EA040437B1 - Оценка уровня зеркала воды - Google Patents
Оценка уровня зеркала воды Download PDFInfo
- Publication number
- EA040437B1 EA040437B1 EA201890954 EA040437B1 EA 040437 B1 EA040437 B1 EA 040437B1 EA 201890954 EA201890954 EA 201890954 EA 040437 B1 EA040437 B1 EA 040437B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- oil
- reservoir
- water
- wetting phase
- pressure
- Prior art date
Links
Description
Процесс
Данное изобретение относится к способу оценки уровня зеркала воды (ЗВ) и водонефтяного контакта (ВНК) месторождений на основании измерений и при использовании данных, полученных из одной разведочной скважины, не вскрывшей водонасыщенную часть пласта и ВНК.
Введение
В разведочной скважине с использованием оборудования испытателя пласта, спускаемого на лебедке или на трубах (модульный динамический испытатель пластов, MDT), можно обеспечить точное измерение порового давления для подвижной фазы в порах пласта коллектора. В не обсаженном стволе сква жины замер порового давления достигается путем прижатия зонда к стенке ствола скважины и получения мини-притока пластового флюида с понижением и последующим восстановлением пластового давления до порового давления пласта. Такие гидродинамические исследования во время бурения скважины могут дать замеры давления пласта вдоль ствола скважины, тем самым позволяя определить градиент изменения давления с глубиной.
Тренды изменения пластового давления с глубиной в нефтенасыщенных и водонасыщенных зонах различны из-за разностей давлений в нефти (в большинстве случаев являющейся не смачивающей фазой в пласте) и в воде (предполагаемой смачивающей фазе), контролируемой капиллярными силами. Пересечение этих трендов градиента давления в виде прямых линий указывает на уровень положения ЗВ или ВНК (фиг. 1).
Капиллярное давление (Рс) представляет собой разность давлений на границе раздела между двумя несмешивающимися, смачивающими и не смачивающими жидкостями, такими как вода и нефть в пористой среде пласта коллектора:
Рс Рне смачивающая фаза-Рсмачивающая фаза.
Для газонефтяной системы в пласте обычно нефть является смачивающей фазой, а газ является не смачивающей фазой.
Капиллярное давление для конкретного пласта можно измерить в серии лабораторных экспериментов на образцах отобранного керна пласта одним из следующих способов:
метод пористой диафрагмы;
метод закачки ртути;
метод центрифугирования;
динамический метод.
Форма кривой капиллярного давления зависит от размеров пор, их распределения и свойств флюида (фиг. 2). Проницаемость ниже в меньших порах с более высоким капиллярным давлением. Различные типы пород в пласте имеют разные распределения пористости, проницаемости, геометрии пор, размера частиц. Эти различия могут вызывать различные тренды градиента давления для смачивающей фазы. Петрофизические данные, полученные по данным геофизических исследований в скважине во время бурения разведочной скважины, предоставляют информацию о насыщенности пласта. Анализ интерпретации геофизических данных проведенных каротажных работ позволяет установить категории типов по род, характеризующихся различными кривыми капиллярного давления.
Изобретение
Зная измеренный градиент порового давления в интервале с подвижной не смачивающей фазой, можно рассчитать градиент давления для смачивающей неподвижной фазы, присутствующей в этом интервале пласта на уровне начальной связанной насыщенности. Этот градиент давления для смачивающей фазы можно рассчитать следующим образом:
фаза (h) - Рс(Ь).
р.....
смачивающая фаза (Ь)=Р не смачивающая
Величина значений Рс по высоте пласта может быть рассчитана по значениям водонасыщенности с использованием измеренной кривой капиллярного давления, функции Рс (фиг. 2). Необходимые значения насыщенности, связанной водой в нефтяном интервале пласта, могут быть получены из геофизических данных, интерпретации электрокаротажных данных. Для определения положения ЗВ можно использовать два установленных тренда градиентов давления для нефти (не смачивающая фаза) и воды (смачивающая фаза) в нефтяном интервале (фиг. 3). Если в разрезе пласта присутствуют различные типы пород или гидродинамически не сообщающиеся между собой пропластки, соответствующая кривая капиллярного давления должна определяться для каждого типа породы. В этом случае разные не сообщающиеся зоны пласта коллектора могут иметь разные уровни ЗВ или ВНК. Таким образом, данный способ позволяет оценить ЗВ и ВНК с использованием данных из одной разведочной скважины, включающих исследования скважины с испытателем пласта на лебедке или на трубах, петрофизические данных анализа керна (измерения капиллярного давления), геофизические, электрокаротажные исследования в скважине (насыщенность и пористость).
Claims (1)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСпособ оценки положения уровней зеркала воды (ЗВ) или водонефтяного контакта (ВНК), которые определяют путем нахождения точки пересечения прямых линий градиентов давления (1) для нефти или- 1 040437 не смачивающей фазы, полученных на основе гидродинамических исследований во время бурения скважины (MWD) и (2) для воды (смачивающая фаза) в нефтяном интервале по данным изменения капиллярного давления по высоте пласта, петрофизическим данным и специальным лабораторным исследованиям керна, отобранного в нефтяном интервале, при бурении только одной разведочной скважины, вскрывшей нефтенасыщенную часть пласта и не вскрывшей водонасыщенную часть пласта и ВНК.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
PCT/EA2019/000006 WO2019219153A2 (en) | 2018-05-13 | 2019-07-02 | Estimation of free water level and water-oil contact |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA040437B1 true EA040437B1 (ru) | 2022-06-02 |
Family
ID=
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Schowalter | Mechanics of secondary hydrocarbon migration and entrapment | |
Ganat | Fundamentals of reservoir rock properties | |
US10190999B2 (en) | Nuclear magnetic resonance and saturation well logs for determining free water level and reservoir type | |
CN108873065B (zh) | 砂岩优质储层预测方法及装置 | |
EP1200709B1 (en) | Method for determining a fluid contact level in a formation | |
WO2019219153A2 (en) | Estimation of free water level and water-oil contact | |
RU2707311C1 (ru) | Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах | |
Akbar et al. | Estimation of Fluid-Fluid Contact and the Transition Zone: A Case Study of Low Contrast Resistivity Zone | |
EA040437B1 (ru) | Оценка уровня зеркала воды | |
Schroeder et al. | Influence of Mud-Filtrate Invasion Effects on Pressure Gradients Estimated From Wireline Formation Tester Measurements | |
Akram et al. | A model to predict wireline formation tester sample contamination | |
Colin et al. | Perched water interpretation: case study in offshore Egypt | |
US10801321B2 (en) | Method for monitoring salinity within an underground formation | |
Capotosto et al. | Proof-of-concept for a probe to measure pore water pressure in oil-water saturated porous rock | |
Shakirov | Informativity of transient processes accompanying hydrodynamic well survey | |
CN106285654B (zh) | 判断毛管滞留型油藏的方法 | |
RU2236030C1 (ru) | Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в межскважинном пространстве | |
RU2253885C1 (ru) | Способ определения нефтепродуктивности пористых коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве | |
RU2752913C1 (ru) | Способ определения анизотропии проницаемости горных пород | |
Streltsova | On the leakage assumption applied to equations of groundwater flow | |
Helgø | Reservoir simulation of measurements with an innovative tool to detect oil-water-contact | |
Amineva et al. | Microporous rocks features and identification on the base of core and well logging data (Russian) | |
Rajan et al. | Reconciliation of log and capillary pressure based water saturation in the Fateh Thamama Reservoir, Dubai | |
Abu-Khamsin | Basic Properties of Reservoir Rocks | |
SU1405009A1 (ru) | Способ установлени положени водонефт ного контакта |