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amélioration de la conformité à l'unité du fleuve Kuparuk

SITUATION

Le champ du fleuve Kuparuk est un piège stratigraphique structurel composé de deux sables productifs : le sable A, à faible perméabilité, et le sable C, à forte perméabilité. Le champ compte actuellement plus de 1 100 puits sous l'eau, avec un gaz miscible ou immiscible alterné d'eau. Une importante formation de failles et une distribution drastique de la perméabilité du sable C ont entraîné de graves troubles de communication entre les injecteurs et leurs producteurs limites, entraînant une forte production d'eau et une faible efficacité de balayage.

Le traitement de conformité de gel au polymère a permis une récupération supplémentaire du pétrole de 460 000 bbl à un débit différentiel effectif de 630 bpj pour le schéma.

Conformance Improvement Figure 1

DÉFI

L'injecteur I-1 a d'abord été foré comme puits de forage unique conçu pour une injection dans le sable C de Kuparuk. Pour accroître l'injectivité et la soutien de la production limite, deux puits dérivés ont été créés plus tard dans les sables C4, C2 et C1. Après l'installation des puits dérivés, l'injectivité moyenne de ce puits était d'environ 6 bpj/psi, allant parfois jusqu'à 9 à 11 bpj/psi, tandis que la moyenne des champs pour des puits similaires était de 1 à 5 bpj/psi.

La communication rapide entre cet injecteur et ses producteurs limites a été confirmée par une percée immédiate du gaz vers les limites durant l'injection de gaz miscible. Une étude de traçage entre les puits a également démontré que 30,2 % du traceur injecté à l'injecteur I-1 est retourné dans trois producteurs limites en 16 à 22 jours, indiquant ainsi une communication rapide par le biais de caractéristiques/failles hautement conductrices.

SOLUTION et résultats

Un traitement de conformité de gel au polymère a été recommandé pour résoudre le problème de communication et améliorer la récupération du pétrole dans ce schéma. L'utilisation d'un polymère réticulé à poids moléculaire élevé a été suggérée précisément pour éviter la pénétration dans la matrice à plus faible perméabilité.

Environ 20 000 bbl de polymère à poids moléculaire élevé a été injecté à des étapes de 3 000 à 10 000 ppm à un ratio de polymère à un facteur de réticulation de 40:1. L'injectivité a été réduite d'environ 7 bpj/psi à 1,3 bpj/psi pendant le traitement. Le gel de polymère a été ajouté à l'élément à perméabilité élevée responsable de la forte production d'eau, de la percée de gaz rapide et de la faible efficacité de balayage dans ce schéma sans endommager la roche à faible perméabilité. Le traitement de conformité a eu un impact immédiat sur l'injectivité de l'injecteur I-1, indiquant le liquide d'injection dérouté vers les zones non balayées du réservoir.

En résumé, le traitement de conformité de gel au polymère a entraîné une récupération du pétrole supplémentaire totale de 460 000 bbl à un débit différentiel effectif de 630 bpj pour le schéma. La production de pétrole supplémentaire a dû être corrigée pendant la période d'arrêt de l'injecteur I-1, jusqu'au retour de l'injection normale. Un déclin temporaire de la tendance de la production de pétrole supplémentaire peut être observé en raison du manque d'injection de gaz miscible dans le tampon.

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