner. Sprekken er i hovedsak en forstørrelse av dreneringsområdet til brønnhullet, som vist i figur 8. Sprekkflater blir vanligvis blokkert enten ved inntrengning av vann forbundet med fraktureringsprosedyren eller av formasjonsvann. Prosedyrene basert på fuktbarhetsendring ved absorpsjon og/eller overflateutfelling fra råolje beskrevet over for å fjerne vannblokkering fra rundt et brønnhull kan brukes som drivvæsken etterfulgt av en overflatepresipitant (vanligvis mineralolje) før opprenskning.

I tillegg, kan det erholdes en reduksjon av vannfuktbarheten til mineraloverflater i brønnhullsområdet ved bruk av vannbaserte slam utformet for å unngå ulempen med polymerkomponenter som kan medføre fuktbarhetsendring til mineraloverflatene i brønnhullsområdet mot økt vannfuktbarhet.

Basert på disse observasjoner, hevdes det at reduksjon av vannmetning etterfulgt av behandling av fjell ved absorpsjon og/eller overflateutfelling fra råolje som kan være koblet med injeksjon av kjemikaler, så som alkaner, eller produksjon av naturgass, for å indusere overflateutfelling av asfaltener, er en fremgangsmåte med lav kostnad for å redusere eller eliminere vannblokking ved brønnhull.

Oppsummert, krever den spesifikt beskrevne fremgangsmåten i henhold til foreliggende oppfinnelse at den lokale vannmetningen kan reduseres ved injeksjon av råolje og ved multiple injeksjoner - for mer effektiv endring av fuktbarhet. Injeksjon av et ko-løsningsmiddel kan også brukes for å redusere vannmetningen for eksponering til råolje. Robust fuktbarhetsendring ved overflate utfelling fra råolje kan induseres ved å fortrenge råoljen med alifatisk olje så som mineralolje eller parafinsk råolje eller ved å eksponere råoljen for reservoar naturgass eller gass pluss kondensat ved produksjon. Et hydrokarbon som er innbyrdes løselig i olje og vann, så som alkoholer med en lengre hydrokarbon kjede så som butanol, kan også virke som en presipitant. Det kan tilsettes meget lav konsentrasjon av surfaktanter så som amin i råoljen eller alkoholer for å hjelpe til med å endre fuktbarheten mot den ønskede fuktbarheten.

Fuktbarheten kan være i området fra meget svak vannvåt via nøytral til oljevåt som indikert ved spontan oppsuging av enten saltvann eller olje. De beskrevne behandlingene for forbedret hydrokarbon væske og gass produktivitet har anvendelse i perforerte områder, åpne hull og til flatene til hydrauliske frakturer.

Eksperimentelle materialer og prosedyrer.

Kjerner

I foreliggende søknad ble det undersøkt to forskjellige frembruddskjerner innbefattende Berea sandstener og Texas Créme kalkstener. Sandstenskjernene, ca. 3,8 cm i diameter og 7,6 cm lengde, var alle kuttet av 'Ev8' blokk (12"x12"x6") Berea sandsten, bortsett fra tre kjerner av 'Ev1', 'Ev5' og 'Ev7' blokker. Luftpermeabilitetsområder fra 65 til 133 md; porøsiteter var innen 16,9 ± 1% (se tabell 1). Kalkstenskjernene, med tilsvarende dimensjoner, var kuttet fra '1TC blokk bortsett fra at to kjerner var fra henholdsvis 2TC og 3TC blokker. Luftpermeabiliteter var i området fra 1 til 6 md og porøsiteter f ra 18,0% til 22,8 (se tabell 2).

Oljer

Råoljer i området fra høyt asfaltiske til parafinske oljer ble undersøkt. De asfaltiske råoljene bestod av 5 oljer: Minnelusa 2002 (M'02), Cottonwood Creek, Black Mountain, Tensleep 1995 (Tensleep95) og Big Sand Draw (BSD). De parafinske oljene var Dakota og Frontier. Alle råoljene er fra Wyoming reservoarer. Asfalteninnhold, viskositeter og tettheter til råoljene er angitt i tabell 3.

Tre mineraloljer ble også brukt i foreliggende søknad: viskøs mineralolje (VMO), Soltrol 130®, og Soltrol 220®. VMO har en viskositet på ca. 1.76 cP. Soltrol 130® og Soltrol 220® er raffinerte mineraloljer bestående av C10-C13 og C13- C16iso-alkaner, med viskositeter på henholdsvis 1,6 cP og 3,8 cP. I et tilfelle ble det brukt pentan for flømming for å simulere naturgass. For gassflømming ble det brukt metan med 99% renhet.

Saltvann

Simulert sjøvann (SSW) ble brukt i oppsugings- og flømmingstestene. 0,10 g/l NaN3ble tilsatt som biocid for å undertrykke bakterievekst. SSW-sammensetningen er vist i tabell 4.

Surfaktanter

Det ble undersøkt tre typer surfaktanter: anioniske så som oleinsyre; ikke-ioniske så som alkohol etoksylat, Da-4 og Da-6; og polyaminer så som PA og RAP.

Grenseflatespenning mellom oleiske og vandige faser

Tetthetene til både oleiske og vandige faser ble målt med et DMA-48 Parr densimeter. Den øvre operasjonsgrensen til densiometeret er 60 °C. Over denne temperaturen ble tettheter erholdt ved ekstrapolering. Grenseflatespenningen (IFT) mellom oleinske og vandige faser ble målt ved bruk av KRUSS DVT-10 dråpevolum tensiometer. For målingene av IFT ved høy temperatur ble det brukt et temperaturkontrollbad. IFT til forskjellige olje/saltvann kombinasjoner er vist i tabell 5.

Etablering av innledende vannmetninger og kjernealdring

Før etablering av innledende vannmetning, ble kjerneprøver først mettet med SSW ved evakuering og deretter bløting i SSW i minst 10 dager for å erholde ionisk likevekt. Deretter ble de innledende vannmetninger etablert ved fortrengning av saltvann med viskøs mineralolje (VMO). Etterpå, dersom den utpekte fuktbarheten var meget sterkt vannvåt (VSWW), ble VMO fortrengt med S130 eller S220; dersom den utpekte fuktbarheten var blandet-våt, ble VMO fortrengt med 5 PV dekalin etterfulgt av 5 PV råolje. VMO-flømminger ble utført ved 0,15 til 0,50 ml/min (ca. 0,6 til 2 PV/time). Rater på 0,20 til 0,50 ml/min ble brukt for etterfølgende dekalin og råolje fortrengninger.

I enkelte tilfeller ble det opprinnelige saltvannet først spylt med alkohol, og deretter ble alkoholen fortrengt med råolje for å etablere en innledende alkoholmetning Saiki-

Etter at den innledende vann eller alkoholmetningen hadde blitt etablert ved råolje flømming, ble det fleste av kjernene senket ned i råoljen, herefter referert til som basisråolje, og eldet i en forseglet trykkbeholder i 1 til 10 dager ved 75 °C (Ta). Disse kjernene er referert til som blandet-våt (MXV). Dersom råoljen blir fortrengt av et mellomliggende løsningsmiddel, dekalin, etterfulgt av mineralolje, er kjernen referert til som blandet fuktbarhet (film)

(MXW-F). Dersom råoljen i en kjerne blir fortrengt direkte av en mineralolje eller parafinsk olje, blir kjernen referert til som MXW-F direkte flømming (DF).

Oppsugingsforsøk

Innledende oppsuging . De preparerte kjerneprøvene ble plassert i glassoppsugingceller fylt med SSW. Oljevolumet produsert ved saltvannsoppsuging (uttrykt som prosentandel av opprinnelig olje på plass (%OOIP)) ble registret mot tid. Oppsugingsforsøkene ble utført ved omgivende temperatur dersom ikke annet er angitt.

Etterfølgende oppsuging . Ved slutten av oppsugingen, ble innledende vannmetning til en MXW-kjeme reetablert ved råoljefortrengning. I enkelte forsøk ble en kjerne først spylt med alkohol, og den innledende alkoholmetningen Saikible deretter erholdt ved råolje fortrengning av alkohol. I enkelte tilfeller ble kjernen med reetablert SWieller Saikible deretter re-eldet i 2 dager ved 45 °C eller 75 °C. Deretter ble den andre syklusen med saltvannsoppsuging startet.

Gassflømming

Kjerner preparert med forskjellige fuktingstilstander ble montert i en kjerneholder og flømmet med metan for å etterligne effekten av vannblokking i en gassbrønn. Først ble det evaluert metanflømming av VSWW kjerner som en referanse. Deretter ble det utført metanflømming av MXW eller MXW-F DF kjerner for å fastslå effekten av fuktbarhetsendringer på vannblokk. Et rotameter eller massestrømsmeter ble brukt for å overvåke det injiserte volumet av gass. Et såpeboblemeter ble brukt for å måle gasstrømsmengden. Endring av trykkfall over de to endene til en kjerne under gassflømmingen ble målte med en differensialtrykk omformer. En serie transiente gasspermeabiliteter (strømmen av gass ble fulgt av meget langsom produksjon av vann) ble beregnet på grunnlag av Darcy's lov. Etter den første syklusen med gassflømming, ble kjernene umiddelbart senket ned i saltvann for å simulere vanninntrengningen inn i den behandlede formasjonen. Økning av metningen ved oppsuging ble målt gravimetrisk. Etter at oppsugingen av saltvann var blitt ekstremt lav (etter ca. 2-3 dager), ble kjernene igjen montert i kjerneholderen for å fastslå endringene av gjenvunnet permeabilitet for en andre syklus med gassflømming.

Resultater og diskusjon

For å evaluere virkningen av fuktbarhetsendringer på vannblokking basert på oppsugingsatferden av saltvann, ble det anvendt en halv-empirisk skaleringsgruppe for å gjøre rede for virkningen av fjellegenskaper, grensebetingelser, viskositeter og grenseflatespenning. Denne korrelasjonen var opprinnelig utviklet for sterkt vann-våte betingelser og ble senere brukt til å vurdere endringer av oppsugingsrate som et resultat av endringer av fuktbarhet for en rekke MXW og MXW-F fuktebetingelser.

Hvor tD er dimensjonsløs tid, t er tid, k er permeabilitet, ø er porøsitet, cr er grenseflatespenning, og u0og uwer olje- og saltvannsviskositeter, Lcer en karakteristisk lengde som kompenserer for prøvestørrelse, form og grensebetingelser.

Oppsugingsdata er presenter som oljegjenvinning av prosentandel av opprinnelig olje på plass (OOIP), vs. dimensjonsløs tid to (figurene 9-15). En oppsugingsgjenvinningskurve er inkludert som en referanse for gjenvinning fra en meget sterk vann-våt kjerne med null innledende vannmetning (Ev

(VSWW).

Den fraksjonelle gasspermeabiliteten, referert til som gjenvunnet gasspermeabilitet, ble plottet mot kumulert porevolum av det injiserte metanet konvertert til standard betingelser (20,0 °C og 1 atm.). Referansekurven for gassflømming ble erholdt ved fortrengning av vann fr VSWW kjerner med metan.

Fuktbarhetsendring ved absorpsjon og/ eller overflateutfelling av asfaltener for forskjellig asfaltisk råolje/ mineralolje eller asfaltisk råolje/ parafinsk råolje kombinasjoner.

Bevis på asfalten utfelling ble først undersøkt ved visuell observasjon av blandinger i testrør. Volumforholdet av mineralolje eller parafinsk råolje til asfaltisk råolje var i området fra 40:1 til 10:1. Som vist i tabell 6, induserte S220 mineralolje asfaltenutfelling. Videre forårsaket også en råolje som verken inneholdt asfaltener eller resiner (Dakota råolje) asfaltenutfelling sammenlignbar med det som ble observert for S220. Frontier råolje, som inneholdt resiner men ikke asfaltener, kunne kun indusere asfaltenutfelling for en råolje med et høyt asfalteninnhold (Black Mountain). Sammenlignbar oppførsel kan forventes for oljer mer høyere asfalteninnhold, men visuell observasjon er vanskelig på grunn av økt opakitet.

For resultatene vist i figur 9a, ble innledende vannmetning på ca. 23% erholdt for kjerner Ev8h2b, Ev8h6b og Ev8h3a ved VMO flømming etterfulgt av fortrengning med dekalin og i sin tur M'02 råolje. Resultatene for kjernene Ev8h2b og Ev8h6b viste reproduserbarhet for fuktbarhetsendringer som antydet ved oppsugingsoppførselen til duplikatkjerner. 10 dager aldringsprosessen innebar distinkt fuktbarhetsendring bort fra VSWW referansen. Fortrengning av M'02 råolje med parafinsk Dakota olje (kjerne Ev8h3a) resulterte i nesten fullstendig undertrykkelse av oppsuging. Fuktbarhetsendring blir tilskrevet til overflateutfelling av asfaltener. Denne oppførselen er ekvivalent med det som er rapportert for fortrengning av den samme råoljen med mineralolje.

For resultatene vist i figur 9b, ble den innledende vannmetningen etablert ved strømning av VMO for kjernene Ev8h5a, Ev8h5b og Ev8h7b. Deretter ble VMO fortrengt med dekalin som i sin tur ble fortrengt med råolje. Disse kjernene ble ikke aldret ved forhøyet temperatur. Råoljen ble deretter fortrengt direkte med S220 eller Dakota råolje. Oppsugingsraten til ikke-aldret Ev85a var raskere en størrelsesorden enn for den 10 dager aldrede kjernen.

(Resultatet for kjerne Ev8h2b fra figur er vist med en stiplet linje). Som for VSWW kurven, når oljegjenvinningen for den ikke-aldrede Ev8h5a raskt et veldefinert platå. Det mest bemerkelsesverdige trekket med resultatene er at selv for kjerner som ikke var aldret i råolje, resulterte direkte flømming av Iv8h5b med S220 mineralolje og Ev8h7b med Dakota råolje i en dramatisk reduksjon oppsugingen av saltvann. Resultatene demonstrer at pre-absorpsjon fra råolje ved forhøyet temperatur (de fleste tidligere forsøk ble utført på denne måten) ikke er en nødvendig tilstand for drastisk fuktbarhetsendring ved overflateutfelling. Denne oppførselen er konsistent med kontaktvinkel måling ved omgivende temperatur.

Ytterligere resultater for ikke-aldrede prøver er vist i figur 9c for kjerner behandlet med Tensleep 95 råolje. Gjenvinningskurven for Ev8h5a (behandlet med M'02 olje) fra figur 9b er inkludert i figur 9c som en stiplet linje. Resultatet for Ev8h14a MXW (Tensleep 95, ingen aldring) er i nær overensstemmelse med Ev8h5a MXW (M'02). For begge råoljene og ingen aldring, var deres innvirkning på oppsugingsevnen relativt liten. Direkte fortrengning av Tensleep olje med Dakota olje (kjerne Ev8h14b) forårsaket en stor reduksjon av oppsugingsraten men mye mindre undertrykking enn det som ble observert for M'02 råolje som vist i figur 9b.

For kjerne Ev8h21 b, ble Tensleep 95 råolje direkte spylt med Frontier råolje (denne oljen inneholdt resiner men uten asfaltener). Raten for oppsuging av saltvann var distinkt raskere enn for kjerne Ev8h14b (Tensleep olje direkte fortrengt med Dakota olje). Valget av presipitanter er helt klart av avgjørende betydning for bestemmelse av fuktbarhetsendringer.

Høyt innhold av asfaltener er ikke en nødvendig tilstand for effektiv endring av fuktbarhet ved overflate utfelling. Når Big Sand Draw råolje (BSD), med et asfalteninnhold på ca. 1,6 %, ble fortrengt direkte med pentan etterfulgt av S220 (kjerne Ev8h28b, figur 1d) ble oppsuging av saltvann nesten fullstendig undertrykt.

Det kan forventes at overflateutfelling også kan erholdes ved direkte fortrengning av asfaltiske råoljer med naturgass, spesielt nær eller over reservoarets boblepunkt. Ved denne tilstanden er utfelling av asfalten mest sannsynlig på grunn av at løseligheten til råoljen er ved et minimum. Under laboratorieforsøk, hovedsakelig av sikkerhetsmessige og praktiske årsaker, bortsett fra det som ellers er beskrevet, ble det brukt raffinert mineralolje (S130 eller S220) som presipitanten og forsøksoljen for oppsuging, i stedet for gass eller høyt flyktige væsker så som pentan.

Re- eksponering av asfalten overflateutfelte ( SPA) kjerner for fersk råolje.

I en oljebrønn, etter at fuktbarheten er endret ved overflateutfelling, vil formasjonen bli re-eksponert til strømmende råolje. Det oppstår et spørsmål om effekten som re-eksponeringen for den erholdte fuktbarhetstilstanden har for overflateutfelling.

Figur 10 viser oppsugingsevnen til kjerne Ev8h4a hvor N'02 råolje ble spylt med Dakota olje etterfulgt av re-eksponering for fersk M'02 råolje. Sammenlignet med resultater for MXW DF kjernen Ev8h3a, gikk fuktbarheten til Ev8h4a tilbake mot den til det opprinnelige MXW tilfellet (se figur 10), som viser at overflate utfelt materiale ble fjernet eller endret på en eller annen måte ved re-eksponering. Denne effekten er innlysende meget ugunstig med hensyn til å opprettholde den etablerte nøytral-våt tilstanden.

Det ble undersøkt flere tilnærmelser til dett problemet: re-aldring av den nåværende råoljen ved forhøyet temperatur, reduksjon av innledende vannmetning og anvendelse av oljeløselige surfaktanter med lav konsentrasjon.

Re-aldring av kjerner med råolje fremmer absorpsjonen av polare komponenter fra råoljene slik at den eksisterende fuktbarheten endres mot nøytral eller til og med olje-våthet. Overgangen mot økt vann-våthet og økt oljegjenvinning ved spontan oppsuging ble observert etter at kjernen var aldret ved høy vannmetning og forhøyet temperatur eller oppviste vannmetningsendring ved forhøyet temperatur. Sammenlignbar endring nit vann-våthet med økt eksponering til saltvann har blitt rapportert for et vannflømmet reservoar.

Det ble observert distinkt reduksjon av vann-våthet med reduksjon av formasjonsvannmetning ved aldringstiden. Dette blir tilskrevet økning av fraksjonen av fjelloverflate eksponert til råoljer. Forskjellige tilnærmelser kan utføres for å redusere den innledende vannmetningen, for eksempel ved forlenget flømming med en viskøs mineralolje. En levedyktig tilnærming for å redusere vannmetning i området nær brønnhullet er å fortrenge formasjonsvannet og olje med en væske så som alkohol som oppviser en viss grad av innbyrdes løselighet.

Den tredje muligheten er å tilsette en oljeløselig surfaktant til råoljen for å forsterke og/eller stabilisere fuktbarhetsendringen som er resultatet av absorpsjon fra råolje.

Effekten av re - eksponering til råolje og re - aldring ved forhøyet temperatur .

Detter den første syklusen med saltvannsoppsuging, ble den innledende vannmetningen av kjerne Ev7v1b, som vist i figur 11a, reetablert med strøm av M'02 råolje. En andre syklus med oppsuging ble startet uten aldring. Oppsuging i den andre syklusen gikk litt raskere i begynnelsen og sakket deretter av i forhold til den første oppsugingssyklusen (se figur 11a). Denne oppførselen indikerte at fuktingstilstanden til kjernen ikke endret seg mye dersom kjernen ikke ble re-aldret ved forhøyet temperatur, selv om den innledende vannmetningen endret seg fra 23,3% til 20,6% fra den første til den andre eksponeringen til råolje. I motsetning til dette ble kjerne Ev8h2b (første syklus innledende vannmetning på 23,7%) re-aldret i to dager ved forhøyet temperatur (ved 19,4% innledende metning) og oppviste signifikant saktere oppsuging (se figur 11b), noe som indikerte at det hadde skjedd en ytterligere absorpsjon.

Effekten av alkoholspyling

Alkohol kan brukes som innbyrdes løsningsmiddel for å redusere vannmetningen. Grenseflatespenningen mellom olje og etanol er mye lavere enn mellom olje og saltvann. For eksempel er IFT mellom S220 og etanol ca. 1, 7 mM/m sammenlignet med ca. 50 mM/m mellom S220 og SSW (se tabell 5). Videre er kortkjedede alkoholer løselige i alle andeler med saltvann. Dersom vann blir fortrengt med alkohol som i sin tur blir fortrengt med råolje, vil derved den innledende alkoholmetningen i fjellet bli bibeholdt i fjellet. Kapillærkrefter til retensjon for alkoholen blir sterkt redusert sammenlignet med for saltvann.

Det har blitt rapportert at isopropyl eller butyl alkohol pluss metyl alkohol kunne brukes ved blandbar fortrengning for å øke oljeutvinning av nafta og mineralolje. Andre har undersøkt forbedret oljeutvinning med alkoholflømming. Deres prosessdesign var sterkt ledet av den ternære fase av alkohol/olje/saltvann. De viste at oljegjenvinning var sterkt avhengig av valget av alkohol/olje/saltvann kombinasjoner. Andre har rapportert at injeksjon av passende kombinasjoner av oljeløselige og vannløselige løsningsmidler så som alkoholer og ketoner kunne forbedre oljeutvinningen vesentlig.

I arbeidet med foreliggende oppfinnelse var hensikten å redusere fuktingsfasemetningen til et fjell ved injeksjon av alkohol. Ved enden av den første oppsugingssyklusen hadde vannmetningen økt fra 22% (den innledende vannmetningen) til ca. 35%. Kjernen Ev1v1d ble deretter spylt med etanol efterfulgt av M'02 råolje. Denne prosedyren resulterte i en innledende etanolmetning (Set) på kun 6,6%. Som vist i figur 12a, var oppsugingskurven for den andre syklusen fremdeles når den til den første syklusen. Selv om den innledende fuktefasemetningen var drastisk redusert, var det liten, om noen, endring av fuktbarheten. Etter reduksjon av innledende fuktefasemetning er det derved viktig at kjernefjellet blir utsatt for ytterligere aldring med råolje.

Figur 12b viser resultatene fra to sykler med oppsuging for kjernen Ev8h1 og en syklus med oppsuging for kjernen Ev8h29a. Ved å bruke samme prosedyre som beskrevet overfor kjerne Ev1v1d, ble det innledende etanolmetning med M'02 flømming på 13, 4% erholdt for kjerne Ev8h1a og 18,8% for kjerne Ev8h29a. Deretter ble kjerne Ev8h1 re-aldret i M'02 råoljen i to dager ved 75 °C og kjerne Ev8h29a ble realdret i nærværende råolje i fire dager ved 45 °C. oppsuging ble fullstendig undertrykt i fire dager for Ev8h1a og tre dager for Ev8h29a. Dette resultatet innebærer at selv ved lav reservoar temperatur, kunne de erholdes en sterk fuktbarhetsendring bort fra vann-våthet i reservoaret forutsatt at det skjer en tilstrekkelig aldring. Etter noen få uker ble det imidlertid observert signifikant oljeutvinning, noe som indikerer en induserte fuktbarhetsendring mot svak vann-våthet med tid bedømt ved oppsugingsrate.

På grunn av muligheten for asfaltenplugging, spesielt for reservoarer med lav gasspermeabilitet, ble det undersøkt bruk av en mye lavere asfaltenholdig olje enn M'02. Resultater for kjerner behandlet med Big Sand Draw (BSD) råolje er vist i figur 12v. Injeksjon av Big Sand Draw råolje i kjerne Ev8h30a innledende mettet med alkohol, resulterte i en innledende fuktefasemetning (alkohol) på 24,7%. For kjerne Ev8h21a som var aldret med 24,5% innledende vannmetning før den første oppsugingen, resulterte fortrengning med alkohol etter første oppsuging etterfulgt av fortrengning med BSD råolje i en etanolmetning på 4,8%. Ev8h30a og Ev 8h21a ble deretter aldret i to dager ved 75 °C. Begge kjernene oppviste fullstendig undertrykt oppsuging for omtrent to dager men det var betydelig oljegjenvinning sener, noe som igjen indikerer at fuktbarheten gikk tilbake mot svak vann-våthet med tiden.

Stabilitet til fuktbarhetsendring med olieløselige surfaktanter på sandsten .

Det har blitt rapportert med hensyn til hydraulisk frakturering, at plassering av ikke-våtgjørende surfaktanter i metanol og bulkproppmaterialfylt fluid i betydelig grad kan øke gjenvinningen av lastvann (vann forbundet med frakturvæske) etter frakturering. Andre har bekreftet at bruk av Black Magic® boreslam (fremstilt ved blanding av asfalt med en basisolje) kunne dempe formasjonsskade og hjelpe til ved gjenvinning av brønnproduktivitet.

I foreliggende applikasjon, ble oljeløselige surfaktanter plassert direkte i råolje for å forbedre fuktbarhetsendring og stabilitet. Direkte bruk av råolje koster mye mindre enn bruk av fremstille oljer og reduserer muligheten for ytterligere vannblokking forårsaket av bruk av vannbasert fluid ved enhver behandling.

Surfaktantscreenina

En serie oljeløselige surfaktanter belen undersøkt med hensyn til deres evne til å gjøre fjelloverflatene nøytrale til olje-våte. Det ble fremstilt fem typer surfaktantløsninger med S220 som basisolje. Fuktbarhetsendringer ble bestemt ved oppsugingsforsøk (figur 13a). Kjernene ble først flømmet med VMO til tilnærmet 22,5% innledende vannmetning. VMO ble deretter spylt med en løsning av surfaktant i S220. Resultatene fra oppsugingsforsøkene for de fem surfaktantene er vist i figur 13a. Totalt gav Polyamin PA den største og mest stabile fuktbarhetsendringen. Teoretisk kan oleinsyre absorberes på fjelloverflaten ved justering av den ioniske kalsiumkonsentrasjonen i saltvann for å tvinge frem dannelse av kalsium oleat utfelling; men resultatet av fuktbarhetsendring på denne måten var imidlertid ikke effektiv på grunn av vanskelighet med å kontrollere pH. Det undersøkte polyamin PA var mindre effektiv på grunn av emulgering. Begge de undersøkte ikke-ioniske surfaktantene, TDA-6 og TD-4 hadde ingen signifikant effekt på fuktbarheten.

Løsninger av surfaktant i råolje

Sammenligning av oppsugingsoppførsel med og uten tilsetning av polyamin PA til Dakota råolje (en meget parafinsk olje som verken inneholder asfaltener eller resiner) er vist i figur 13b. Uten tilsetning av polyamin PA og aldring, var oppsugingsoppførselen til kjerne Ev8h8a nesten lik gjenvinningen av en høyt asfaltensk råolje (M'02) fra kjerne Ev8h5a (se figur 9b). Dette resultatet innebærer at det skjedde en meget liten absorpsjon av asfaltener eller resiner fra M'02 olje før aldring. Tilsvarende oppførsel ble observert for Tensleep olje (se figur 9c). For sammenlignbare innledende vannmetninger, var det imidlertid for alle tilfeller med gjenvinning av råolje ca. 3% mindre enn for ren mineralolje. Med tilsetning av 0,025% polyamin PA til Dakota olje (kjerne Ev8h11b, ingen aldring)var både oppsugingsrate og oljegjenvinning betydelig redusert, noe som indikerer fuktbarhetsendring ved absorpsjon av PA-surfaktanten.

For 0,025% PA løsning i M'02 råolje (kjerne Ev8h13a, ingen aldring) var oljegjenvinning or oppsugingsrate meget redusert sammenlignet med den ikke-aldrede referansekurven for M'02 (se figur 13c) og også sammenlignet med resultatet for Dakota olje pluss PA surfaktant (se for eksempel figur 13b og 13c). Nærværet av asfaltener og resiner i M'02 oljen forsterket fuktbarhetsendringen som er resultatet av PS surfaktanten. Ved aldring ved forhøyet temperatur i 10 dager, (Ev8h16b) skjedde det en ytterligere fuktbarhetsendring mot nøytral våthet (figur 13d) sammenlignet med den for Ev8h13a (figur 13c) på grunn av synergieffekten til PA surfaktanten og asfalten på fuktbarhetsendring.

Oppsugingsgjenvinning av BSD råolje pluss PA surfaktant uten aldring er vist i figur 13e for kjernen Ev8h27b. Gjenvinningsraten ble redusert ved cirka en størrelsesorden sammenlignet med den for MXW referansekjerne Ev8h28, men var fremdeles over MXW DR referansekurven.

For Ev8h30b, ble det først fortrengt vann fra kjernen ved spyling med etanol som i sin tur ble fortrengt av BSD råolje pluss 0,1 % PA. Kjernen ble aldret i to dager ved forhøyet temperatur. Oppsugingen var fullstendig undertrykt (figur 13f). Det er sannsynlig at reduksjonen av innledende alkoholmetning med surfaktant hjalp til med oppløsning av alkohol i oljefasen under aldring ved forhøyet temperatur. Ev8h30b ble deretter satt i en ovn ved 75 °C for å undersøke stabiliteten til fuktbarhetsendringen ved forhøyet temperatur. Oppsugingsgjenvinning nærmet seg bare den som ble målt for Ev8h27b. Fuktbarhetsendringen bort fra vann-våthet til var derved fremdeles mye større enn for MXW referansekjernen.

Det konkluderes med at prosedyren med fjerning av vann med alkoholspyling efterfulgt av injeksjon av råolje pluss PA surfaktant resulterer i en stabil indusert fuktbarhetstilstand som er meget fordelaktig med hensyn til å løse problemet med vannblokking i sandstener i nærhet av et brønnhull.

Stabilitet til fuktbarhetsendring med oljeløselige surfaktanter på karbonater .

Effekten av oljeløselige surfaktanter på fuktbarhetsendring ble også undersøkt for karbonater. Figur 14 viser en referansekurve for VSWW kalksten sammen med resultater for oppsuging av saltvann i kjerne 1T15a (Cottonwood råolje). T2TC11a og T2TC21a (Cottonwood råolje pluss 0,1% PA). Kjerne 1T15a ble aldret i Cottonwood råolje i 10 dager ved 75 °C (ved innledende vannmetning på 24,3%), men T2TC11 og T2TC21a ble aldret i Cottonwood råolje pluss 0,1% PA på samme måte. Oppsugingsoppførsel til kjerne 1TC15a er sammenlignbar med resultatene fra foregående kjerner så som Ev8h2b (figur 1a, M'02) og Ev813b (figur 9c, Tensleep). Oppsugingen til T2TC11a og T2TC21a (se figur 14) var imidlertid fullstendig undertrykt. Dette viser ytterligere synergieffekten av PA surfaktant og asfalten på fuktbarhetsendring.

Effekt av fuktbarhetsendring på gassproduksjon

Mange økonomisk produktive gassreservoarer har mye lavere permeabilitet enn oljereservoarer. Det har vært en økende interesse for gassproduksjon fra massive tette (lav permeabilitet) reservoarer over de siste 30 årene. Vannblokking i tette gassreservoarer er bredt ansett som et alvorlig problem. Det har vært anvendt forskjellige bore- og produksjonsteknikker, så som injeksjon av alkohol for å løse problemet med vannblokking. Fortrengning av vannblokkingen pluss endring av fuktbarheten til nøytral til olje-våthet, gir en hensiktsmessig tilnærming for økt gassproduksjon. Tilnærmelsen som anvendes i foreliggende søknad innebærer injeksjon av et løsningsmiddel for vann etterfulgt av injeksjon av råolje enten med eller uten oljeløselig surfaktant for å endre fuktbarheten rundt brønnhullet og, for naturlig eller kunstig frakturerte reservoarer, ved frakturoverflatene.

For gassreservoarer kan råoljen velges slik at reservoargassen virker som en presipitant. Valg av olje er også ledet av behovet for å unngå signifikant tap av permeabilitet ved asfaltenplugging. I laboratorieforsøk ble det brukt mineralolje som overflatepresipitant.

Referansekurver for gjenvunnet permeabilitet til metan (uttrykt som en fraksjon av absolutt permeabilitet) ved omgivende temperatur er innbefattet i figur 15a for VSWW kalksten (1TC20b, 1TC8b og 3TC18b med permeabiliteter på henholdsvis 6,1 md, 3,7 md og 1,4 md). De gjenvunnede permeabilitetene var i området fra 5% til 11%. Kjerne 2TC04b ble aldret i Tensleep råolje ved en innledende vannmetning på 21, 7% ved forhøyet temperatur. Tensleep råoljen ble deretter fortrengt direkte med S130. De gjenvunnede permeabilitetene var mye høyere (ca. 40% etter injeksjon av 850 PV gass med en fortsatt trend med økning av gjenvunnet permeabilitet) enn for VSWW referansekjernene. Ved slutten av den første flømmingssyklusen ble 2TC04b nedsenket i SSW for å simulere prosessen med gjeninntrengning av vann, Det ble målt en økning av vannmetningen gravimetrisk inntil oppsuging av saltvann ble ekstremt lav (etter ca. to til tre dager). Kjernen ble deretter flømmet igjen med gass. Den gjenvunnede permeabiliteten var ca. 26% etter at 650 PV gass hadde blitt injisert. Den gjenvunnede permeabiliteten var lavere enn den til den første syklusen med gassflømming men godt over referansekurvene. Dette demonstrerte at fuktbarhetsendring ved overflatepresipitering vil være gunstig for gassproduksjonen. Gjenvunnede gasspermeabiliteter kan forventes å være høyere ved reservoarbetingelser ved høyere temperatur og trykk dersom oljen blir fortrengt på grunn av reduserte kapillærkrefter og/eller fjernet ved fordamping.

Kjernen 2TC04a (SWi22,6%) etter to dager aldring og direkte fortrengning av BSD råolje med S130, varden gjenvunnede permeabiliteten 49% og fremdeles med en stigende trend etter at ca. 1000 PV gass hadde blitt injisert (figur 15b). Etter spontan oppsuging av saltvann, gav den andre syklusen med metanflømming ca. 39% av den gjenvunnede gasspermeabiliteten etter injeksjon av 900 PV gass.

Resultatene av gjenvunnet permeabilitet for behandlet kjerne 1TC04b er vist i figur 15c. Når kjernen ganske enkelt ble flømmet med BSD råolje for å etablere SWi(ca. 27,5 %), men uten noe aldringstrinn, viste ikke den gjenvunnede permeabiliteten noen forbedring, og var 11% etter injeksjon av 235 PV metan. Når 0,1% polyamin PA ble tilsatt til BSD råoljen, etter injeksjon av 220 PV gass, økte den gjenvunnede permeabiliteten til ca. 27%. Etter at kjernen var eksponert for inntrengning av saltvann, var den gjenvunnede permeabiliteten ca. 25% ved injeksjon av 340 PV gass.

Figur 15d viser den gjenvunnede gasspermeabiliteten til kjerne 3TC20b. Kjernen ble først mettet med saltvann og deretter spylt med etanol etterfulgt av BSD råolje pluss 0,1% PA. Det ble etablert en innledende fuktefasemetning på 21,0 %. Kjernen ble deretter aldret i to dager ved 75 °C og deretter flømmet med metan. Den gjenvunnede permeabiliteten var 26 % etter 670 PV gassinjeksjon. Den gjenvunnede permeabiliteten til 3TC20b (1,8 md mot 3 md for de andre kjernene) var forholdsvis lav, sannsynligvis på grunn av en økt retensjon av olje ved kapillærkrefter.

LISTE OVER HENVISNINGSTALL

Claims (28)

1. Fremgangsmåte for å redusere eller eliminere vannblokking rundt et brønnhull til et brønnhullsområde i et reservoar, hvilken fremgangsmåte innbefatter: fjerning av vannet fra rundt brønnhullet og injisering av råolje rundt brønnhulletkarakterisert vedå injisere presipitater som medfører overflatepresipitering av asfaltener og derved endre formasjonsfuktbarheten i brønnhullet og redusere kapillærkrefter for retensjon av vann og/eller gasskondensater og øke strømmen av hydrokarbonfluider fra reservoaret.

2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat presipitatene er alifatiske hydrokarboner.

3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat de alifatiske hydrokarbonene innbefatter hovedsakelig alifatisk raffinert mineralolje.

4. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat reservoarene er valgt fra gruppen bestående av oljereservoarer, gassreservoarer og gasslagringsreservoarer og hydrokarbonfluidene er valgt fra gruppen bestående av råolje og naturgasser.

5. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat den ytterligere innbefatter: injisere saltvanns ko-løsningsmiddel rundt brønnhullet.

6. Fremgangsmåte i henhold til krav 5, karakterisert vedat den innbefatter: injisere saltvanns ko-løsningsmiddelet til et område mellom tilnærmet 69 cm (2 fot) og tilnærmet 3 m (10 fot) fra brønnhullet.

7. Fremgangsmåte i henhold til krav 5, karakterisert vedat den saltvanns ko-løsningsmiddelet er en alkohol valgt fra gruppen bestående av metanol, etanol, isopropanol og butanol.

8. Fremgangsmåte i henhold til krav 5, karakterisert vedat ko-løsningsmiddelet er tetrahydrofuran.

9. Fremgangsmåte i henhold til krav 5, karakterisert vedat saltvanns ko-løsningsmiddelet er en micellær surfaktantløsning av en alkohol eller annet ko-løsningsmiddel.

10. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat råoljen som brukes for injeksjon har fuktbarhetsendrende egenskaper innbefattende overflate presipitering på mineraloverflatene i brønnhullsområdet.

11. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat reservoaret er et gassreservoar, og innbefatter videre: la gass eller hydrokarbonkondensater samvirke med råoljen og forårsake overflatepresipitering av asfaltener i brønnhullsområdet.

12. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat den innbefatter gjenta fjerningen av vann ved injeksjon av råolje to eller flere ganger og derved opprettholde den endrede fuktbarheten til brønnhullsområde og redusere vannmetningen i brønnhullsområdet.

13. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat brønnhullsområdet er valgt fra gruppen bestående av perforerte områder, åpne hull, og flater til hydrauliske frakturer.

14. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat endringen av fuktbarhet er til en svak vannvåt form.

15. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat endringen av fuktbarhet er til en nøytral våt form.

16. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat endringen av fuktbarhet er til en oljevåt form.

17. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat endringen av fuktbarheten innbefatter grader av fukting mellom svak vannvåt og oljevåt.

18. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat den innbefatter: tilsette en lav konsentrasjon av en oljeløselig surfaktant for å fremme fuktbarheten og forbedre fuktbarhetsendring i brønnhullsområdet.

19. Fremgangsmåte i henhold til krav 18, karakterisert vedat de oljeløselige surfaktantene er nitrogenderivater valgt fra gruppen bestående av aminer og polyaminer.

20. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat råoljen eller kombinasjon av råoljer som brukes for injeksjon i gasskondensat reservoarer eller oljereservoarer er valgt utfra asfalteninnhold, overflateabsorpsjon og presipiteringskarakteristika.

21. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat det anvende olje med lavere asfalteninnhold for gasskondensat eller oljereservoarer med lav permeabilitet og derved minimalisere plugging av formasjonen med asfaltenavsetning.

22. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat den videre innbefatter. tilsette presipitanter før injeksjon og derved justere sammensetningen av en råolje og endre løsningsmiddelegenskapene med hensyn til absorpsjon eller overflatepresipitering.

23. Fremgangsmåte i henhold til krav 22, karakterisert vedat presipitantene er valgt fra gruppen bestående av et alkan og alifatisk råolje.

24. Fremgangsmåte i henhold til krav 23, karakterisert vedat det alifatiske hydrokarbonet innbefatter en parafinsk råolje uten asfalten.

25. Fremgangsmåte i henhold til krav 18, karakterisert vedat den videre innbefatter: tilsette surfaktanter i en oleisk fase for å redusere grenseflatespenningen mellom olje og vannfasene og redusere driftstrykkfallet som er nødvendig for å fortrenge vann.

26. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat de videre innbefatter: behandler gasslagringsreservoar for å fremme effektiviteten av gasslading eller utlading.

27. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat den videre innbefatter: fastsette fuktbarhetsendringen ved tvungne og spontane oppsugingstester.

28. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert vedat reduksjon av vannfuktbarheten til mineraloverflater i brønnhullsområdet kan oppnås ved bruk av vannbaserte slam.