用于配置原油驱替系统的方法和系统 |
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| 申请号 | CN201080034555.8 | 申请日 | 2010-05-26 | 公开(公告)号 | CN102482938A | 公开(公告)日 | 2012-05-30 |
| 申请人 | 英国石油勘探运作有限公司; | 发明人 | I.R.科林斯; S.J.霍斯顿; K.J.韦布; | ||||
| 摘要 | 提供了用于确定 原油 驱替系统的一个或多个操作模式的计算机实现的方法，该原油驱替系统被布置成将含 水 的驱替液注入到一个或多个储层中，每个储层包括多孔的并且可渗透的岩层，其中原油和 地层 水被包含在岩层的孔隙空间内。原油驱替系统被用于从岩层的孔隙空间驱替原油。该计算机实现的方法包括步骤：接收测量数据，测量数据与驱替液的一个或多个化学特性、以及一个或多个储层的岩层、原油和地层水的一个或多个化学特性相关联，并将测量数据和表示预定的石油体积的数据输入到计算机实现的 预测模型 中。操作预测模型以使得生成表明与所述预定的石油体积相比的预测的额外的石油数量的预测数据,其将通过配置原油驱替系统以使得将具有所述化学特性的所述驱替液注入到该一个或多个储层中而被驱替。基于预测数据确定原油驱替系统的所述一个或多个操作模式。还提供了另外的采用预测模型的计算机实现的方法，其中生成表明驱替液的一个或多个预测的化学特性的预测数据。此外提供了用于配置原油驱替系统的系统。 | ||||||
| 权利要求 | 1.一种用于确定原油驱替系统的一个或多个操作模式的计算机实现的方法，该原油驱替系统被布置成将含水的驱替液注入到一个或多个储层中，每个储层包括多孔的并且可渗透的岩层，其中原油和地层水被包含在岩层的孔隙空间内，所述原油驱替系统被用于从岩层的孔隙空间驱替原油， |
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| 说明书全文 | 用于配置原油驱替系统的方法和系统技术领域背景技术[0002] 长期以来，人们知道存在于储层中的全部原油的仅一部分可以在一次采油过程期间被开采，这个一次过程导致正被开采的石油处于储层的自然能量下。储层通常采取具有充足的孔隙率和渗透率的含油的地下岩层的形式以储存和输送流体，并且石油与其相关，例如被贮藏在岩层的孔隙中或粗糙面（grain）之间。所谓的二次采油技术被用来将额外的石油压出储层之外，其中的最简单的方法是通过采用具有驱替液形式的另一种介质直接置换，该另一种介质常常是水或气。还可以使用提高采油率（EOR）技术。此类EOR技术的目的不仅是为了恢复或维持储层压力,而且是为了改善储层中的石油驱替，从而最小化储层的残油饱和度,也就是存在于储层中的石油量。在初始储层压力接近于原油的泡点的情况下，可以在实地使用期间中的早期使用二次或提高采油率技术，例如，一次采油可能并不发生。 [0003] “注水”是最成功并且被最广泛使用的二次采油方法之一。在压力下，水经由注入井被注入到储层岩层中。注入的水起到帮助维持储层压力的作用，并且在其朝着生产井（石油被从该生产井开采）通过岩石之前波及被驱替的石油。在注水中所使用的水通常是来自自然源的咸水，诸如海水或可能是采出水（即，在生产设施处与原油分离的水）。 [0004] 还知晓的是，相比使用较高盐度水而言，在注水期间使用较低盐度注入水可以增加被开采的石油量。还知晓的是，降低较低盐度注入水的多价阳离子含量可以对石油开采具有影响。然而，较低盐度水（诸如淡水）在井场（例如在海上油田）处常常是得不到的，并且必须通过使用诸如反渗透或正向渗透的脱盐技术降低总溶解盐（TDS）浓度和/或水源水的多价阳离子浓度来制得。已知将以这种方式被处理的水源水包括海水、微咸水、采出水和含水层水。 [0005] 在下文中，“较低”或“低”盐度水旨在定义具有总溶解固体含量（TDS）的水，其在200到15,000 ppmv的范围内，优选地在500-12,000 ppmv的范围内。在岩层含有膨胀性粘土，特别是绿土粘土的情况下，需要针对低盐度水的相对高的TDS，以便使粘土稳固，从而避免地层损害的风险。因此，在岩层含有一定量的足以导致地层损害的膨胀性粘土的情况下，低盐度水优选具有在8,000到15,000 ppmv（特别是，8,000到12,000 ppmv）的范围内的总溶解固体含量（TDS）。在岩层包含一定量的不导致地层损害的膨胀性粘土的情况下，水源水的TDS通常在200到8,000 ppmv（优选500到8,000 ppmv，例如，1,000到5,000 ppmv）的范围内。如在上文中所讨论的那样，低盐度水还具有通常为40ppmv或更小的低浓度的多价阳离子，优选小于35ppmv，更优选的是，小于30ppmv，例如，小于25ppmv。然而，优选的是低盐度水包含至少某些多价阳离子。因此，在5到40ppmv（优选10到40ppmv）的范围内的低盐度水的多价阳离子含量是可接受的。 [0006] 存在于岩石的孔隙空间中的水（在下文中被称为“地层水”）可以在成分方面变化。在不执行一次采油或在一次采油后立即注入驱替液的情况下，地层水将通常包含原生水，并且在先前注水后注入驱替液的情况下，地层水将通常包含原生水和先前被注入的水（诸如海水或采出水）的混合物。 [0007] 控制原油、岩层、注入或驱替液和地层水之间的交互作用的因素、和它们对可润湿性和石油开采的影响涉及复杂的并且有时是竞争的机制。还已经发现，在低盐度注水期间改善石油开采方面的因素是使用比地层水的多价阳离子含量或浓度更低的多价阳离子含量或浓度的注入水。因此，当含水的低盐度驱替液的总的多价阳离子含量与地层水的总的多价阳离子含量的比小于1时，例如，小于0.9时，实现更大的石油开采。通常，含水的低盐度驱替液的总的多价阳离子含量与地层水的总的多价阳离子含量的比（在下文中为“低盐度的含水的驱替液的多价阳离子比”）越低，从特定地层开采的石油量就越大。因此，低盐度的含水的驱替液的多价阳离子比是优选小于0.8，更优选地小于0.6，还要更优选地小于0.5，并且特别是小于0.4或小于0.25。低盐度的含水的驱替液的多价阳离子比可以是至少0.001，优选的是至少0.01，最优选的是至少0.05，特别的是至少0.1。低盐度的含水的驱替液的多价阳离子比的优选范围是0.01到0.9，0.05到0.8，但是特别的是0.05到0.6 或0.1到0.5。 [0008] 还可以注入受控的石油储层孔隙体积PV的低盐度水的段塞（slug）。本文中使用术语“孔隙体积”以表示在注入井和生产井之间的波及体积（swept volume），并且其可以通过本领域的技术人员已知的方法容易地加以确定。通常，当较低孔隙体积的段塞倾向于耗散在地层中并且不可能导致可观增量的石油产量时，低盐度水的段塞的孔隙体积(PV)是至少0.2 PV。还已经发现，在软化的注入水的孔隙体积是至少0.3（优选的是至少0.4）的情况下，所述段塞倾向于维持其在地层内的完整性 (不耗散在地层内) 并且因此持续朝着生产井波及被驱替的石油。因此，在至少0.3PV（优选地至少0.4PV）的段塞的情况下，特定地层的增量石油开采接近最大值，在更高的孔隙体积段塞的情况下，具有很少的额外增量石油开采。 [0009] 尽管可以持续将低盐度水注入到地层中，但是因为由于需要处理采出水的缘故而导致可能存在低盐度水的有限的注入容量，所以低盐度水的段塞的孔隙体积通常被减至最小。同样地，可能存在自然产生的低盐度水的有限的可用性，或在使用脱盐技术生产低盐度水的情况下，由于操作成本和重量考虑的缘故（其中脱盐设备被定位在平台或浮式生产储存及卸货（FPSO）设施上），脱盐设备的容量可能是有限的。因此,低盐度水的孔隙体积优选小于1,更优选小于0.9 PV, 最优选地小于 0.7 PV，特别是小于0.6 PV，例如小于0.5 PV。通常，低盐度水的段塞具有在0.2到0.9的范围内的孔隙体积，优选0.3到0.6，并且特别是 0.3到0.45。在达到接近最大增量的石油开采的低盐度水的孔隙体积的注入后（优选的是，软化的注入水的段塞具有小于1的孔隙体积），较高多价阳离子含量和/或较高TDS的驱动（或后冲洗）水（通常二者都）可以被注入到地层中（例如，海水或高盐度采出水），从而确保软化的注入水的段塞（和因此释放的石油）被通过地层波及到生产井。此外，可能需要后冲洗水的注入以维持储层中的压力。在达到接近最大增量的石油开采的低盐度水的孔隙体积的注入后，低盐度水可以被注入到石油储层的不同的含烃地层中或不同的石油储层的含烃地层中。 [0010] 还已经发现，使用低盐度水提高采油率是依赖于包含原油和地层水的地层的性质。因此，优选的是，地层包含砂岩以及在该地层条件下具有负界面动电势的至少一种矿物。 [0011] 目前，实验室岩心驱替测试（其中在石油生产开始前或在一次采油期间，从储层取下岩石样本，并且然后将岩石样本放置在用于在实验室中测试的储层条件下）或单井化学示踪剂测试(其中用适当的化学示踪剂标记的流体经由注入井被注入到地层中，并从同一井被收回来)被应用以便确定在低盐度注水之后的地层的残油饱和度,并且基于该结果，可以作出关于使用较低盐度水注水是否值得的结论。在油田开发规划阶段的过程中，这些测试是耗费时间的并且结果往往是不可用的。因此，在缺乏示出使用低盐度注水的提高采油率的测试结果的情况下，有可能不愿意在生产设施的设计中包括脱盐设备。 发明内容[0012] 根据本发明的一个方面，提供了用于确定原油驱替系统的一个或多个操作模式的计算机实现的方法，该原油驱替系统被布置成将含水的驱替液注入到一个或多个储层中，每个储层包括多孔的并且可渗透的岩层，其中原油和地层水被包含在岩层的孔隙空间内，所述原油驱替系统被用于从岩层的孔隙空间驱替原油，该方法包括步骤： 接收测量数据，测量数据与驱替液的一个或多个化学特性相关联，并且与该一个或多个储层的岩层、原油和地层水的一个或多个化学特性相关联; 将所述测量数据和表示预定的石油体积的数据输入到计算机实现的预测模型中; 操作预测模型以使得生成表明与所述预定的石油体积相比的预测的额外的石油数量的预测数据, 其将通过配置原油驱替系统以使得将具有所述化学特性的所述驱替液注入到该一个或多个储层中而被驱替; 以及 基于预测数据,确定原油驱替系统的所述一个或多个操作模式。 [0013] 根据上述方面，本发明进一步提供一种用于配置原油驱替系统的系统，该原油驱替系统被布置成将含水的驱替液注入到一个或多个储层中，每个储层包括多孔的并且可渗透的岩层，其中原油和地层水被包含在岩层的孔隙空间内，所述原油驱替系统被用于从岩层的孔隙空间驱替原油，该系统包括：数据接收装置，其被布置成接收测量数据，该测量数据基于驱替液的一个或多个化学特性、以及该一个或多个储层的岩层、原油和地层水的一个或多个化学特性; 预测装置，其用于基于测量数据和表示预定的石油体积的数据生成表明与所述预定的石油体积相比的预测的额外的石油量的预测数据，其将通过配置原油驱替系统以使得将具有所述测量的化学特性的所述驱替液注入到该一个或多个储层中而被驱替; 以及操作模式确定装置，其被布置成基于预测数据确定原油驱替系统的一个或多个操作模式。 [0014] 预测模型或“驱替”模型的使用使得上面提到的测试步骤减到最少或被完全避免了；其进一步基于储层环境的化学特性（包括岩层、原油和地层水的那些化学特性）以及基于含水的驱替液（即，低盐度水）的化学特性提供与预定的石油体积相比的额外的或增量的石油的数量的预测，其能够可能通过采用与例如高盐度水形成对照的低盐度水（如上文定义的）对地层进行注水而生成。 [0015] 根据本发明的另一个方面，提供了一种用于确定原油驱替系统的一个或多个操作模式的计算机实现的方法，该原油驱替系统被布置成将含水的驱替液注入到一个或多个储层中，每个储层包括多孔的并且可渗透的岩层，其中原油和地层水被包含在岩层的孔隙空间内，所述原油驱替系统被用于从岩层的孔隙空间驱替原油，该方法包括步骤： 接收测量数据，该测量数据与该一个或多个储层的岩层、原油和地层水中的每个的一个或多个化学特性相关联; 将所述测量数据、表示预定的石油体积的数据、和与该预定的石油体积相比的所需的额外数量的被驱替石油的预定阈值输入到计算机实现的预测模型中； 操作该预测模型以使得生成表明驱替液的一个或多个预测的化学特性的预测数据；以及 基于预测数据确定该原油驱替系统的所述一个或多个操作模式。 [0016] 根据另一个方面，该发明进一步提供一种用于配置原油驱替系统的系统，该原油驱替系统被布置成将含水的驱替液注入到一个或多个储层中，每个储层包括多孔的并且可渗透的岩层，其中原油和地层水被包含在岩层的孔隙空间内，所述原油驱替系统被用于从岩层的孔隙空间驱替原油，该系统包括：数据接收装置，其被布置成接收测量数据，该测量数据基于该一个或多个储层的岩层、原油和地层水中的每个的一个或多个化学特性; 预测装置，其用于基于测量数据、表示预定的石油体积的数据、和与该预定的石油体积相比的所需的额外数量的被驱替石油的预定阈值生成表明驱替液的一个或多个预测的化学特性的预测数据;以及 操作模式确定装置，其被布置成基于预测数据确定该原油驱替系统的一个或多个操作模式。 [0017] 通过在输入特性中包括表明所需数量的增量被驱替石油的值，可以预测将被注入以驱替该数量的增量石油的驱替液的化学特性，诸如与驱替液的盐度相关的那些。 [0018] 基于由模型生成的预测数据，可以确定原油驱替系统的操作模式。例如，可以确定相对低盐度的水可以被用于注水，或可以确定仅仅值得使用海水或高盐度采出水来执行注水。 附图说明[0020] 图1是示出了结合该发明的实施例可配置的原油驱替系统的示意图；图2示出了根据本发明的实施例的用于确定原油驱替系统的一个或多个操作模式的系统； 图3示出了根据该发明的第一实施例的、在用于确定原油驱替系统的一个或多个操作模式的方法中执行的步骤； 图4a示出了三个储层，其可以被采用驱替液、根据由本发明的方法和系统的实施例确定的一个或多个操作模式而注入； 图4b示出了在根据关于图4a的储层的发明的实施例的方法中执行的步骤； 图5a示出了储层的两个部分（section），其可以被采用驱替液、根据由本发明的方法和系统的实施例确定的一个或多个操作模式而注入，每部分具有不同的化学特性； 图5b示出了在根据关于图5a的储层部分的发明的实施例的方法中执行的步骤；以及图6示出了根据该发明的第二实施例的、在用于确定原油驱替系统的一个或多个操作模式的方法中执行的步骤。 具体实施方式[0021] 图1是示出了海上油田的原油开采系统100的简化表示的示意框图。在这个图中，多个生产井1a到1d被用来排干组成石油储层3的至少一个岩层。每个生产井1a, 1b,1c, 1d 具有被布置在其中的生产管5a, 5b, 5c, 5d，并且分别配备有井口 9a, 9b, 9c, 9d。因此，每个生产井的生产管用于从储层3输送产生的流体（包括原油）到井口。产生的流体从井口 9a, 9b, 9c, 9d进入与主出油管线11连接的出油管线 7a, 7b, 7c, 7d，主出油管线11经由隔水管17将产生的流体输送到被定位在平台或浮式生产储存及卸货装置(FPSO)上的生产设施13。此外，额外的石油储层（单个或多个石油储层，每个储层具有多个生产井）（诸如通常通过部分15示出）可以被连接到主出油管线11。原油开采系统100还包括用于将含水的驱替液注入到石油储层3的岩层中的至少一个（优选多个）注入井10（类似地，部分15的（一个或多个）额外的石油储层中的每个配备有至少一个注入井,优选多个注入井)。用于加压高盐度水（诸如海水或在生产设施13处从原油中分离出来的采出水）的第一主注入管线12和用于加压低盐度水（使用被定位在平台或FPSO上的脱盐设备产生的）的第二主注入管线14从生产设施13延伸到储层3的水下管汇16。（一条或多条）专用的注入管线18从水下管汇16延伸到储层3的（一个或多个）注入井。此外，第一和第二主注入管线12,14可以通向用于部分15的（一个或多个）额外的石油储层中的每一个的一个或多个额外管汇20。提供控制器（未示出）以用于操作（一个或多个）管汇16、20的阀门，从而使得（一个或多个）专用的注入管线18可以在接收加压低盐度水和加压高盐度水之间被切换。 [0022] 每个储层3包括至少一种岩层，其是多孔的并且可渗透的，诸如砂岩，并且在储层条件下其包含具有负界面动电势（即，负表面电荷）的至少一种矿物。这样的矿物可以是粘土，例如高岭石或绿土类型的粘土。 [0023] 开采系统100的原油驱替系统通常包括被布置成将驱替液（优选含水的驱替液，诸如海水）注入到一个或多个含原油储层3中的设备。例如，驱替系统通常包括一个或多个驱替液注入井10（如图1中示出的那样）、驱替液的一个或多个注入管线、以及被布置成控制所述液注入的控制器。驱替系统还可以包括与在注入准备中的驱替液的处理相关联的设备，诸如脱盐设备。 [0024] 由原油驱替系统的注入设备将含水的驱替液注入到其（一个或多个）注入井10中。含水的驱替液然后穿过其中存在原油和地层水的岩层，导致从岩层的孔隙空间驱替原油。 石油然后可以被通过地层波及到与注入井10隔开的生产井1a到1d（从其开采石油）。 [0025] 为了确定石油开采系统100的各种部件的最优设置，通过一个或多个模型来模拟该系统，如在图2中所示出的那样，每个模型专用于开采系统100的特定部分。可以采用如本领域中已知的储层模型221，其是概念上的三维储层结构，该三维储层结构是采用由从附近的井获得的数据或由地震数据估计的大量的井间空间、由不完全数据来加以建构的。与此相结合，可以采用储层模拟，即预测通过多孔的介质的流体流（并且因此基于储层模型）的计算机模型。根据发明的实施例的预测模型211，如下文中进一步描述的那样，可以预测从储层岩石驱替的增量石油的数量。使用储层模型221，储层模拟可以使用诸如储层3的体积和形状的信息（包括上覆岩层的布置和在岩层中的任何断层或断裂面的位置）、含油岩层的孔隙率、在不同方向上的（一个或多个）含油岩层的渗透率（包括对石油和水的相对渗透率）、（一个或多个）含油岩层的初始石油饱和度、（一个或多个）生产井1a到1d和（一个或多个）注入井10的位置、预测的波及 (由驱替液波及的储层的体积，该驱替液被向下注入到（一个或多个）注入井10中) ，与预测模型211的结果相结合，以提供关于预测的被驱替的石油中的多少可以在（一个或多个）生产井1a到1d处被开采的指示。此外，可以有一个与石油开采系统100相关联的模型（其包含地耦合具有驱替系统的部件和具有生产设施13的部件的储层3）。替换地，可以有一个与驱替系统相关联的模型和一个与生产设施13相关联的模型223。该（一个或多个）附加的模型使得能够计算在石油开采系统中的任何点处的流速和压力，该计算基于组成开采系统100的部件的预先定义的操作特性和特定的操作条件。 [0026] 在一个布置中，参考图2，该发明的预测模型211（也被称为驱替模型）和可选地与储层3相关联的储层模型221以及与生产设施13相关联的生产模型223由处理系统200来执行，所述处理系统200例如是在平台上的控制系统，其可以包括常规操作系统和存储部件，诸如连接中央处理单元（CPU）205的系统总线、硬盘203、随机存取存储器（RAM）201、I/O 和网络适配器207，该网络适配器207有助于连接到用户输入/输出设备并且同网络N1上的其他设备互连。随机存取存储器（RAM）201包含操作系统软件231，其以公知的方式控制处理系统200的低级别操作。服务器RAM 201在其执行期间包含模型211 , 221 ,223。每个模型可采用存储在被在工作时耦合或连接到处理系统200的数据库或其他存储部件中的测量和/或预定数据来加以配置；在图2的系统中，存储部件DBl存储与预测模型 211相关的所有此类数据并且因此是可访问的，而存储部件DB2存储供系统200的其他部件使用的所有其他数据。可以参考图6、如下文中描述的那样提供优化引擎225。 [0027] 由系统200的接收装置接收的测量数据是基于石油储层3环境和含水的驱替液的测量的化学特性，如下文中进一步解释的那样。根据已知技术，测量数据可以包括如由适当定位的测量设备22直接测量的特定的测量的化学值，或化学特性的值的比率，或可以包括来源于多个单独的化学特性测量结果的值。因此，如果必要或优选的话，原始测量的化学特性可以由适当的软件来加以操纵，由系统200的CPU 205执行，以便生成适于输入到预测模型211中的测量数据。该操纵可以简单地包括测量单位换算或需要的测量值的比率的产生。 [0028] 预测模型可以被采用下述数据加以填充，所述数据与注水后的已知的增量石油开采关联，其具有石油储层环境的化学特性和含水的驱替液的化学特性。 [0029] 例如，由预测模型211预测的额外的或增加的石油量是在与预定的石油体积相比的将被驱替或开采的石油的百分比、分数或体积方面的量，其被输入到预测模型211中。预定的石油体积可以包括“基础”石油驱替（或开采）体积，其通过使用储层模型221运行“基础注水”的模拟来计算。该基础值反映了可以被基于含水的驱替液的物理参数（诸如注入压力、驱替液的体积以及注入速率）以及基于（一个或多个）特定储层的物理参数（诸如储层压力、地层岩石的孔隙率和渗透率）开采或者驱替（两种计算都有可能由储层模型来进行）的石油。因此，来自“基础注水”的模拟的计算值不依赖于上面提及的化学驱替和因此含水的驱替液的化学特性（诸如盐度和/或多价阳离子含量），并且储层岩石的化学特性对于该计算的目的而言是不相干的。通常，该额外的或增加的石油量被表示成预定基础值的百分比或分数。替换地，额外的或增加的石油体积可以被使用预测模型基于预定的石油体积来计算，该预定的石油体积表示经计算或估计为在石油的任何驱替或开采之前（在一次采油之前），或紧接在驱替液的推荐注入前（例如，在一次采油后或采用不同驱替液的二次采油后）在储层中的适当位置的原始石油体积。替换地，预定的石油体积可以是之前已经从正在讨论的（一个或多个）储层中开采的石油的量；如果需要的话，储层模型221可以被用来基于该被开采的计算或估计被驱替的石油体积（因为在注水期间不可能100％的所有被驱替的石油均将被开采），以提供与预测的额外的被驱替石油量的更准确的比较。 [0030] 系统200被优选地在工作时例如经由网络N1连接到原油驱替系统的控制器233。驱替系统的控制器233被自动地配置有由系统200确定的一个或多个操作模式，控制器233被布置成应用该一个或多个操作模式。 [0031] 参考图3，在用于确定原油驱替系统的一个或多个操作模式的计算机实现的方法的第一实施例中涉及的步骤被示出。 [0032] 在步骤S301中，接收测量数据，该测量数据与推荐用于注入的含水的流体的一个或多个化学特性、以及正在讨论的储层3的岩层、原油和地层水的一个或多个化学特性的测量结果相关联。岩层的化学特性可以从岩层的样本（诸如岩石切块）或井壁岩芯来加以确定，或通过对存在于储层3中的岩石的直接测量来加以确定。采出沙的样本也可以用来确定岩层的化学特性。可以通过对含水的驱替液的直接测量来确定推荐的含水的驱替液的化学特性。可以通过对存在于储层3中的流体的直接测量或通过对从储层取得的流体的样本的测量来确定原油和地层水的化学特性。例如，当开发新油田的时候，可以根据储层3的初始评定或估计来确定岩层、原油和地层水的化学特性。如下文中讨论的那样，使用对于本领域的技术人员来说公知的标准的化学分析技术来确定含水的驱替液的一个或多个化学特性以及储层的岩层、原油和地层水的一个或多个化学特性的这些测量结果。 [0033] 在步骤S302处，测量数据被输入到计算机实现的预测模型211中，其包括统计分析软件，并且在下文中被进一步描述。表示预定的石油体积的数据（如上所述）也被输入到该模型中。预测模型211然后在步骤S303中被运行，并且在步骤S304处生成表明预测数量的增量石油（其将被通过配置原油驱替系统以使得将具有测量的化学特性的含水的驱替液注入到储层3中来加以驱替）的预测数据。预测数量的被驱替的增量石油可以由预测模型211提供作为表示预定的石油体积的百分比值的值。 [0034] 可选的，通过使用预测模型211的结果和运行储层模型221以模拟在生产井处被驱替的石油的开采，储层模型预测将通过使用推荐的含水的驱替液对储层3进行注水而实现的残油饱和度，并且将该残油饱和度与使用如由储层模型确定的较高盐度水将会实现的储层的石油饱和度相比较，从而提供增量石油开采的预测。预测模型211和储层模型221还可以被用来比较将使用具有不同的测量的化学特性的含水的驱替液实现的预测的增量石油开采，从而识别用于储层环境的含水的驱替液的最优化学成分。可以应用被驱替或被开采的预测的增量石油的最小可接受值（例如，<1%增量石油开采或 <0.5%增量石油开采），低于这个值的话，注入水的脱盐不认为是值得的。该最小可接受值是依赖于诸如储层的体积、可利用的资源和/或经济考虑之类的因素。 [0035] 在步骤S305处，预测数据被用来确定原油驱替系统的一个或多个操作模式。操作模式可以表示驱替系统的指令或建议的设置,其可以随后被应用到驱替系统。根据如下文中进一步描述的规则的预定设置，该确定优选包括比较预测数据与被存储在数据库DB1中的增量石油的预定阈值的步骤。例如，该确定可以基于所需数量的增量的被驱替石油的预定阈值，或基于在百分比量方面的预定阈值，与来自该一个或多个储层3的之前开采的石油的量相比，该被驱替的石油增加了所述预定阈值。 [0036] 一旦预测模型已经运行并且预测数据被生成，则由系统200的CPU 205执行的软件基于预测数据确定原油驱替系统的所述一个或多个操作模式。预测模型211自身可以被配置成根据预测数据的生成来确定（一个或多个）操作模式，或可以提供单独的软件部件213。测量和/或预定的数据（诸如所需数量的被驱替的增量石油的预定阈值）必要时可以被存储以及从数据库DBl和DB2访问。 [0037] 例如，操作模式可以包括用于继续进行低盐度含水的驱替液的注入或不继续进行的指令，该确定是基于预测增量的被驱替石油的预定阈值量，针对其评定执行驱替液的注入将是值得的。替换地或另外地，操作模式可以包括一个或多个用于驱替系统的特定配置设置，诸如将要被注入的驱替液的特定体积。可以基于预定值（与来自该一个或多个储层3的之前开采的石油量相比，所需数量的被驱替石油必须增加了该预定值）进行操作模式确定。 [0038] 用于确定操作模式的预测模型211或单独的软件部件213被配置成与输入数据（诸如相关的特定阈值和/或预定值和预测数据）结合使用预定规则组，以便确定操作模式。这些规则被存储在数据库DBl和DB2中并且必要时可从该数据库DBl和DB2访问。 [0039] 计算机实现的方法可以进一步包括应用或将确定的操作模式输入到驱替系统的控制器中的可选步骤S306。 [0040] 预测模型可以包括诸如由SAS® JMP® 提供的那个统计软件包之类的统计软件包。® ® ® 相关数据被汇编到例如Microsoft Office Excel电子表格中，其被使用SAS JMP 包打开。 使用"Analyze, Fit Y by X"函数产生特定化学特性数据对照所获得的效益的值（例如，增量石油百分比）的一系列交会图，例如增量石油百分比对照石油API、或增量石油百分比对照被注入的水的钙浓度的交会图。所述交会图然后被用来构造其的化学特性是最相关（即，产生最优相关性）的高级别图片。对数据应用主成分分析的软件工具可以被用来确定哪些化学特性输入到"Fit Model" 函数中。替换地，可以手动地进行化学特性的选择。增量石油百分比数据然后被添加到“Y变量”，并且其它被选择的化学特性被添加到“建构模型影® 响（construct model effects）”。模型结果然后被导出到诸如Microsoft Office Excel之类的程序，并且可以采用现有数据来应用测试拟合（test fit）以便检验模型。 [0041] 如上面参考图3描述的那样，为了预测模型211生成表明将通过配置原油驱替系统以使得将具有测量的化学特性的驱替液注入到储层3中而实现的增量的被驱替石油的预测数量的数据，应当将与含水的驱替液、岩层、地层水和原油的某些化学特性相关联的测量数据输入到模型211中。这些化学特性包括：储层岩石的全部岩石粘土含量，其可以通过X射线衍射(XRD)、扫描式电子显微镜（SEM）或红外闪烁点计数来加以确定；岩石的粘土粒级的矿物含量，特别是，绿土类型（诸如蒙脱石）、叶蜡石类型、高岭石类型、伊利石类型和海绿石类型的粘土，其可以通过X射线衍射(XRD)或扫描式电子显微镜（SEM）来加以确定；石油的美国石油学会（API）比重（相对密度）；石油的总酸值（TAN）值，酸度的测量结果）；石油的沥青质和树脂成分的含量；地层水的总溶解固体含量（TDS），地层水的多价阳离子的浓度；推荐的含水的驱替液的多价阳离子的浓度；以及推荐的含水的驱替液的TDS含量（指示盐度）。 [0042] 可以被测量以提供输入到模型中的测量数据的其他优选的或更特定的化学特性为：岩层的整体岩石XRD分析，包括储层岩石中的所有矿物类型（包括粘土和过渡金属化合物，诸如氧化物和碳酸盐，例如氧化铁、菱铁矿和斜长石）；岩石的界面动电势；石油的碱值；总的石油SARA分析（SARA代表饱和物、芳香烃、树脂和沥青质，并且是在样本中存在多少每个类型的石油成分的全面评估）；在储层压力和温度下的石油粘度；在标准条件下（例如，可以在20℃, 25℃和30℃进行粘度测量）的地面脱气原油（在生产设施处已经被分离的石油）的粘度；地层水的镁、钙、钡和/或铁浓度；地层水的PH值；含水的驱替液的镁、钙、钡和/或铁浓度；以及驱替液的PH值。 [0043] 另外的参数可以被根据需要加以考虑，以便配置预测模型211。某些可以被考虑的另外的参数为：石油的流点温度（℃）；石油的浊点温度（℃）；在15℃或在某些其它标准温度下石油的密度(g/ml)；石油的沸点分布（wt%）；石油的沸点分布（℃）；石油的总氮含量 (ppm wt)；石油的碱性氮含量(ppm wt)；石油的表面张力 (mN/m)；石油/盐水界面张力(mN/m)；以及石油/淡水界面张力(mN/m)。 [0044] 还可以考虑与在取得测量数据的过程中由测量设备22使用的测试的性质相关的数据、以及与在验证预测模型211的过程中使用的测试相关的任何数据。该数据连同测量数据自身一起被存储在数据库DB1和/或DB2中，并且根据需要被读入到预测模型211中。 [0045] 预测模型211可以被采用使用现有的岩心驱替数据获得的数据和被用来验证该模型的单井化学示踪剂（SWCT）测试数据加以填充。与现场试验相关的数据也可以被用于验证该模型。因此，预测模型211将被采用在岩心驱替测试、SWCT测试或现场试验中使用的各种含水的驱替液的各种化学特性，以及采用针对其施行岩心驱替测试、SWCT测试或现场试验的各种储层的地层水、原油和岩层的各种化学特性来加以填充，而储层模型221可以被采用在采用具有各种化学特性值的各种含水的驱替液的注水（基于岩心驱替测试或SWCT测试或现场试验）之后的各种储层的已知残油饱和度数据来加以填充，并且可以因此确定对应的石油驱替值的估计值。系统软件然后确定在所述化学特性和被驱替的石油之间的相关性，并且使用这些相关性以预测从建模的储层3的地层岩石的孔隙空间的石油的驱替，并且，如果与储层模型221相结合地运行，则建模的储层3的增量石油开采。 [0046] 在许多应用中，计算机实现的方法是有利的，该许多应用中的某些在下文中被详细描述。 [0047] 预测模型211的使用使得测试步骤和/或在使用较低盐度含水的驱替液前使用诸如海水或采出水之类的高盐度水进行注水被减到最少或完全避免了，并且基于测量的化学特性提供对增量石油的预测，该增量石油可能在采用低盐度水的注水之后被潜在地开采。基于预测数据（其优选地将增量石油驱替的值指示为由被输入到预测模型211中的数据指示的石油体积的百分比），系统200可以确定最优的或建议的操作模式，并且通常在这样做的时候考虑另外的数据。该另外的数据可以包括有关可以被提供并且经由所述液注入井 10被注入到储层3中的驱替液的必要体积的数据，以及任何技术约束或资源要求（其可能影响驱替液的供应），诸如使用脱盐设备来产生所需体积的驱替液的要求。一般而言，低盐度的含水的驱替液被连续地传递到地层中或受控孔隙体积（PV）的低盐度含水的驱替液的段塞被传递到地层中。如上面所讨论的那样，本领域的技术人员已知“孔隙体积”意味着在注入井10和生产井1a, 1b, 1c, 1d之间的波及体积。通过已知方法（包括软件建模技术）可以容易地确定孔隙体积。 [0048] 可以采用与不同盐度的驱替液相关的测试数据来运行预测模型211，并且该预测模型211因此是用于预测与较高盐度水（诸如海水或采出水）的含水的驱替液相比，使用较低盐度和/或多价阳离子含量的含水的驱替液执行二次采油过程是否是有利的有效方法。 [0049] 有利的是，任何岩心驱替实验室测试和/或单井化学示踪剂测试可以被减到最少或完全地避免、节省在确定行动的最优过程方面的时间、劳动强度和资源。在针对储层执行岩心驱替实验室测试和/或单井化学示踪剂测试的情况下，这些测试的结果可以被输入到预测模型中，从而进一步验证或改进该模型。 [0050] 由于可以根据储层3的初始估计测量所需的化学特性，所以可以基于在初始设计阶段确定的操作模式做出关于脱盐设备是否应该被包括在海上油田的生产设施中的决定，一旦石油开采已经开始，则通过避免对将该设备重新安装到专门的基座上的任何需求再一次节省时间、劳动强度和资源。 [0051] 该方法还提供了比用于注水的现行的“试错法”方法更大的确定性。 [0052] 测量数据以及因此由预测模型211生成的预测数据可以包括与一个或多个储层3的化学特性的测量结果相关的数据，并且因此预测模型211可以被运行以确定影响多个储层的驱替系统的操作模式。例如，操作点可以包括用于将驱替液注入到多个储层3a, 3b和3c中的指令，如图4a中示出的那样。储层3a到3c中的每个被在工作时连接到具有图1中描述的结构的石油驱替系统。优选的是，每个储层将具有多个生产井和多个注入井。图4a图示出了一种驱替系统，其中储层3a, 3b和3c中的每个都具有至少一个生产井1a到1c，以及至少一个注入井10a到10c。参考图4b，步骤S401到S403一般对应于图3的方法的那些步骤，其中在步骤S401中针对储层3a到3c中的每个接收与测量的化学特性相关联的测量数据。采用测量数据作为输入来运行预测模型，并且确定（步骤S404）与储层3a到3c中的每个相关联的预测模型211的预测数据，并且该预测模型211的预测数据可以被基于将被驱替的增量石油的预测数量来排序（步骤S405）。基于被排序的结果确定（步骤S406）一个或多个操作点。 [0053] 在存在具有最优或所需的盐度和/或最优或所需的多价阳离子含量的自然产生的含水的驱替液的有限供应，和/或任何脱盐设备产生具有最优或所需的盐度和/或最优或所需的多价阳离子含量的含水的驱替液的有限供应的情况下，该计算机实现的方法和系统的应用是有利的。在由于需要通过将采出水注入到（一个或多个）储层中来处理采出水而导致可以被注入到一个或多个储层中的最优驱替液的体积是有限的情况下，该计算机实现的方法和系统的应用也是有利的。 [0054] 例如，在采用图4a的储层3a到3c中的每个的测量数据运行预测模型211的过程中，在用作驱替液的有限体积的低盐度水是可用的（“低盐度水”如上述定义的那样）的情况下，由模型211生成的预测数据可以指示的是，储层3a被预测为出产以该储层中的原始地层石油（oil in place）为基础的8%的增量石油开采，同时分别针对储层3b和3c预测 12%和4%的值。系统软件可以被配置成基于这些结果以优先级顺序对储层进行排序或分级，并且用于确定操作模式的预测模型211或其他系统软件（诸如储层模型221）可以考虑诸如每个储层（初始地层石油（oil in place））的初始石油饱和度、用作驱替液的低盐度水的可用体积和用于针对每个储层3a到3c驱替增量石油所需的段塞体积之类的因素。将认识到的是，与较低初始量的地层石油的较高百分比相比，较高量的初始地层石油的较低百分比值可以导致更多石油被驱替和/或被开采，并且这可以影响储层的分级。如果假定储层3a到3c中的每个具有相似的初始石油饱和度，则操作模式可以在这个基础上包括：用于将低盐度水注入到储层3b中的指令，或用于将低盐度水注入到储层3b（其后是储层3a、其后是储层3c）中的指令，或如果足够的低盐度水是可用的，则用于将低盐度水注入到储层 3a和3b（其后是储层3c）的二者中的指令。可选的，可以应用将被驱替的增量石油的阈值，在该阈值下，出于效率的原因不应该对储层注水；在上述示例中，在5%的增量被驱替石油的阈值被应用的情况下，操作模式包括用于对储层3b和3a但不对储层3c注水的指令。预测系统可以呈现该指令给用户或可以被在工作时耦合至原油驱替系统的控制器，从而使得控制器被自动地配备（一个或多个）操作模式，例如以立即执行（一个或多个）注入。 [0055] 在对重新注入采出水存在需求的情况下，如果采出水被用作驱替液或采出水和低盐度水的混合被用作驱替液，则预测模型还可以被用来预测每个储层的增量石油驱替。系统软件可以被配置成考虑到期望重新注入的采出水的体积、基于这些结果来针对采出水的该重新注入以优先级顺序对储层进行排序或分级。系统软件还可以被配置成提供储层的修改的分级，其考虑了将使用低盐度水作为驱替液而实现的增量石油驱替、以及将使用采出水作为驱替液（或低盐度水和采出水的混合）而实现的增量石油驱替，考虑了低盐度注入水的可用体积和期望重新注入的采出水的体积。 [0056] 参考图5a，计算机实现的方法和系统的应用的进一步示例将被描述。已知的是，岩层、石油和地层水的化学性质或特性可以在单个储层内空间地改变（既在垂直方向又在横向方向上）。因此，在储层包括两个或更多个上覆含油岩层（在下文中被称为储层的上覆部分）的情况下，这些上覆部分可以具有不同的化学特性（由于在岩层的化学特性方面的区别，或由于在原油的化学特性或被包含在岩层的孔隙内的地层水的化学特性方面的区别）。储层的上覆部分可以具有不同的初始石油饱和度（还被称为初始地层石油）。此外，岩层、石油和地层水的化学性质或特性可以跨越储层的层改变，从而使得不同的化学性质或特性可以在不同的位置被测量。初始石油饱和度还可以跨越储层的层改变。考虑到储层在储层中的不同位置处具有多个注入井，该计算机实现的方法可以确定操作模式，该操作模式包括： 具有测量的化学特性（测量数据已经被基于该测量的化学特性输入到预测模型211中）的驱替液应当被注入到哪个井中的指示，以便使被驱替的和因此可能被开采的增量石油最大化。因此，预测模型可以包括在储层的不同的上覆层中的储层岩石、石油和地层水的化学特性的测量结果，以及包括在储层的层内的不同位置处的此类化学特性的测量结果。 [0057] 图5a示出了储层3，其具有两个不同的上覆部分，被称为部分3x和3y，部分3x是上储层部分并且部分3y是下储层部分。可以看出，储层3的部分向下偏离，其可能例如由于岩层中的褶皱而发生。所述两个部分被示出彼此邻接，但是也可以被不包含任何石油的岩石层隔开。两个液注入井10（井10d和井10e）被提供在如图所示的储层3中。储层3的两个部分3x，3y可以包括不同的岩层化学特性、石油化学特性和/或地层水化学特性，并且还可以具有不同的初始石油饱和度；这些类型的特性中的至少一个改变，从而使得当与这些参数相关的测量数据连同与推荐的驱替液的测量的化学特性相关的测量数据一起被输入到预测模型211中时，为储层3的每个部分3x，3y生成不同的预测数据；即，将通过配置原油驱替系统以便注入驱替液来驱替及潜在地开采的增量石油的预测数量对于每个部分而言是不同的。将认识到，可以考虑任何数量的具有变化的测量的化学特性的部分和任何数量的注入井10。 [0058] 参考图5b，步骤S501到S504一般对应于图3和4b的方法的那些步骤，其中在步骤S501中针对储层部分中的每个接收与测量的化学特性相关联的测量数据，以及在步骤S504中针对每个储层部分生成指示被驱替的石油的预测数量的数据。 [0059] 在步骤S505中，基于预测数据确定驱替系统的一个或多个操作模式。例如，如果在步骤S506处确定预测的从部分3x驱替的增量石油（基于来自其的测量数据）将大于预测将被从部分3y驱替的增量石油，则系统可以确定（步骤S507）：在井10d之前或替代井10d，井10e将被采用驱替液进行注入。这是因为，由于井和它们与其相接触的部分的定位的缘故，该“更高出产”部分的更大比例将被注水，并且因此更大量的石油将被通过注水井10e驱替。在该确定以及所述部分的初始石油饱和度方面的区别中可以考虑推荐的驱替液的可用性。相比之下，如果在步骤S506处确定预测的从部分3y驱替的增量石油（基于来自其的测量数据）将大于预测将被从部分3x驱替的增量石油，则系统可以确定（步骤S508）：在井10e之前或替代井10e，井10d将被采用驱替液进行注入。 [0060] 在例如用作驱替液的低盐度水处于有限供应的情况下，如在图5a的示例中应用的计算机实现的方法和系统是特别有利的，并且预测模型211可以如上所述的那样被采用以按优先级顺序对井进行排序或分级。用于确定操作模式的预测模型211或其他系统软件213可以使用预定的规则以考虑下述因素，该因素诸如是驱替液的可用体积和用于针对其中所测量的石油和/或地层水化学特性不同的储层的每个部分驱替该增量石油所需的段塞体积。 [0061] 虽然图5a示出了具有不同的化学特性的储层的上覆部分，如上述讨论的那样，但是该化学特性可以跨越储层部分而改变。因此，预测模型可以被用来对被布置在储层中的不同位置处并且进入储层的所述部分的注入井进行分级。预测模型211可以因此确定操作模式，其中针对进入储层的所述部分的注入井中的一个或多个但不是所有注入井使用低盐度水作为驱替液。 [0062] 该发明的进一步实施例被设想。在用于确定原油驱替系统的一个或多个操作模式的计算机实现的方法的第二实施例中涉及的步骤在图6中被示出。步骤S601到S605一般与图3的步骤S301到S305相似。然而，代替输入与驱替液的任何化学特性相关的测量数据的是，与石油的预定体积相比的增量被驱替石油的所需数量的预定阈值被连同从测量岩层的一个或多个化学特性接收的测量数据、以及地层水和原油的一个或多个化学特性一起输入（步骤S602）到计算机实现的预测模型211中，以及在运行该模型（步骤S603）时，生成表明驱替液的一个或多个预测的化学特性的预测数据（步骤S604）。例如，被生成的预测数据可以与用于至少驱替曾被输入到预测模型211中的增量被驱替石油的预定阈值所必要的驱替液的总溶解固体 (TDS)含量和/或多价阳离子含量相关。因此用于驱替所需数量的增量石油所需的含水的驱替液的化学特性可以被预测。 [0063] 在步骤S605处，预测数据被用来基于所生成的预测数据确定原油驱替系统的一个或多个操作模式。所述操作模式可以表示用于驱替系统的指令或建议的设置，其可以随后被应用到驱替系统。例如，操作模式可以是用于继续进行注入或不继续进行注入的指令，该确定基于技术简易和/或用于获得和注入具有预测特性的驱替液所需要的资源。替换地或附加地，操作模式可以包括一个或多个用于驱替系统的特定的配置设置。在这方面，脱盐装置（诸如反浸透设备）可以被认为包括驱替系统的一部分，并且操作模式可以涉及用于继续进行脱盐和/或更改拖延装置的一个或多个设置的指令以便使驱替液被处理从而具有等于或在与预测特性相关联的盐度水平和/或多价阳离子水平的可接受范围内的盐度水平和/或多价阳离子水平。 [0064] 此外，计算机实现的方法可以进一步包括将所确定的操作模式应用或输入到驱替系统的控制器中的可选步骤S606。 [0065] 该计算机实现的方法还可以包括控制混合操作（通过所述混合操作，自然产生的或使用脱盐设备生成的低盐度水与在生产设施处从原油中分离的采出水相混合）的可选步骤，从而有助于采出水的处理，并且以便生成能够实现期望的增量石油驱替的经改变的低盐度水。因此，预测模型可以确定可以与低盐度水混合并且仍然实现期望的增量石油驱替的采出水的最大数量。 [0066] 根据针对图6所描述的实施例，通过在输入特性中包括所需数量的增量驱替石油的值，可以预测将被注入以驱替该数量的石油的驱替液的化学特性，诸如关于驱替液的盐度的化学特性。此外，在早期阶段应用获得该信息的准确预测的上述优点。 [0067] 可以由预测模型211预测化学特性，诸如总溶解固体 (TDS) ，其与驱替液的盐度和/或驱替液的多价阳离子含量相关，并且该被生成的预测数据的使用可以通过使用附加的优化软件225而被优化（如图2中示出的那样）以确定形成原油驱替系统的一部分的脱盐设备的最优操作模式。 [0068] 已知的是，具有非常低的TDS含量的含水的驱替液可以例如由绿土粘土的膨胀或调动导致地层损害、上升，从而使得粘土阻塞了地层的孔隙；这样的特征可以限制含水的驱替液的盐度的优化，并且因此这样的数据被优选地结合到被输入到预测模型211中的测量数据中、或被输入到优化软件中的数据中。例如，岩层的绿土粘土成分连同地层体积和其他相关的特性一起可以被输入到该模型中。该模型可以被这样配置：如果绿土浓度在某个预定值之上，则更高的截止阈值被应用于驱替液的TDS，例如，更高的截止阈值8,000 ppmv。与先前测量的地层损害特性相关的数据也可以被输入作为被输入到预测模型211中的测量数据的一部分。 [0069] 再一次参考图1和2以及上面的其对应的描述，储层模型221或储层模拟可以与上述预测模型211结合使用以提供额外的有价值的信息。该信息还可以被用来预测最优的石油开采将在何时及何地发生。基于该预测数据，注入井和/或生产井的最优位置可以被预测，允许规划储层或甚至整个油田的布局以允许石油开采中的最优效率。此外，储层模型使用与相关输入数据相结合的预定的规则组以生成需要的输出数据。 [0070] 可选的，当预测模型211被与储层模型221相结合地运行时，增量石油开采的预定阈值或储层3的残油饱和度的预定阈值（即，在石油驱替后的残油体积的最大可接受值）可以被输入到处理系统200中。储层模型然后可以计算对应的被驱替的石油的阈值量以供预测模型在预测如上所述的驱替液的化学特性中使用。 [0071] 虽然上述实施例涉及生成表明与石油的预定体积相比的石油的额外数量的预测数据，诸如超出所述预定体积的被驱替石油的百分比增长，但是应当理解的是，该预测模型可以被修改以输出通过配置驱替系统以使得注入正在讨论的驱替液而驱替的石油的绝对数量，从而避免了对将表示石油的预定体积的数据输入到预测模型中的需求。类似地，与第二实施例相关，测量数据可以被连同被驱替的石油的所需的绝对数量的预定阈值一起输入，以便预测驱替液化学特性。对于每个实施例，如果需要的话，可以由系统软件单独地执行比较的步骤。 [0072] 将要理解的是，与任何一个实施例相关地描述的任何特征可以被单独地使用，或与所描述的其他特征结合使用，并且还可以被与任何其他实施例的一个或多个特征、或任何其他实施例的任何组合来结合使用。此外，在不偏离该发明的范围（其被限定在所附的权利要求中）的情况下，上面未描述的等价物和修改也可以被采用。 |
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