二次・三次回収およびCCUS操業における圧入性測定の代替手法

Unofficial AI-generated summary based on the public title and abstract. Not an official translation.

🔬研究者:Provides a novel field-proven technique for in-situ injectivity testing, advancing CCUS research and reservoir engineering methodologies.

🏢実務担当者:Operators can directly assess injectivity at multiple intervals with various fluids, minimizing pilot risks and accelerating CCUS project timelines.

🏛政策担当者:Supports evidence-based decision-making for CCUS project approvals and monitoring requirements by offering reliable injectivity data.

貯留層の注入性データは、石油・ガスにおける二次・三次回収操業の最適化に極めて重要であり、炭素回収・貯留（CCUS）プロジェクトにとって特に不可欠である。企業は、貯留層の注入性を評価し、フィールド全体での実施リスクを最小化するために、大規模な注入パイロット試験の実施に多大なリソースを投入している。従来、資本集約的な注入パイロット試験の設計は、まずコアと検層データのアップスケーリングに依存して、その実現可能性と収益性を評価する。これらの注入性パイロット試験の複雑さを考慮すると、実現可能性評価プロセスには、岩石サンプルの採取、広範な岩石-流体相互作用試験、および複数のアップスケーリングオプションの評価が含まれる。これは、データ収集から注入パイロット試験の承認までの期間が、数ヶ月から数年に及ぶ可能性があり、その成功は、使用されるアップスケーリングの仮定の正確さに少なからず依存することを意味する。 本論文は、フォーメーションテスターの機能とカスタマイズされた地表設備を統合し、貯留層内で直接、規模を代表する注入性試験を実施する新しい技術を紹介する。広く受け入れられているDeep Transient Testing（DTT）技術—ドリルパイプを通した能動的な泥水と地層流体の循環を利用してフロー期間を延長する—を発展させることにより、このアプローチは双方向フローを可能にし、同一ステーションで生産性試験と注入性試験の両方を実施できるようにする。 DTT技術の次の進化形として、地表制御式循環サブが導入され、フォーメーションテスターの既存の坑内ポンプ機能を補完する。循環位置に設定すると、サブはフローを環状部に導き、生産性測定のための循環、またはドリルパイプの置換を可能にする。注入位置に設定すると、フローをフォーメーションテスターを通して貯留層への注入に導く。この坑内ハードウェアは、フレキシブルで機動性の高い地表注入スキッドと統合されており、セメンチングヘッド、ブローアウトプリベンター上に設置される地表テストツリー、ドリルパイプなどの標準的な掘削または坑井試験設備を使用して展開でき、地表から貯留層への直接の導管を確立する。この構成により、特定の区間の選択的な生産性試験または注入性試験を、大幅に大きな流体量で実施できる一方で、対象区間の掘削後仕上げと試験に通常必要とされる設備フットプリントとリグ時間を削減できる。 提案されたセットアップにより、オペレーターは単一のランで複数の貯留層区間にわたって複数の生産性/注入性試験を実施できる。このシステムはまた、水、ポリマー、または界面活性剤などの複数の流体を試験し、異なる流体注入戦略に対する地層応答を研究する柔軟性も提供する。サンプルサイズと代表性に制限されるコア実験とは異なり、この技術はより大きな貯留層セクションの原位置評価を可能にする。さらに、各注入シーケンス後の統合検層機能により、炭化水素残油飽和度の変化の評価が可能となり、各注入シーケンスに対する貯留層応答のより包括的な理解が提供される。 この技術は、CO₂およびその他の注入流体に対する注入性と地層応答の理解が不可欠なCCUS用途に特に適している。オープンホールで大規模な流体量を用いた原位置注入性試験を実施できる能力により、現実的な注入条件下での貯留層挙動の早期特性評価が可能になる。現在、業界にはこのような原位置測定を提供するものは存在しない。

AI 翻訳（deepseek-v4-flash）。 正確を期す場合は下の原文を参照してください。

Reservoir injectivity data is critical for optimizing secondary and tertiary recovery operations in oil and gas, and is especially vital for carbon capture and storage (CCUS) projects. Companies spend significant resources implementing large-scale injection pilots to assess reservoir injectivity and minimize field-wide implementation risks. Traditionally, capital-intensive injection pilot designs rely first on the upscaling of core and log measurements to assess their feasibility and profitability. Given the complexity of these injectivity pilots, the feasibility evaluation process involves the collection of rock samples, extensive rock-fluid interaction testing, and evaluation of several upscaling options. This means that the period between data collection and injection pilot sanction could be months, if not years, and its success depends in no small measure on the correct upscaling assumptions used. This paper introduces a novel technology that integrates formation tester capabilities with customized surface equipment to conduct scale-representative injectivity tests directly in the reservoir. By evolving the widely accepted Deep Transient Testing (DTT) technique—which utilizes active mud and formation fluid circulation through the drill pipe to extend flow periods—this approach enables bidirectional flow, allowing both productivity and injectivity testing at the same station. In this next evolution of the Deep Transient Testing (DTT) technique, a surface-controlled circulating sub is introduced to complement the existing downhole pumping capabilities of formation testers. When set to the circulating position, the sub routes the flow to the annulus, enabling circulation for producibility measurements or for displacement of the drill pipe; when set in the injecting position, it routes the flow through the formation tester for injection into the reservoir. This downhole hardware is integrated with a flexible, highly mobile surface injection skid, which can be deployed using standard drilling or well testing equipment, such as cementing heads, surface testing trees mounted on blowout preventers, and drill pipe, to establish a direct conduit from the surface to the reservoir. This configuration enables selective productivity or injectivity testing of specific intervals using significantly larger fluid volumes, while reducing the equipment footprint and rig time typically required for post-drilling completion and testing of the target section. With the proposed setup, operators can perform multiple productivity/injectivity tests across various reservoir intervals in a single run. The system also offers flexibility to test multiple fluids —such as water, polymers, or surfactants— to study the formation response to different fluid injection strategies. Unlike core experiments, which are limited by sample size and representativeness, this technique enables in situ evaluation of larger reservoir sections. Additionally, integrated logging capabilities after each injection sequence allow assessment of changes in hydrocarbon residual saturation, providing a more comprehensive understanding of reservoir response to each injection sequence. This technique is particularly well-suited for CCUS applications, where understanding injectivity and formation response to CO₂ and other injected fluids is essential. The ability to perform in-situ injectivity tests with large fluid volumes in open hole enables early characterization of reservoir behavior under realistic injection conditions. There is currently no offering for such in-situ measurements in the industry.

• semanticscholar https://doi.org/10.4043/37198-msfirst seen 2026-05-05 23:41:03 · last seen 2026-09-22 05:04:22