CA2664713C - Methode de modelisation de recuperation assistee par injection de polymere - Google Patents
Methode de modelisation de recuperation assistee par injection de polymere Download PDFInfo
- Publication number
- CA2664713C CA2664713C CA2664713A CA2664713A CA2664713C CA 2664713 C CA2664713 C CA 2664713C CA 2664713 A CA2664713 A CA 2664713A CA 2664713 A CA2664713 A CA 2664713A CA 2664713 C CA2664713 C CA 2664713C
- Authority
- CA
- Canada
- Prior art keywords
- polymer
- saturation
- reservoir
- injection
- modeling
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
La présente invention concerne une méthode optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir géologique d'hydrocarbures dans laquelle on effectue les étapes suivantes: - on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures, - on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau SW, - on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement pour obtenir une modélisation.
Description
MÉTHODE DE MODÉLISATION DE RÉCUPÉRATION ASSISTÉE PAR
INJECTION DE POLYMERE
Le domaine de la présente invention a rapport avec les techniques de production de réservoirs pétroliers par récupération assistée, secondaire ou tertiaire, dans lesquelles on injecte un fluide à base de polymère pour effectuer un balayage du milieu poreux à des fins de production améliorée. L'invention porte en particulier sur une méthode de simulation de cette technique de récupération assistée.
Pour cela, on utilise des simulateurs de réservoirs, par exemple PUMAFLOWTm (IFP), ou EclipseTM (Schlumbergei-) qui aident à l'optimisation des schémas de production et à l'évaluation de l'efficacité des techniques de récupération des hydrocarbures. Ces simulateurs intègrent pour la plupart des modules "Polymère" qui prennent en compte, entre autres, la réduction de mobilité Rm qui représente la viscosité apparente du polymère dans le réservoir, et la réduction de perméabilité Rk. Mais, il est connu que les simulateurs de réservoir disposant d'une option "Polymère" prennent en compte la réduction de mobilité déterminée en situation de saturation résiduelle en huile (SOR).
D'une manière conventionnelle, on effectue en laboratoire l'injection de polymère dans un milieu poreux donné (faciès de réservoir) placé en situation de saturation résiduelle en huile (SOR). On détermine ainsi pour le faciès considéré la réduction de mobilité, la réduction de perméabilité et l'on quantifie l'adsorption. Ces paramètres sont déterminés à cette saturation (SOR) en postulant que pour un rapport de mobilité M voisin de 1 (M--=k jiiõ,)/(k.,/ .), la dispersion du front de saturation est faible et que le balayage peut être assimilé à un déplacement de type piston. L'ensemble des la données acquises à l'issue des expériences de laboratoire sert de données d'entrées au modèle de réservoir. Les différents paramètres sont renseignés dans les simulateurs sous la forme de tables donnant Rm en fonction de la concentration en polymère. La concentration nulle en polymère est renseignée par la valeur de Rk.
INJECTION DE POLYMERE
Le domaine de la présente invention a rapport avec les techniques de production de réservoirs pétroliers par récupération assistée, secondaire ou tertiaire, dans lesquelles on injecte un fluide à base de polymère pour effectuer un balayage du milieu poreux à des fins de production améliorée. L'invention porte en particulier sur une méthode de simulation de cette technique de récupération assistée.
Pour cela, on utilise des simulateurs de réservoirs, par exemple PUMAFLOWTm (IFP), ou EclipseTM (Schlumbergei-) qui aident à l'optimisation des schémas de production et à l'évaluation de l'efficacité des techniques de récupération des hydrocarbures. Ces simulateurs intègrent pour la plupart des modules "Polymère" qui prennent en compte, entre autres, la réduction de mobilité Rm qui représente la viscosité apparente du polymère dans le réservoir, et la réduction de perméabilité Rk. Mais, il est connu que les simulateurs de réservoir disposant d'une option "Polymère" prennent en compte la réduction de mobilité déterminée en situation de saturation résiduelle en huile (SOR).
D'une manière conventionnelle, on effectue en laboratoire l'injection de polymère dans un milieu poreux donné (faciès de réservoir) placé en situation de saturation résiduelle en huile (SOR). On détermine ainsi pour le faciès considéré la réduction de mobilité, la réduction de perméabilité et l'on quantifie l'adsorption. Ces paramètres sont déterminés à cette saturation (SOR) en postulant que pour un rapport de mobilité M voisin de 1 (M--=k jiiõ,)/(k.,/ .), la dispersion du front de saturation est faible et que le balayage peut être assimilé à un déplacement de type piston. L'ensemble des la données acquises à l'issue des expériences de laboratoire sert de données d'entrées au modèle de réservoir. Les différents paramètres sont renseignés dans les simulateurs sous la forme de tables donnant Rm en fonction de la concentration en polymère. La concentration nulle en polymère est renseignée par la valeur de Rk.
2 Ainsi, l'objet de la présente invention est l'utilisation d'une méthode optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir géologique d'hydrocarbures, la méthode comprenant les étapes suivantes:
- on réalise des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche dudit réservoir, au cours desquelles on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures, - à partir desdites mesures, on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau SW, et - on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement disposant d'une option "polymères" pour obtenir une modélisation;
l'utilisation de la méthode permettant d'optimiser les paramètres d'injection de ladite injection de solution aqueuse de polymère.
Selon un mode de réalisation préférentiel, l'invention concerne une méthode optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir géologique d'hydrocarbures dans laquelle on effectue les étapes suivantes:
- on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures, - on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau SW, - on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement pour obtenir une modélisation.
Ladite relation peut être obtenue par des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche dudit réservoir.
Selon un mode de réalisation préférentiel, l'invention concerne aussi une utilisation de ladite méthode pour optimiser les paramètres d'injection de solution aqueuse de polymère, par exemple le débit ou la concentration en polymère.
2a La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description d'un exemple de mise en uvre de l'invention, nullement limitatif, illustré par la figure unique:
- La figure 1 donne la relation entre la réduction de mobilité Rm et la saturation en eau SW, - La figure 2 montre la production d'huile simulée en fonction du temps pour différentes valeurs de viscosité apparente (Rm).
L'invention a été testée sur le cas d'un champ dont la viscosité de l'huile est élevée (environ 1600 mPa.$). Le rapport de mobilité M est, dans le cas d'un balayage à l'eau, très défavorable (M=160). Les simulations, réalisées à
partir des données de laboratoire, ont montré que l'injection de polymère (solution aqueuse de rhéologie optimisée par un polymère) permettait d'améliorer
- on réalise des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche dudit réservoir, au cours desquelles on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures, - à partir desdites mesures, on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau SW, et - on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement disposant d'une option "polymères" pour obtenir une modélisation;
l'utilisation de la méthode permettant d'optimiser les paramètres d'injection de ladite injection de solution aqueuse de polymère.
Selon un mode de réalisation préférentiel, l'invention concerne une méthode optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir géologique d'hydrocarbures dans laquelle on effectue les étapes suivantes:
- on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures, - on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau SW, - on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement pour obtenir une modélisation.
Ladite relation peut être obtenue par des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche dudit réservoir.
Selon un mode de réalisation préférentiel, l'invention concerne aussi une utilisation de ladite méthode pour optimiser les paramètres d'injection de solution aqueuse de polymère, par exemple le débit ou la concentration en polymère.
2a La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description d'un exemple de mise en uvre de l'invention, nullement limitatif, illustré par la figure unique:
- La figure 1 donne la relation entre la réduction de mobilité Rm et la saturation en eau SW, - La figure 2 montre la production d'huile simulée en fonction du temps pour différentes valeurs de viscosité apparente (Rm).
L'invention a été testée sur le cas d'un champ dont la viscosité de l'huile est élevée (environ 1600 mPa.$). Le rapport de mobilité M est, dans le cas d'un balayage à l'eau, très défavorable (M=160). Les simulations, réalisées à
partir des données de laboratoire, ont montré que l'injection de polymère (solution aqueuse de rhéologie optimisée par un polymère) permettait d'améliorer
3 l'efficacité de balayage et ce, même en présence de rapports de mobilité bien supérieurs à 1. C'est le cas du champ considéré pour lequel M=8 correspondant à l'injection d'une solution de polymère ayant une viscosité égale à 20 mPa.s.
Ces résultats ont permis d'envisager des perspectives très intéressantes pour l'application du procédé de récupération assistée par injection d'une solution de polymère dans le réservoir. Un pilote a été lancé en mai 2005. L'injection de polymère a démarré après une phase brève de production en primaire, donc sans injection d'eau au préalable.
Après deux ans d'injection, les résultats obtenus sur champ montrent une efficacité de balayage du polymère bien meilleure que celle prévue dans les simulations. La percée de la solution injectée de polymère ("breakthrough") est intervenue sur champ beaucoup plus tard que prévue. Le décalage a été estimé
à plusieurs mois. Les valeurs de Rm prises en compte dans les simulations étaient celles déterminées à la saturation résiduelle en huile (SOR).
Les résultats obtenus sur champ montrent que la viscosité apparente du polymère (Rm) dans le réservoir a été sous estimée. Dans les conditions de récupération secondaire par injection de polymère, une perte de charge additionnelle doit être prise en compte, le polymère circulant dans des pores de dimension d'autant plus réduite que la saturation en huile est élevée (conditions proches de SWI puis variant entre SWI et 1-SOR). Cette viscosité
apparente plus importante du polymère dans le réservoir permet d'assurer une meilleure efficacité de balayage en diminuant le rapport de mobilité phase aqueuse polymère/huile.
Afin de valider cette hypothèse, des expériences ont été réalisées dans le but de déterminer la réduction de mobilité du polymère pour différents états de saturation. Ces expériences ont nécessité de réaliser, sur différents massifs de sable représentatifs du réservoir, des co-injections eau/huile et polymère/huile et de déterminer des profils de perméabilités relatives en
Ces résultats ont permis d'envisager des perspectives très intéressantes pour l'application du procédé de récupération assistée par injection d'une solution de polymère dans le réservoir. Un pilote a été lancé en mai 2005. L'injection de polymère a démarré après une phase brève de production en primaire, donc sans injection d'eau au préalable.
Après deux ans d'injection, les résultats obtenus sur champ montrent une efficacité de balayage du polymère bien meilleure que celle prévue dans les simulations. La percée de la solution injectée de polymère ("breakthrough") est intervenue sur champ beaucoup plus tard que prévue. Le décalage a été estimé
à plusieurs mois. Les valeurs de Rm prises en compte dans les simulations étaient celles déterminées à la saturation résiduelle en huile (SOR).
Les résultats obtenus sur champ montrent que la viscosité apparente du polymère (Rm) dans le réservoir a été sous estimée. Dans les conditions de récupération secondaire par injection de polymère, une perte de charge additionnelle doit être prise en compte, le polymère circulant dans des pores de dimension d'autant plus réduite que la saturation en huile est élevée (conditions proches de SWI puis variant entre SWI et 1-SOR). Cette viscosité
apparente plus importante du polymère dans le réservoir permet d'assurer une meilleure efficacité de balayage en diminuant le rapport de mobilité phase aqueuse polymère/huile.
Afin de valider cette hypothèse, des expériences ont été réalisées dans le but de déterminer la réduction de mobilité du polymère pour différents états de saturation. Ces expériences ont nécessité de réaliser, sur différents massifs de sable représentatifs du réservoir, des co-injections eau/huile et polymère/huile et de déterminer des profils de perméabilités relatives en
4 régime stationnaire, c'est-à-dire en utilisant la méthode "steady state", selon la dénomination consacrée par l'homme du métier.
A une saturation donnée, le rapport des perméabilités relatives krealkrpolymère correspond à une valeur de Rm.
La figure 1 qui décrit la réduction de mobilité du polymère en fonction de la saturation, à concentration en polymère constante, montre clairement un effet majeur de la saturation.
La valeur de SW correspondant à cette saturation résiduelle en huile (SW=1-SOR) est égale à 0,7 dans le cas présent. A cette valeur de SW
correspond une valeur de Rm égale à 20 pour une concentration en polymère égale à 600 ppm (correspondant à une viscosité de 15 mPa.$). On voit que Rm augmente quand SW diminue et peut atteindre des valeurs notablement importantes (Rm=70) lorsque l'on est proche de la saturation résiduelle en eau (SW=SWI=0,2). L'effet est d'autant plus marqué que la concentration en polymère est importante.
Des tests de simulation ont permis de comparer, sur le cas du champ cité plus haut, l'incidence d'une augmentation de la valeur de Rm sur le temps avant la percée de la phase aqueuse de polymère au puits producteur ("breakthrough"). Une première approche simplifiée n'a pas prise en compte la variation de Rm en fonction de la saturation, mais -a considéré une valeur de Rm constante mais plus élevée que celle correspondant à la valeur de SOR.
Les simulations ont montré, dans ces conditions, une meilleure efficacité de balayage et ainsi une percée plus tardive de l'eau au producteur.
La figure 2 présente cette production d'huile simulée en fonction du temps pour différentes valeurs de viscosité apparente (Rm). La percée de l'eau au puits producteur correspond au déclin de la production d'huile. Celle-ci apparaît en premier dans le cas d'une injection d'eau (cas Rm=1). Elle apparaît d'autant plus tardivement que la viscosité apparente (Rm) est élevée.
Dans un deuxième temps, d'autres simulations ont été réalisées afin
A une saturation donnée, le rapport des perméabilités relatives krealkrpolymère correspond à une valeur de Rm.
La figure 1 qui décrit la réduction de mobilité du polymère en fonction de la saturation, à concentration en polymère constante, montre clairement un effet majeur de la saturation.
La valeur de SW correspondant à cette saturation résiduelle en huile (SW=1-SOR) est égale à 0,7 dans le cas présent. A cette valeur de SW
correspond une valeur de Rm égale à 20 pour une concentration en polymère égale à 600 ppm (correspondant à une viscosité de 15 mPa.$). On voit que Rm augmente quand SW diminue et peut atteindre des valeurs notablement importantes (Rm=70) lorsque l'on est proche de la saturation résiduelle en eau (SW=SWI=0,2). L'effet est d'autant plus marqué que la concentration en polymère est importante.
Des tests de simulation ont permis de comparer, sur le cas du champ cité plus haut, l'incidence d'une augmentation de la valeur de Rm sur le temps avant la percée de la phase aqueuse de polymère au puits producteur ("breakthrough"). Une première approche simplifiée n'a pas prise en compte la variation de Rm en fonction de la saturation, mais -a considéré une valeur de Rm constante mais plus élevée que celle correspondant à la valeur de SOR.
Les simulations ont montré, dans ces conditions, une meilleure efficacité de balayage et ainsi une percée plus tardive de l'eau au producteur.
La figure 2 présente cette production d'huile simulée en fonction du temps pour différentes valeurs de viscosité apparente (Rm). La percée de l'eau au puits producteur correspond au déclin de la production d'huile. Celle-ci apparaît en premier dans le cas d'une injection d'eau (cas Rm=1). Elle apparaît d'autant plus tardivement que la viscosité apparente (Rm) est élevée.
Dans un deuxième temps, d'autres simulations ont été réalisées afin
5 d'évaluer l'influence de la viscosité de l'huile sur le temps de percée. On peut estimer que le phénomène est plus ou moins prononcé selon la viscosité de l'huile, et est vraisemblablement plus marqué en présence d'huile de viscosité
élevée.
La présente invention porte sur la prise en compte de cet effet de saturation pour effectuer une simulation d'un balayage au polymère. Pour un utilisateur donné, cette prise en compte nécessite, à moins de disposer d'abaques existantes, de réaliser des essais de laboratoire préalables du type de celles décrites ci-dessus.
Les données de laboratoire sont ensuite introduites dans le simulateur sous forme de tables. A chaque instant t, à une maille de saturation SW est affectée une valeur de Rm correspondant à cette saturation.
Cette amélioration de la description de la physique du polymère dans le simulateur permet de mieux modéliser un procédé de récupération assistée par injection d'une solution à base de polymère ou de tensioactif. Elle permet également de reconsidérer avantageusement l'économie d'un procédé de récupération sur un champ donné pour lequel l'estimation a pu être minimisée.
élevée.
La présente invention porte sur la prise en compte de cet effet de saturation pour effectuer une simulation d'un balayage au polymère. Pour un utilisateur donné, cette prise en compte nécessite, à moins de disposer d'abaques existantes, de réaliser des essais de laboratoire préalables du type de celles décrites ci-dessus.
Les données de laboratoire sont ensuite introduites dans le simulateur sous forme de tables. A chaque instant t, à une maille de saturation SW est affectée une valeur de Rm correspondant à cette saturation.
Cette amélioration de la description de la physique du polymère dans le simulateur permet de mieux modéliser un procédé de récupération assistée par injection d'une solution à base de polymère ou de tensioactif. Elle permet également de reconsidérer avantageusement l'économie d'un procédé de récupération sur un champ donné pour lequel l'estimation a pu être minimisée.
Claims
1) Utilisation d'une méthode optimisée pour la modélisation des écoulements dans un réservoir géologique d'hydrocarbures, la méthode comprenant les étapes suivantes:
- on réalise des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche dudit réservoir, au cours desquelles on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures, - à partir desdites mesures, on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau sw, et - on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement disposant d'une option "polymères" pour obtenir une modélisation;
l'utilisation de la méthode permettant d'optimiser les paramètres d'injection de ladite injection de solution aqueuse de polymère.
- on réalise des mesures en laboratoire sur des échantillons de roche dudit réservoir, au cours desquelles on injecte une solution aqueuse d'un polymère pour effectuer un balayage desdits hydrocarbures, - à partir desdites mesures, on détermine une relation entre un paramètre Rm lié à la réduction de mobilité de ladite solution dans le réservoir et la saturation en eau sw, et - on prend en compte cette relation dans un simulateur d'écoulement disposant d'une option "polymères" pour obtenir une modélisation;
l'utilisation de la méthode permettant d'optimiser les paramètres d'injection de ladite injection de solution aqueuse de polymère.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0802352A FR2930643B1 (fr) | 2008-04-25 | 2008-04-25 | Methode de modelisation de recuperation assistee par injection de polymere |
| FR08/02.352 | 2008-04-25 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CA2664713A1 CA2664713A1 (fr) | 2009-10-25 |
| CA2664713C true CA2664713C (fr) | 2017-01-03 |
Family
ID=39985958
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CA2664713A Active CA2664713C (fr) | 2008-04-25 | 2009-04-21 | Methode de modelisation de recuperation assistee par injection de polymere |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8146659B2 (fr) |
| EP (1) | EP2112325B1 (fr) |
| CA (1) | CA2664713C (fr) |
| FR (1) | FR2930643B1 (fr) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101915089B (zh) * | 2010-08-02 | 2014-06-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种模拟油藏流动的供液装置 |
| FR2988882B1 (fr) * | 2012-03-30 | 2014-03-07 | IFP Energies Nouvelles | Procede d'optimisation de recuperation assistee d'hydrocarbures utilisant des modeles de reseau de pores |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4129182A (en) * | 1977-02-28 | 1978-12-12 | Standard Oil Company (Indiana) | Miscible drive in heterogeneous reservoirs |
| US4278128A (en) * | 1979-07-30 | 1981-07-14 | Texaco Inc. | Petroleum recovery chemical retention prediction technique |
-
2008
- 2008-04-25 FR FR0802352A patent/FR2930643B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-04-16 EP EP09290283.2A patent/EP2112325B1/fr active Active
- 2009-04-21 CA CA2664713A patent/CA2664713C/fr active Active
- 2009-04-22 US US12/427,905 patent/US8146659B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| FR2930643B1 (fr) | 2010-05-07 |
| CA2664713A1 (fr) | 2009-10-25 |
| US20090266538A1 (en) | 2009-10-29 |
| FR2930643A1 (fr) | 2009-10-30 |
| US8146659B2 (en) | 2012-04-03 |
| EP2112325A1 (fr) | 2009-10-28 |
| EP2112325B1 (fr) | 2017-01-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2351109C (fr) | Methode pour evaluer des parametres physiques d'un gisement souterrain a partir de debris de roches qui y sont preleves | |
| Song et al. | Conformance control for CO2-EOR in naturally fractured low permeability oil reservoirs | |
| Al-Shakry et al. | Enhanced oil recovery by polymer flooding: Optimizing polymer injectivity | |
| EP2650471B1 (fr) | Procédé de sélection des positions de puits a forer pour l'exploitation d'un gisement pétrolier | |
| CA3010454C (fr) | Systeme et procede de mesure d'une propriete d'ecoulement d'un fluide au sein d'un milieu poreux | |
| FR2544790A1 (fr) | Methode de determination des caracteristiques d'une formation souterraine produisant un fluide | |
| EP3358129A1 (fr) | Procede d'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures par injection d'un gaz sous forme de mousse | |
| EP1256693A1 (fr) | Méthode pour déterminer par simulation numérique les conditions de restauration par les fluides d'un gisement, d'un puits complexe endommagé par les opérations de forage | |
| EP1927846A1 (fr) | Méthode pour caractériser la distribution de la perméabilité absolue d'un échantillon hétérogène | |
| CN106803021A (zh) | 一种常规与非常规储层的油气资源量的评价方法 | |
| CN108798614B (zh) | 一种co2驱油混相程度的确定方法 | |
| EP3276124B1 (fr) | Procede d'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures par injection d'un gaz sous forme de mousse | |
| CA2664713C (fr) | Methode de modelisation de recuperation assistee par injection de polymere | |
| EP3327435A1 (fr) | Procede d'exploitation et/ou de surveillance d'un aquifere comportant au moins un gaz dissous | |
| Wang et al. | Laboratory investigation on oil Increment and water cut control of CO2, N2, and gas mixture huff-n-puff in edge-water fault-block reservoirs | |
| Ogunkunle et al. | Performance assessment of solvent-assisted low-salinity waterflooding in cyclic injection mode for Alaska heavy oil recovery | |
| CN107035348B (zh) | 一种油田调剖用多因素分析选井方法及装置 | |
| EP3626929A1 (fr) | Procede d'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures par injection d'un polymere | |
| CN105201491B (zh) | 一种确定水淹强度的方法及装置 | |
| EP3763913A1 (fr) | Procede d'exploitation d'un gisement d'hydrocarbures par injection d'un gaz sous forme de mousse | |
| FR3037682A1 (fr) | ||
| FR3060636A1 (fr) | Procede de surveillance de la salinite au sein d'une formation souterraine | |
| Lin et al. | Feasibility study of CO2-based cyclic solvent injection and polymer flooding alternation process to enhance heavy oil recovery | |
| FR3094091A1 (fr) | Dispositif et methode pour l’evaluation de la qualite d’une mousse pour la recuperation assistee d’hydrocarbures | |
| FR3021408A1 (fr) | Procede de determination de la saturation residuelle d'un premier fluide dans un milieu poreux suite a l'injection d'un deuxieme fluide |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| EEER | Examination request |
Effective date: 20140415 |
|
| MPN | Maintenance fee for patent paid |
Free format text: FEE DESCRIPTION TEXT: MF (PATENT, 16TH ANNIV.) - STANDARD Year of fee payment: 16 |
|
| U00 | Fee paid |
Free format text: ST27 STATUS EVENT CODE: A-4-4-U10-U00-U101 (AS PROVIDED BY THE NATIONAL OFFICE); EVENT TEXT: MAINTENANCE REQUEST RECEIVED Effective date: 20250408 |
|
| U11 | Full renewal or maintenance fee paid |
Free format text: ST27 STATUS EVENT CODE: A-4-4-U10-U11-U102 (AS PROVIDED BY THE NATIONAL OFFICE); EVENT TEXT: MAINTENANCE FEE PAYMENT PAID IN FULL Effective date: 20250408 |