RU2478773C2 - Early identification method of natural fracturing of formations - Google Patents
Early identification method of natural fracturing of formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2478773C2 RU2478773C2 RU2011125853/03A RU2011125853A RU2478773C2 RU 2478773 C2 RU2478773 C2 RU 2478773C2 RU 2011125853/03 A RU2011125853/03 A RU 2011125853/03A RU 2011125853 A RU2011125853 A RU 2011125853A RU 2478773 C2 RU2478773 C2 RU 2478773C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- carbonate
- oil
- water
- deposit
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Testing Resistance To Weather, Investigating Materials By Mechanical Methods (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изучения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) карбонатных коллекторов трещинно-порового типа с аномально высокой гидропроводностью системы трещин, содержит теоретическое обоснование и рекомендации по внедрению в промысловую практику новой модификации трассерного исследования ФЕС нефтегазоносных карбонатных пластов, позволяющую впервые проводить идентификацию их трещиноватости трассерным методом на ранней стадии промышленного освоения запасов нефти и пробной эксплуатации разведочных и опережающих скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for studying the filtration-capacitive properties (FES) of fractured-pore type carbonate reservoirs with an abnormally high hydraulic conductivity of the fracture system, contains theoretical justification and recommendations for introducing into the field practice a new modification of the FES tracer study of oil and gas carbonate formations, allowing for the first time to identify their fracture tracer method at an early stage of industrial development of oil reserves and trial exploration and exploratory wells.
На новой нефтяной залежи (остающихся неосвоенных участках разрабатываемой залежи), исследованиями в пробуренных разведочных и опережающих добывающих скважинах, устанавливается наличие или отсутствие естественной трещиноватости коллектора, тестирование карбонатного пласта на трещиноватость проводится модифицированным индикаторным способом, для чего в каждую из разведочных или опережающих добывающих скважин поочередно производится кратковременная закачка ограниченного объема жидкости с растворенном в ней индикатором (трассером) при одновременном отборе нефти из остальных действующих скважин, с фиксацией давления продолжительности и объема закачки "меченой жидкости," время ее продвижения от переведенной под нагнетание скважины до работающих добывающих скважин по показаниям анализа проб отбираемой из них продукции.On a new oil reservoir (the remaining undeveloped sections of the developed reservoir), studies in drilled exploratory and advanced production wells establish the presence or absence of natural fracturing of the reservoir, testing the carbonate formation for fracturing is carried out by a modified indicator method, for which each of the exploratory or advanced production wells is alternately short-term injection of a limited volume of liquid is performed with the indicator dissolved in it (tracer) while simultaneously taking oil from the remaining active wells, with fixing the pressure of the duration and volume of injection of “labeled fluid,” the time of its movement from the transferred to the injection wells to working production wells according to the analysis of samples taken from them products.
В предлагаемом способе ранней идентификации естественной трещиноватости карбонатных коллекторов в качестве носителя индикатора могут использоваться три вида рабочей жидкости.In the proposed method for early identification of the natural fracture of carbonate reservoirs, three types of working fluid can be used as an indicator carrier.
Для идентификации трещиноватости в гидрофобных КТК в качестве носителя индикатора может быть применена чистая вода, традиционно используемая с середины 50-х годов прошлого столетия в рутинных индикаторных исследованиях нефтяных коллекторов в заводненных при разработке зонах или любой из применяемых гидрофобизирующих составов на водной основе. Гидрофобные коллектора встречаются редко - по мировой статистике считается, что их доля не превышает 8% (http//www.nmt.edu).To identify fractures in hydrophobic CPCs, pure water can be used as an indicator carrier, which has been traditionally used since the mid 50s of the last century in routine indicator studies of oil reservoirs in water-flooded zones or any of the water-based hydrophobic compounds used. Hydrophobic reservoirs are rare - according to world statistics, it is believed that their share does not exceed 8% (http // www.nmt.edu).
Вода является непригодной для решения задачи ранней и быстрой идентификации трещиноватости в гидрофильных коллекторах и в коллекторах со смешанной смачиваемостью, поскольку она при закачке, внедряясь, в первую очередь, в систему трещины, чаще всего вступает в активный массообмен с матрицей и ее продвижение по каналу-трещине до добывающих скважин обычно растягивается на месяцы и годы. Поэтому для проведения ранней и быстрой идентификации трещиноватости в коллекторах с гидрофильной и смешанной смачиваемостью в качестве основного рабочего агента-носителя индикатора должен применяться один из гидрофобизирующих составов на водной основе, широко используемых для обработки призабойных зон добывающих скважин с целью снижения водопритока. Создаваемый при этом на стенках трещин гидрофобный барьер резко снижает потери рабочего агента на массообмен с матрицей и обеспечивает быстрое и беспрепятственное его продвижение по трещинам до забоя добывающих скважин.Water is unsuitable for solving the problem of early and quick identification of fractures in hydrophilic reservoirs and in reservoirs with mixed wettability, because when it is injected, being introduced, first of all, into the fracture system, it most often enters into active mass transfer with the matrix and its advance along the channel the fracture to production wells usually stretches for months and years. Therefore, to conduct early and quick identification of fracturing in reservoirs with hydrophilic and mixed wettability, one of the water-based hydrophobizing compositions should be used as the main working agent carrier of the indicator, which are widely used to treat bottom-hole zones of production wells in order to reduce water inflow. The hydrophobic barrier created on the walls of the cracks dramatically reduces the loss of the working agent for mass transfer with the matrix and ensures its rapid and unhindered progress through the cracks until the bottom of the producing wells.
В случае неустойчивости гидрофобного барьера трассерные идентификационные исследования рекомендуется проводить в режиме однофазной фильтрации, используя в качестве рабочего агента добываемую из скважин нефть. В этом случае часть рабочего агента может уходить из трещин в матрицу, но при типичной для КТК аномально высокой проницаемостной контрастности сопряженных сред объем этого перетока не должен значительно сказаться на скорости продвижения индикатора в трещинной системе.In case of instability of the hydrophobic barrier, tracer identification studies are recommended to be carried out in a single-phase filtration mode, using oil extracted from wells as a working agent. In this case, part of the working agent can leave the cracks in the matrix, but for an abnormally high permeability contrast ratio of conjugated media typical of CPC, the volume of this overflow should not significantly affect the rate of progress of the indicator in the fracture system.
Применение указанных жидкостей способствует созданию в КТК разной смачиваемости условий для избирательного, опережающе-канального режима фильтрации рабочей жидкости по системе трещин, обеспечивающего при небольшом объеме закачки быструю доставку индикатора из точки нагнетания к забоям нефтяных добывающих скважин.The use of these fluids contributes to the creation of different wettability conditions at the CPC for a selective, advanced-channel mode of filtering the working fluid through a system of cracks that ensures, with a small injection volume, rapid delivery of the indicator from the injection point to the bottom of oil producing wells.
В предлагаемом способе наличие или отсутствие естественных трещин-каналов высокой проводимости в карбонатном коллекторе идентифицируется по скорости продвижения индикатора от точки нагнетания до забоев работающих нефтяных скважин. Признаком наличия трещиноватости является высокая скорость перемещения индикатора по пласту, составляющая обычно величину порядка 1500-2000 м/сут. По данным одновременных наблюдений за составом добываемой нефти по нескольким скважинам, расположенным на разных азимутах от источника индикатора, можно составить модель трещиноватости (равномерная сеть или ее развитие в локальных зонах).In the proposed method, the presence or absence of natural crack channels of high conductivity in the carbonate reservoir is identified by the rate of progress of the indicator from the injection point to the bottom of the working oil wells. A sign of the presence of fracturing is the high speed of the indicator moving along the reservoir, usually amounting to about 1500-2000 m / day. According to the data of simultaneous observations of the composition of oil produced in several wells located at different azimuths from the indicator source, a fracture model (uniform network or its development in local zones) can be compiled.
Объем меченого рабочего агента, необходимого для выполнения трассерного исследования по предлагаемой новой технологии, ориентировочно составляет 1-2 м3 на 1 м толщины исследуемого коллектора при забойном давлении нагнетания в скважине до 0,7 от горного давления (давления гидроразрыва). Могут быть использованы как радиоактивные, так и химические трассеры. Из химических веществ для нефти наиболее простым и подходящим является нафталин (JC 10Н7), для воды и гидрофобизирующего состава на водной основе - флуоресцеин. Планирование и проведение промысловых трассерных исследований по идентификации трещиноватости должны координироваться с данными гидродинамических исследований скважин нестационарными методами и результатами кислотных обработок.The volume of labeled working agent required to perform tracer research on the proposed new technology is approximately 1-2 m 3 per 1 m of the thickness of the studied reservoir with a bottomhole injection pressure in the well up to 0.7 from the rock pressure (hydraulic fracturing pressure). Both radioactive and chemical tracers can be used. Of the chemicals for oil, the most simple and suitable is naphthalene (JC 10 H 7 ), for water and water-based water-repellent composition - fluorescein. The planning and conduct of field tracer studies to identify fractures should be coordinated with the data of hydrodynamic studies of wells using non-stationary methods and the results of acid treatments.
Близких по смыслу аналогов предлагаемому изобретению по ранней идентификации естественной трещиноватости коллектора индикаторным методом не имеется.Similar in meaning to the analogues of the present invention by early identification of the natural fracturing of the reservoir by the indicator method is not available.
Индикаторный метод с 50-х годов прошлого столетия активно используется в исследованиях широкого круга нефтепромысловых задач, включая идентификацию трещиноватости, однако до настоящего времени применяется лишь на "зрелой" стадии разработки нефтяных залежей, после того как проектные решения по разработке приняты, утверждены ЦКР Роснедра и реализованы, проектный фонд добывающих и нагнетательных скважин пробурен, создана и длительное время функционировала система заводнения и большая часть нефтенасыщенного объема залежи оказывается заводненной (промытой) закачиваемой водой. Метод применяется, как правило, при исследованиях в системе "нагнетательная скважина - промытая зона - обводненная добывающая скважина", используя растворимые в воде индикаторы или индикаторы со смешанной растворимостью. Традиционные методы и способы трассерных исследований используются также для оценки остаточной нефтенасыщенности в промытых зонах пласта, но в целом информация по поздней идентификации трещиноватости на стадии высокой обводненности добываемой нефти является сильно запоздалой, вынуждающей вносить те или иные исправления или даже полностью перестраивать реализованные системы разработки, оказавшиеся неэффективными из-за отсутствия на стадии принятия проектных решений необходимых исходных данных, в частности, о трещиноватости.Since the 50s of the last century, the indicator method has been actively used in researching a wide range of oil field problems, including fracture identification, but so far it has been used only at the “mature” stage of oil field development, after design decisions on development have been approved and approved by the Central Design Bureau of Rosnedra and implemented, the project fund of production and injection wells was drilled, a waterflooding system was created and operated for a long time, and most of the oil-saturated volume of the reservoir is beyond odnennoy (washed) injected water. The method is used, as a rule, in studies in the "injection well - flushed zone - flooded production well" system using water-soluble indicators or indicators with mixed solubility. Traditional methods and methods of tracer studies are also used to assess the residual oil saturation in the washed zones of the reservoir, but in general, information on late identification of fractures at the stage of high water cut of the produced oil is very late, forcing to make any corrections or even completely rebuild the implemented development systems that turned out to be ineffective due to the lack of necessary initial data at the design decision stage, in particular, about fracturing.
Известен способ разработки нефтяной залежи, обеспечивающий повышение нефтеотдачи пласта, включающий последовательно этапы отбора нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение направления трещиноватости коллектора и формирование новых рядов нагнетательных скважин относительно направления трещиноватости, сформировавшейся в коллекторе в процессе разработки залежи, при выявлении направления трещиноватости проводят закачку жидкости с индикатором и определяют время прохождения индикатора и объем жидкости, необходимый для его доставки от нагнетательных скважин до добывающих в промытой части пласта (патент RU 2182653 C1). Изобретение возникло как реакция на негативные итоги 12-летнего опыта стационарной разработки известного Ташлинского месторождения и содержит по сути заявку на проведение традиционно используемой с середины 50-х годов «позднюю» идентификацию трещиноватости по данным трассерных исследований в уже промытых зонах коллектора, образовавшихся в итоге реализации системы разработки объекта, принятую по «принципу» «fracture denial» (Nelson, R.A., 2001. Geological Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. Gulf Publishing Co, 2nd Edition, TX, 332 р.) означающим непризнание (неучет) трещиноватости. В итоге из-за невыявленной в свое время трещинной анизотропии коллектора и неудачной ориентации рядов нагнетательных скважин за 12 лет примышленной разработки объекта достигнут КИН всего 0,12 при обводненности 97%. Изобретение RU 2182653 C1 показало на необходимость серьезной перестройки системы разработки объекта. Для этого были вынуждены провести "поздние" трассерные исследования. Целью нами предлагаемого изобретения является задача минимизировать возможности принятия неверных проектных решений и избежать подобных «перестроек» систем заводнения и разработки залежей в КТК благодаря предоставляемой способом ранней идентификации информации о наличии трещиноватости в нефтяных зонах до принятия проектных решений по заводнению. Анализ показал, что в предлагаемом изобретении и рассмотренном способе RU 2182653 C1 используемая терминология в какой-то мере совпадает, но смысловое их содержания совершенно разное.There is a known method of developing an oil reservoir that provides enhanced oil recovery, including sequentially the stages of oil extraction through production wells, pumping a working agent through injection wells, determining the direction of fracture of the reservoir and the formation of new rows of injection wells relative to the direction of fracture formed in the reservoir during the development of the reservoir, identifying the direction of fracture, pump the fluid with an indicator and determine the transit time and the indicator and the volume of fluid required for its delivery from injection wells to production in the washed part of the reservoir (patent RU 2182653 C 1 ). The invention arose as a reaction to the negative results of 12 years of stationary development of the well-known Tashlinskoye field and essentially contains an application for conducting the “late” fracture identification traditionally used since the mid-50s according to tracer studies in already washed reservoir zones formed as a result of implementation the fracture denial “development” principle (Nelson, RA, 2001. Geological Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. Gulf Publishing Co, 2nd Edition, TX, 332 pp.) meaning non-recognition (neglect) of fracturing. As a result, due to undetected fractured anisotropy of the reservoir and unsuccessful orientation of the rows of injection wells for 12 years of deliberate development of the facility, an oil recovery factor of only 0.12 was achieved with a water cut of 97%. The invention RU 2182653 C 1 showed the need for a major restructuring of the development system of the object. To do this, they were forced to conduct "late" tracer studies. The aim of our proposed invention is to minimize the possibility of making incorrect design decisions and to avoid such "overhauls" of the waterflooding and development of deposits in the CPC due to the method of early identification of information on the presence of fractures in oil zones before making design decisions on waterflooding. The analysis showed that in the proposed invention and the considered method RU 2182653 C 1 , the terminology used to some extent coincides, but their semantic content is completely different.
Целью предлагаемого изобретения является задача избежать подобных «перестроек» систем заводнения объектов КТК.The aim of the invention is the task of avoiding such "rearrangements" of waterflooding systems of CPC facilities.
Признаками новизны предлагаемого изобретения являются:Signs of novelty of the invention are:
1. Возможность идентификации трещиноватости пласта на ранней стадии промышленного освоения нефтяной залежи сразу же после начала добычи нефти из разведочных скважин. Обоснование с помощью новой модификации метода возможности ранней идентификации трещиноватости нефтеносных карбонатных пластов на стадии опробования и пробной эксплуатации разведочных и опережающих добывающих скважин при отсутствии смыкания трещин в результате снижения пластового давления.1. The ability to identify fracturing of the formation at an early stage of industrial development of oil deposits immediately after the start of oil production from exploratory wells. The justification, using a new modification of the method, of the possibility of early identification of fracturing of oil-bearing carbonate formations at the stage of testing and trial operation of exploration and advancing production wells in the absence of fracture closure as a result of reservoir pressure reduction.
2. Новая технология выполнения ранней трассерной идентификации естественной трещиноватости пласта методом поочередной закачки небольших объемов меченой жидкости в нефтяные разведочные и опережающие добывающие скважины - мини-закачки меченой и продавочной жидкостей.2. New technology for performing early tracer identification of natural fracturing of a formation by the method of pumping small volumes of labeled fluid into oil exploration and advancing production wells — mini-injections of labeled and selling fluids.
3. Трассерные исследования с целью ранней идентификации трещиноватости проводятся не в промытых при разработке зонах залежи, где имеет место двухфазная фильтрация нефти и воды, а в незатронутых заводнением зонах однофазной фильтрации нефти. Традиционная схема трассерных исследований "закачка трассера в нагнетательную скважину-мониторинг его появления в добывающих скважинах" заменена в предлагаемом изобретений на схему "закачка трассера в добывающую скважину - мониторинг появления трассера в добывающих скважинах".3. Tracer studies with the purpose of early identification of fracturing are carried out not in the zones of the reservoir washed out during the development, where two-phase oil and water filtration takes place, but in the zones of single-phase oil filtration not affected by water flooding. The traditional scheme of tracer studies "injection of the tracer into the injection well-monitoring of its appearance in production wells" is replaced in the proposed invention by the scheme "injection of the tracer into the production well - monitoring of the appearance of the tracer in production wells".
4. Предложено использовать в качестве рабочего агента для ранней трассерной идентификации естественной трещиноватости гидрофобного пласта воду или гидрофобизирующий состав на водной основе, а в качестве рабочего агента для ранней трассерной идентификации естественной трещиноватости пласта с гидрофильной или смешанной смачиваемостью гидрофобизирующего состава на водной основе или нефть, добываемую из разведочных и опережающих добывающих скважин.4. It is proposed to use water or a water-based hydrophobic composition as an working agent for early tracer identification of a natural fracture of a hydrophobic formation, and as a working agent for early tracer identification of a natural fracture of a hydrophobic formation with a hydrophilic or mixed wettability of a water-based hydrophobic composition or oil produced from exploratory and advancing production wells.
В предлагаемой новой технологии трассерных исследований учтено, что трещины в трещинно-поровом коллекторе являются каналами аномально высокой гидропроводности и пьезопроводности, обеспечивающими исключительно быструю передачу на большое расстояние импульса изменения давления, созданного на забое возмущающей скважины, и быстрое перемещение порции меченой жидкости по трещине-каналу до забоя реагирующей скважины, что подтверждают наблюдения за динамикой пластового давления в залежах на ранней стадии их разработки при упругозамкнутом режиме.The proposed new technology for tracer studies took into account that the cracks in the fracture-pore reservoir are channels of anomalously high hydraulic conductivity and piezoconductivity, providing extremely fast transmission of the pressure change pulse created at the bottom of the disturbing well and the rapid movement of a portion of the marked fluid along the crack-channel before the bottom of the reacting well, which is confirmed by observations of the dynamics of reservoir pressure in the deposits at an early stage of their development with elastic closure m mode.
ПРОМЫСЛОВЫЙ ПРИМЕРINDUSTRIAL EXAMPLE
Промысловым примером ранней идентификации естественной трещиноватости нефтяных пластов индикаторным методом по предложенной его новой модификации являются итоги реализации специальной промыслово-исследовательской программы соляно-кислотных обработок (СКО) в 4-х новых скважинах, пробуренных на северо-восточном участке Теребиловского купола Яблоневского месторождения в Самарской области, схема расположения скважин см. фиг.1, краткая геолого-физическая характеристика см. табл.1. В скважинах были вскрыты незатронутые заводнением нефтенасыщенные карбонатные коллектора пермского возраста К1 и К2, схематический разрез показан см. фиг.2.The industrial example of the early identification of natural fracturing of oil reservoirs by the indicator method according to the proposed new modification is the results of the implementation of a special field research program of hydrochloric acid treatments in four new wells drilled in the north-eastern section of the Terebilov dome of the Yablonevsky field in the Samara region , the location of the wells, see figure 1, a brief geological and physical characteristics, see table 1. Permian-aged oil-saturated carbonate reservoirs K1 and K2 were opened in wells that were not affected by flooding; a schematic section is shown, see FIG. 2.
На участке в августе-сентябре 1974 г. были пробурены и введены в пробную эксплуатацию скв. 813, 817, 818 и 819, отстоящие друг от друга на расстоянии от 325 м до 575 м. В течение первого месяца после освоения скважины эксплуатировались без соляно-кислотных обработок (СКО) с начальными дебитами нефти 5-6 т/с при стабильной обводненности 1-2%. В период с октября 1974 г. по октябрь 1975 г. на участке была реализована программа с задачей по созданию в низкопродуктивных пластах кислотных червоточин и сквозных каналов с целью повышения дебита скважин (Выжигин Г.Б., Юдина З.П. Исследование распространения соляной кислоты в карбонатных коллекторах при обработках скважин. - "Нефтепромысловое дело". 1975, №11, с.29-32).In August-September 1974, wells were drilled and put into trial operation on the site. 813, 817, 818 and 819, spaced from each other at a distance of 325 m to 575 m. During the first month after development, the wells were operated without hydrochloric acid treatments (RMS) with initial oil production rates of 5-6 t / s with stable water cut 1-2%. In the period from October 1974 to October 1975, a program was implemented at the site with the task of creating acid wormholes and through channels in low-productive formations in order to increase the flow rate of wells (Vyzhigin GB, Yudina Z.P. Study of the distribution of hydrochloric acid in carbonate reservoirs during well treatments. - "Oil field business. 1975, No. 11, p.29-32).
Для этой цели во всех скважинах поочередно было проведено от 1 до 5 СКО /скв под давлением на устье в среднем 5 МПа (давление на забое скважин при нагнетании около 0,8 от горного), при расходе от 8 до 30 м3 кислотного 15% раствора на одну операцию. Кислота продавливалась в пласты водой в объеме 2-4 м3. Перепады давления между возбуждающей и реагирующими скважинами составляли от 4,3 до 10,1 МПа. При проведении СКО в очередной скважине по остальным работающим скважинам проводился мониторинг состава добываемой продукции. Отбираемые для этой цели пробы жидкости из-за низкой обводненности отстаивали или готовили вытяжку дистиллированной водой. Получаемые пробы воды анализировались на кислотность четырьмя методами (включая pH-метрию), позволяющими проводить определения содержания соляной кислоты с концентрацией ≥ 0,01%. В контрольных добывающих скважинах в течение суток до проведения очередной СКО отбирались пробы воды для оценки ее фоновой характеристики. Во всех случаях фоновая реакция водной вытяжки была щелочной (рН 7,5-8).For this purpose, in all wells, from 1 to 5 standard deviations / well were performed alternately under pressure at the wellhead on average 5 MPa (pressure at the bottom of the wells when injected about 0.8 from the mountain), at a flow rate of 8 to 30 m 3 acid 15% solution for one operation. Acid was pressed into the reservoirs with water in a volume of 2-4 m 3 . The pressure drops between the exciting and reacting wells ranged from 4.3 to 10.1 MPa. During the RMS in the next well, the remaining production wells were monitored for the composition of the produced products. Due to low water cut, liquid samples taken for this purpose were defended or an extract was prepared with distilled water. The resulting water samples were analyzed for acidity by four methods (including pH-metry), allowing the determination of the content of hydrochloric acid with a concentration of ≥ 0.01%. In control production wells, water samples were taken during the day before the next standard deviation to assess its background characteristics. In all cases, the background reaction of the aqueous extract was alkaline (pH 7.5-8).
Всего было проведено 12 СКО с суммарным расходом кислотного раствора в объеме 223 м3. По 5 операциям реакция на СКО в контрольных скважинах отсутствовала, в 7 случаях был отмечен чрезвычайно быстрый прорыв порции истощенного кислотного раствора сквозь нефтенасыщенный пласт к забоям добывающих скважин, что отчетливо фиксировалось по резкому спаду рН до 3-5 (фиг.3). Время его продвижения до контрольных скважин изменялось в пределах от 2,2 до 22 часов, составляя в среднем 8,5 часа, и соответственно этому скорость его фильтрации изменялась в пределах от 18 до 260 м/час, составив в среднем 82 м/час или около 2000 м/сут. Скорость продвижения кислотного раствора в последних по порядку СКО несколько превышала скорости после СКО, проведенных в начале эксперимента (табл.3).A total of 12 DIS was carried out with a total consumption of acid solution in the volume of 223 m 3 . For 5 operations, there was no reaction to standard deviation in control wells; in 7 cases, an extremely rapid breakthrough of a portion of the depleted acid solution through the oil-saturated formation to the bottom of production wells was observed, which was clearly recorded by a sharp drop in pH to 3-5 (Fig. 3). The time of its advancement to control wells varied from 2.2 to 22 hours, averaging 8.5 hours, and accordingly, its filtration rate varied from 18 to 260 m / hour, averaging 82 m / hour or about 2000 m / day. The rate of advancement of the acid solution in the latter in the order of the standard deviation was slightly higher than the velocity after the standard deviation performed at the beginning of the experiment (Table 3).
Повторный анализ (Kolganov V.I., Usachov B.P. Monitoring of Acid Travel Distances and Velocities in Naturally Fractured-Matrix Carbonate Reservoirs on Samara Oil Fields in Russia. Extended Abstracts Book, 62nd EAGE Conference and Technical Exhibition, Glasgow, Scotland, 29 May-2 June 2000) показал, что затраченного на СКО количества кислоты было явно недостаточно для создания вначале "червоточин", а затем сквозных каналов растворения по главным линиям тока в 3-х направлениях на расстояние от 325 м до 575 м. Кислотный эксперимент показал наличие в пластах К1 и К2 равномерно распределенной сети сквозных каналов с высокой гидропроводностью, соединяющих забои скважин между собой, причем наличие каналов было зафиксировано сразу же после первых СКО. Следы после первой СКО, проведенной в скв. 813, при закачке 20 м3 15% кислоты были обнаружены в соседних добывающих скважинах через 6 часов, после второй СКО - через 3 часа.Reanalysis (Kolganov VI, Usachov BP Monitoring of Acid Travel Distances and Velocities in Naturally Fractured-Matrix Carbonate Reservoirs on Samara Oil Fields in Russia. Extended Abstracts Book, 62 nd EAGE Conference and Technical Exhibition, Glasgow, Scotland, 29 May-2 June 2000) showed that the amount of acid spent on the standard deviation was clearly not enough to create first “wormholes” and then through dissolution channels along the main streamlines in 3 directions at a distance of 325 m to 575 m. An acid experiment showed the presence of K1 in the reservoirs and K2 of a uniformly distributed network of through channels with high hydraulic conductivity connecting the faces of the wells a row, and the presence of the channels was recorded immediately after the first MSE. Traces after the first RMS held in the well. 813, with an injection of 20 m 3, 15% of the acid was detected in neighboring producing wells after 6 hours, after the second standard deviation - after 3 hours.
Очевидно, что кислота использовала для своего перемещения систему уже готовых природных трещин, и поэтому кислотный эксперимент на Яблоневском месторождении в 1975 г. можно считать первым случайно поставленным опытом ранней идентификации природной трещиноватости пластов К1 и К2 с применением в качестве рабочей жидкости отработанного гидрофобизирующего кислотного раствора на водной основе и в качестве трассера - остатков непрореагировавшейся соляной кислоты. Отсутствие в 5 операциях реакции на СКО не является признаком отсутствия трещин-каналов между исследовавшимися скважинами. Все случаи отказа являются, скорее всего, следствием дефекта гидрофобного экрана, в результате чего отработанная кислота ушла в матрицу. Например, скв. 817 не среагировала на СКО №4 в скв. 813, однако СКО №7 четко указала на наличие трещинных каналов, связывающих скв. 813 и 817 (табл. 2).Obviously, the acid used a system of ready-made natural fractures for its movement, and therefore, the acid experiment at the Yablonevskoye field in 1975 can be considered the first random experiment on the early identification of natural fracturing of formations K1 and K2 using the spent hydrophobic acid solution as a working fluid on water-based and, as a tracer, residues of unreacted hydrochloric acid. The absence of response to the standard deviation in 5 operations is not a sign of the absence of crack channels between the studied wells. All cases of failure are most likely the result of a defect in the hydrophobic screen, as a result of which the spent acid has gone into the matrix. For example, well. 817 did not respond to SKO No. 4 in the well. 813, however, RMS No. 7 clearly indicated the presence of crack channels connecting the wells. 813 and 817 (table. 2).
После кислотного эксперимента на опытном участке было начато стационарное заводнение. В декабре 1976 г. скв. 813 была переведена в режим стационарной закачки пресной воды в пласты. Продвижение нагнетаемой воды по пластам К1 и К2 происходило по совершенно другому сценарию. Быстрый прорыв пресной воды в добывающие скважины по прочищенной кислотой системе трещин не произошел, объект К1+К2 вел себя как коллектор чисто порового типа. Нагнетаемая пресная вода, несмотря на наличие трещин, достигла забоев добывающих скважин через 14-21 год с момента начала заводнения, после того как по каждой из них было добыто более 50 тыс. т практически безводной нефти (табл.3). Скорость продвижения фронта заводнения составила всего 0,04-0,08 м/сут или более чем в 30000 раз меньше скорости фильтрации кислотного раствора.After an acid experiment, stationary flooding was started at the test site. In December 1976, well. 813 was transferred to the stationary mode of fresh water injection into the strata. The injection of water along the K1 and K2 strata occurred according to a completely different scenario. There was no quick breakthrough of fresh water into production wells through an acid-cleaned system of cracks; the K1 + K2 object behaved as a reservoir of a purely pore type. The injected fresh water, despite the presence of cracks, reached the bottom of the producing wells in 14-21 years after the start of flooding, after each of them produced more than 50 thousand tons of almost anhydrous oil (Table 3). The rate of advance of the waterflooding front was only 0.04-0.08 m / day or more than 30,000 times less than the rate of filtration of the acid solution.
Трещиноватость не проявила себя в процессе заводнения вследствие доминирования в механизме вытеснения нефти в коллекторах трещинно-порового типа, какими оказались пласты К1 и К2, капиллярной пропитки блоков матрицы водой, поступающей из нагнетательной скважины в трещины. В отличие от нагнетаемой воды истощенный кислотный раствор на своем длинном пути от скважины к скважине после 7 из 12 СКО "не потерялся" в результате капиллярной пропитки благодаря гидрофобизации стенок трещин продуктами реакции с нефтесодержащей породой кислоты, обработанной ПАВ-содержащим ингибитором.Fracturing did not manifest itself during the waterflooding due to the dominance in the oil displacement mechanism in the fracture-pore reservoirs, such as the K1 and K2 formations, of capillary impregnation of matrix blocks with water coming from the injection well into the fractures. Unlike injected water, the depleted acid solution on its long path from well to well after 7 out of 12 standard deviations was not “lost” as a result of capillary impregnation due to hydrophobization of the crack walls by reaction products with an oil-containing acid rock treated with a surfactant-containing inhibitor.
ЧИСЛЕННЫЙ ПРИМЕРNUMERICAL EXAMPLE
Для сравнения рассмотрим численный пример оценки скорости фильтрации в единичной вертикальной трещине, моделирующей соединяющие забои скважин каналы высокой проводимости. Принимается, что ширина (раскрытость) трещины b=150 мкм, высота h=5 м, длина L=500 м, площадь сечения F=7,5 см2, пористость mт=1 и объем=0,375 м3. Проницаемость трещины, рассчитанная по формуле Kт=8,35·106·b2, где b в см, равна 1878 дарси. При вязкости кислотного раствора µ=1 сП, коэффициенте сжимаемости св=4·10-5 1/атм и коэффициенте сжимаемости трещины ст=6·10-3 1/атм, гидропроводность Kтh/µ=939000 дарси см/сП, упругоемкость cт*=6,04·10-3 1/атм и пьезопроводность χ=310900 см2/с. При градиенте пластового давления dP/dL=2·10-3 ат/см скорость фильтрации в трещине согласно закону Дарси составляет 135 м/час.For comparison, let us consider a numerical example of estimating the filtration rate in a single vertical fracture modeling high-conductivity channels connecting well faces. It is assumed that the crack width (openness) is b = 150 μm, height h = 5 m, length L = 500 m, cross-sectional area F = 7.5 cm 2 , porosity m t = 1 and volume = 0.375 m 3 . The permeability of the crack, calculated by the formula K t = 8.35 · 10 6 · b 2 , where b in cm, is 1878 darcy. When the viscosity of the acid solution μ = 1 cP, with a compressibility coefficient = 4 x 10 -5 1 / atm and the compressibility factor of a crack with m = 6 · 10 -3 1 / atm transmissibility K m h / μ = 939 000 Darcys cm / cp , elastic capacity c t * = 6.04 · 10 -3 1 / atm and piezoconductivity χ = 310900 cm 2 / s. With a reservoir pressure gradient dP / dL = 2 · 10 -3 at / cm, the filtration rate in the fracture according to Darcy's law is 135 m / h.
Расчетная в аналитическом примере и фактическая скорости фильтрации в кислотном эксперименте одного порядка и поэтому модель в виде единичной вертикальной трещины с указанными параметрами являются примерным эквивалентом системы естественных трещин, образующих каналы высокой проводимости между забоями скважин в карбонатных пластах К1 и К2 на Яблоневском нефтяном месторождении.The calculated in the analytical example and the actual filtration rates in the acid experiment are of the same order and therefore the model in the form of a single vertical fracture with the indicated parameters is an approximate equivalent of a system of natural fractures that form channels of high conductivity between the bottom faces of wells in carbonate formations K1 and K2 at the Yablonevskoye oil field.
Таким образом, предложенный способ ранней идентификации естественной трещиноватости пластов при разработке карбонатной залежи включает бурение разведочных скважин, осуществление их пробной эксплуатации, поочередную закачку в каждую из разведочных скважин заданного объема порций гидрофобизирующей жидкости на водной основе или нефти с индикатором, идентификацию наличия или отсутствия естественных трещин - каналов высокой проводимости в карбонатной залежи и положения зон трещиноватости по скорости передачи импульса давления между разведочными скважинами при закачке в них порций гидрофобизирующей жидкости на водной основе или нефти с индикатором, по скорости продвижения индикатора от одной разведочной скважины к другой в режиме однофазной фильтрации, по динамике изменения пластового давления при пробной эксплуатации карбонатного пласта и по выделению основных направлений гидродинамического взаимодействия скважин с характеристикой степени взаимодействия, определение типа карбонатной залежи по данным вышеупомянутых исследований, размещение добывающих скважин на залежи в зависимости от типа карбонатной залежи и положения зон трещиноватости, расширение исследований с использованием добывающих скважин и учетом данных по динамике изменения пластового давления при упругозамкнутом естественном режиме разработки карбонатной залежи на ранней стадии, подтверждение или уточнение типа карбонатной залежи и положения зон трещиноватости по данным дополнительных исследований, выбор схемы дальнейшей разработки карбонатной залежи - схемы размещения нагнетательных скважин при переходе с упругозамкнутого естественного режима разработки карбонатной залежи на режим разработки с искусственным поддержанием пластового давления.Thus, the proposed method for early identification of natural fracturing in the development of a carbonate deposit involves drilling exploratory wells, performing trial exploration, injecting into each of the exploratory wells a predetermined volume of portions of water-based hydrophobizing fluid or oil with an indicator, identifying the presence or absence of natural fractures - channels of high conductivity in the carbonate deposits and the position of the zones of fracture in the rate of transmission of the pressure pulse between p exploratory wells when injecting portions of water-based hydrophobizing fluid or oil with an indicator in them, by the rate of progress of the indicator from one exploratory well to another in single-phase filtration mode, by the dynamics of formation pressure changes during trial operation of a carbonate formation and by highlighting the main directions of hydrodynamic interaction of wells with characterization of the degree of interaction, determination of the type of carbonate deposits according to the above studies, placement of producing wells n on deposits, depending on the type of carbonate deposit and the location of the fracture zones, expanding research using production wells and taking into account data on the dynamics of changes in reservoir pressure during the elastic-closed natural mode of developing carbonate deposits at an early stage, confirmation or clarification of the type of carbonate deposits and the location of the fracture zones additional studies, the choice of the scheme for the further development of the carbonate deposit - the location of injection wells during the transition from the elastic closure of the natural mode of development of the carbonate reservoirs in the development mode with an artificial reservoir pressure maintenance.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011125853/03A RU2478773C2 (en) | 2011-06-23 | 2011-06-23 | Early identification method of natural fracturing of formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011125853/03A RU2478773C2 (en) | 2011-06-23 | 2011-06-23 | Early identification method of natural fracturing of formations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011125853A RU2011125853A (en) | 2012-12-27 |
| RU2478773C2 true RU2478773C2 (en) | 2013-04-10 |
Family
ID=49152482
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011125853/03A RU2478773C2 (en) | 2011-06-23 | 2011-06-23 | Early identification method of natural fracturing of formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2478773C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2557284C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of dome oil formation at last operational stage |
| RU2808628C1 (en) * | 2023-05-29 | 2023-11-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for determining fracturing in well bottom zone |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114482986A (en) * | 2021-09-24 | 2022-05-13 | 中国海洋石油集团有限公司 | Method for monitoring oil saturation of each fractured section of horizontal well by using tracer |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2003783C1 (en) * | 1992-07-10 | 1993-11-30 | Дмитрий Алексеевич Крылов | Method for removal of salt-paraffin deposits from wells |
| RU2069263C1 (en) * | 1991-04-04 | 1996-11-20 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности | Method for evaluation of active volume of oil-saturated pores of producing formations |
| RU2182653C1 (en) * | 2001-08-29 | 2002-05-20 | Кашик Алексей Сергеевич | Process of development of oil field |
| RU2204703C2 (en) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type |
| US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| RU2291954C2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation |
-
2011
- 2011-06-23 RU RU2011125853/03A patent/RU2478773C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2069263C1 (en) * | 1991-04-04 | 1996-11-20 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности | Method for evaluation of active volume of oil-saturated pores of producing formations |
| RU2003783C1 (en) * | 1992-07-10 | 1993-11-30 | Дмитрий Алексеевич Крылов | Method for removal of salt-paraffin deposits from wells |
| RU2204703C2 (en) * | 2000-04-27 | 2003-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type |
| RU2182653C1 (en) * | 2001-08-29 | 2002-05-20 | Кашик Алексей Сергеевич | Process of development of oil field |
| US7090013B2 (en) * | 2001-10-24 | 2006-08-15 | Shell Oil Company | In situ thermal processing of a hydrocarbon containing formation to produce heated fluids |
| RU2291954C2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2557284C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of dome oil formation at last operational stage |
| RU2808628C1 (en) * | 2023-05-29 | 2023-11-30 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for determining fracturing in well bottom zone |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011125853A (en) | 2012-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Morel et al. | Dalia/camelia polymer injection in deep offshore field angola learnings and in situ polymer sampling results | |
| Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
| US9982520B2 (en) | Oil recovery method | |
| US20180283153A1 (en) | Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs | |
| EA035525B1 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
| WO2017083495A1 (en) | Well design to enhance hydrocarbon recovery | |
| EP3337870B1 (en) | Supplementing the immiscible water injection cycle with nutrients to improve oil release in oil-containing rock formations | |
| CN105952427A (en) | Method for predicting and evaluating low permeability oil reservoir water-injection induced cracks | |
| WO2017035370A1 (en) | Methods and materials for evaluating and improving the production of geo-specific shale reservoirs | |
| Byrnes | Role of induced and natural imbibition in frac fluid transport and fate in gas shales | |
| Ogezi et al. | Operational aspects of a biopolymer flood in a mature oilfield | |
| Khuzin et al. | Improving well stimulation technology based on acid stimulation modeling, lab and field data integration | |
| CN108661613A (en) | A kind of augmented injection method of waterflooding reservoir | |
| Volokitin et al. | West Salym ASP pilot: surveillance results and operational challenges | |
| RU2478773C2 (en) | Early identification method of natural fracturing of formations | |
| RU2513787C1 (en) | Method for oil deposit development based on system address action | |
| Bryant et al. | Microbial-enhanced waterflooding field pilots | |
| RU2493362C1 (en) | Method of oil filed development | |
| Ataceri et al. | Surfactant Enhanced Oil Recovery Improves Oil Recovery in a Depleted Eagle Ford Unconventional Well: A Case Study | |
| RU2517674C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil deposit | |
| RU2637539C1 (en) | Method for formation of cracks or fractures | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| Malhotra et al. | Horizontal-Well Fracturing by Use of Coiled Tubing in the Belridge Diatomite: A Case History | |
| Wang et al. | Numerical Investigation of Oil–Water Exchange Behaviors in Shale During Post-Fracturing Soaking Periods |