NO20110649A1 - Fremgangsmate for bestemmelse av kondesatmetning i bunnhullssonen for en bronn i et reservoir for gasskondensat - Google Patents
Fremgangsmate for bestemmelse av kondesatmetning i bunnhullssonen for en bronn i et reservoir for gasskondensat Download PDFInfo
- Publication number
- NO20110649A1 NO20110649A1 NO20110649A NO20110649A NO20110649A1 NO 20110649 A1 NO20110649 A1 NO 20110649A1 NO 20110649 A NO20110649 A NO 20110649A NO 20110649 A NO20110649 A NO 20110649A NO 20110649 A1 NO20110649 A1 NO 20110649A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- condensate
- formation
- saturation
- gas
- parameters
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 26
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 26
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
- E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
-
- 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
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
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 And Detection Of Objects (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen vedrører utvikling av gass-/kondensatforekomster og kan bli anvendt for å bestemme rådende kondensatmetning i nærbrønnsonen i formasjonen. Fremgangsmåten for å bestemme rådende kondensatmetning i nærbrønnsonen krever måling av formasjonsbergartsparametere og formasjonsfluidparametere før oppstart av gass-/kondensatproduksjon og opprettelse av en numerisk modell for endringen av nøytronloggingssignalet under produksjonsperioden for de målte formasjonsbergartsparametrene og formasjonsfluidparametrene og forventet kondensatmetningsverdi. Når brønnens produktivitet avtar under produksjonsperioden, blir nøytronlogging utført og deretter blir de målte signalene sammenliknet med modellberegningene, og basert på bestemmelsen av beste sammenfall mellom de målte og simulerte nøytronloggingssignålene blir kondensatmetningen bestemt.
Description
Oppfinnelsen vedrører utvikling av gass-/kondensatfelter og kan bli anvendt for testing for å bestemme rådende kondensatmetning i en nærbrønnsone i en formasjon.
Under utvikling av gass-/kondensatfelter oppstår det et behov for å bestemme rådende kondensatmetning i formasjonen fordi produktiviteten til borehullet på gass-/kondensatfelter ofte faller markant som følge av "drop-out" av kondensat i nærbrønnsonen og delvis sperring av tilstrømningen av gass inn i borehullet. Følgelig kan metningen til formasjonsfluidet i nærbrønnsonen stige til 40-60%, og borehullets produktivitet kan avta dramatisk. Utvikling av gasskondensatforekomster ved trykk under duggpunktet fører til kondensering av flytende hydrokarboner i produksjonsformasjonen. Et særegent trekk ved nærbrønnsonen er forskjellen i sammensetningen til gass- og væskefasene og formasjonens kondensatmetning fra de respektive parametrene i den andre delen av formasjonen. Under duggpunktet påvirkes produksjonsnedgangsraten av den såkalte "kondensatbanken" — sonen rundt brønnhullet med høy kondensatmetning; kondensatbankene kan ha en radius på flere titalls meter. Samtidig kan borehullets produktivitetsfaktor bli redusert med en faktor 3 - 4.
Inntil nå har det ikke vært mulig å bestemme kondensatmetning i nærbrønnsonen ved hjelp av geofysiske undersøkelsesmetoder. Det har vært gjort forsøk på å bestemme kondensatmetning i gass-/kondensatformasjoner, men alle disse har bestemt kondensatmetningen i hele reservoaret og ikke muliggjort bestemmelse av kondensatmetningen i nærbrønnsonen. Derfor beskriver USSR Certificates of Authorship nr. 1514918 og 1645484 fremgangsmåter for å bestemme metningen til et gassVkondensatreservoar med flytende hydrokarboner gjennom injeksjon av indikatorer som er løselige i flytende hydrokarboner og indikatorer som er inerte for de flytende hydrokarbonene med gassbæreren inn i reservoaret gjennom injeksjonsbrønnen, med påfølgende registrering av tidspunktet indikatorene dukker opp i borehullsproduktene.
Oppfinnelsen det kreves beskyttelse for løser problemet med å bestemme den rådende kondensatmetningsverdien i en nærbrønnsone for både forede og åpne brønnhull.
Den krevde fremgangsmåten for å bestemme rådende kondensatmetning i en nærbrønnsone i en gasskondensatformasjon omfatter følgende trinn. A) Formasjonsbergartsparametrene og formasjonsfluidparametrene blir målt før oppstart av systematisk gass-/kondensatproduksjon, og derfor før begynnende ansamling av kondensat i nærbrønnsonen; B) en numerisk modell for endringen av et nøytronloggingssignal for de målte parametrene for formasjonen, formasjonsfluidet og forventet varierende kondensatmetning blir opprettet, C) etter oppstart av gassVkondensatproduksjonen, når brønnens produktivitet avtar, blir en nøytronlogging utført og deretter blir de målte signalene sammenliknet med modellberegningene og kondensatmetningen blir bestemt basert på beste sammenfall mellom de målte og simulerte nøytronloggingssignalene. Formasjons-og formasjonsfluidparametrene som måles før oppstart av brønnhullsoperasjonen omfatter formasjonens porøsitet, bergartenes mineralsammensetning, PVT-data for formasjonsgassen, omfattende sammensetning og duggpunkt. De angitte parametrene blir målt med bruk av tradisjonelle loggemetoder, omfattende nøytronlogging, og med bruk av kjerneprøve- og fluidprøvetester.
Den forventede kondensatmetningen blir bestemt gjennom hydrodynamisk modellering av gass/kondensat-blandingen for de aktuelle reservoar- og formasjonsfluidparametrene og fasepermeabilitetsfunksjoner, og for å sikre best mulig sammenfall mellom de målte og simulerte nøytronloggingsmetodene blir fasepermeabilitetsfunksjonene korrigert.
Oppfinnelsen er basert på en ny metode for "time-lapse" logging av data og gjør det mulig å bestemme den rådende kondensatmetningen i nærbrønnsonen.
I den første fasen blir en gasskondensatformasjon åpnet av et nyboret brønnhull undersøkt med bruk av tradisjonelt loggeutstyr og ved hjelp av fluidtester og formasjonstester. Den initielle kondensatmetningen i formasjonen er null eller ubetydelig. Disse standardmålingene vil resultere i et sett av karakteristiske data for formasjonsbergartene og formasjonsfluidet som omfatter data om formasjonens porøsitet, bergartenes mineralsammensetning, vannmetning og vannsammensetning, PVT-data for formasjonsgassen, omfattende dens sammensetning og duggpunkt. Etter dette tas brønnen i bruk som en produksjonsbrønn. I denne fasen, dersom reservoartrykket faller til under duggpunktet, vil det oppstå en ansamling av kondensat. Dette resulterer i den såkalte "kondensatbanken" rundt brønnhullet.
Etter en gitt brønndriftsperiode kan en betydelig økning av kondensatmetningen rundt brønnhullet forventes. Indirekte kan denne observeres som en reduksjon av produktivitetsfaktoren. I denne fasen kan nøytronlogging bli anvendt for å evaluere rådende kondensatmetning i kondensatbanken. En hvilken som helst nøytronloggemetode som er følsom for hydrogenindeks kan bli anvendt. Brønnhullet kan være åpent eller foret ettersom nøytronfluksen er i stand til å trenge gjennom stålrør. Signalet som observeres er ikke i seg selv i stand til å skille mellom gassmetning og kondensatmetning fordi det avhenger av metningen, fasetettheten og fasesammensetningen (forutsatt at andre faktorer, som bergarts-og vannparametere er uendret). Imidlertid kan usikkerheten i gass/kondensat-blandingens egenskaper reduseres til kun den ukjente metningen ved hjelp av tradisjonell hydrodynamisk sammensetningsmodellering. Med kunnskap om brønnens produksjonshistorie er det mulig å utføre et antall numeriske eksperimenter som skiller seg fra hverandre ved fasepermeabilitetsfunksjoner. De numeriske eksperimentene vil resultere i et sett av teoretiske instanser av gass/olje-blandingsparametere som skiller seg betydelig fra hverandre ved metningsverdiene. Med bruk av dette settet av instanser er det mulig å simulere nøytronloggingssignaler. Ved å sammenlikne disse med det målte signalet er det mulig å bestemme den faktiske tilstanden av gass/kondensat-blanding nær brønnhullet. Dette vil gjøre det mulig å evaluere rådende kondensatmetning og andre egenskaper ved gass/kondensat-blandingen.
Ved å anvende hydrodynamisk modelleringsprogramvare for gass/kondensat-blandinger (f .eks. Eclipse-300) får vi som utdata forventet kondensatmetning, gass- og kondensatsammensetning. De aktuelle inndataene til simuleringsprogramvaren omfatter dataene om den lokale geologiske strukturen (omfattende fordeling av porøsitet og permeabilitet langs brønnhullet), trykk- og temperaturdata for formasjonen, termodynamiske data og fysisk-kjemiske egenskaper ved formasjonsfluidene oppnådd fra standardmålingene før produksjonsstan", data om brønnens produksjonshistorie og
fasepermeabilitetsfunksjoner. Fasepermeabilitetsfunksjonene kan bli inntatt som
en gitt gjeldende approksimasjon (fra kjernetestdataene eller fra en tilsvarende formasjon).
For å evaluere den rådende kondensatmetningen nær brønnhullet blir en numerisk modell av nøytronloggingssignalet anvendt. Innparametrene til modellen omfatter formasjonens porøsitet og vannmetning, vannsammensetning, bergartenes mineralsammensetning, PVT-data for formasjonsgassen, omfattende sammensetning og duggpunkt, samt forventet kondensatmetning, kondensat- og gassammensetning oppnådd under den hydrodynamiske simuleringen av gass/kondensat-blandingsparametrene.
Den rådende kondensatmetningen blir bestemt av resultatene av den beste tilnærmingen av de simulerte og målte nøytronloggingssignalene. Dersom resultatene avviker blir fasepermeabilitetsfunksjonene korrigert for å oppnå den beste tilnærmingen av de målte og simulerte nøytronloggingssignalene. Iterasjonssekvensen avbrytes når avviket mellom det virkelige loggesignalet og det simulerte signalet er ubetydelig. På dette tidspunktet blir det neste datasettet innhentet: kondensatmetning, formasjonens gass- og kondensatsammensetning, fasepermeabilitetsfunksjoner.
Claims (4)
1. Fremgangsmåte for å bestemme rådende kondensatmetning i en nærbrønnsone i en gass-/kondensatformasjon, omfattende de trinn å: måle formasjonsbergartsparametrene og formasjonsfluidparametrene før oppstart av produksjon, opprette en numerisk modell for endringen av nøytronloggingssignalene for de målte formasjonsbergartsparametrene og formasjonsfluidparametrene og forventet kondensatmetningsverdi, drifte brønnen og produsere en gass/kondensat-blanding, utføre nøytronlogging etter at brønnens produktivitet har avtatt, sammenlikne de målte signalene med modellberegningene, og bestemme rådende kondensatmetning basert på bestemmelse av beste sammenfall mellom de målte og simulerte nøytronloggingsignalene.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der formasjonsbergartsparametrene og formasjonsfluidparametrene som måles før brønnhullsoperasjonen omfatter formasjonens porøsitet, bergartenes mineralsammensetning, vannmetning og vannsammensetning, PVT-data for formasjonsgassen, omfattende sammensetning og duggpunkt.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2, der formasjonsbergartsparametrene og formasjonsfluidparametrene måles med bruk av tradisjonelle loggemetoder, omfattende nøytronlogging, og med bruk av kjerneprøve- og fluidprøvetester.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der den forventede kondensatmetningen bestemmes ved hjelp av hydrodynamisk simulering av gass/kondensat-blandingen for de gitte formasjonsparametrene, formasjonsfluidene og fasepermeabilitetsfunksjonene, og for å oppnå best mulig sammenfall mellom de målte og simulerte nøytronloggingssignalene blir fasepermeabilitetsfunksjoner korrigert.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008138645/03A RU2386027C1 (ru) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
PCT/RU2009/000504 WO2010039061A1 (ru) | 2008-09-30 | 2009-09-30 | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20110649A1 true NO20110649A1 (no) | 2011-04-29 |
Family
ID=42073695
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20110649A NO20110649A1 (no) | 2008-09-30 | 2011-04-29 | Fremgangsmate for bestemmelse av kondesatmetning i bunnhullssonen for en bronn i et reservoir for gasskondensat |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8606523B2 (no) |
NO (1) | NO20110649A1 (no) |
RU (1) | RU2386027C1 (no) |
WO (1) | WO2010039061A1 (no) |
Families Citing this family (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2385413C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-03-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
RU2602249C1 (ru) * | 2015-10-20 | 2016-11-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине |
CN105547961B (zh) * | 2016-01-05 | 2018-02-16 | 西南石油大学 | 衰竭式开发砂岩凝析气藏储层中反凝析油饱和度确定方法 |
CN111458253B (zh) * | 2019-01-18 | 2022-02-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种反凝析油饱和度的测试方法及装置 |
CN112112639B (zh) * | 2019-06-21 | 2023-09-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种凝析气藏循环注气条件下地层压力确定方法及系统 |
CN115506760B (zh) * | 2022-10-11 | 2023-06-20 | 东北石油大学 | 一种提高凝析油气井筒举升效率的方法 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1404640A1 (ru) * | 1986-02-14 | 1988-06-23 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ определени флюидонасыщенности пласта |
SU1514918A1 (ru) | 1988-01-04 | 1989-10-15 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами |
SU1645484A1 (ru) | 1989-03-30 | 1991-04-30 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами |
US5528030A (en) * | 1995-03-17 | 1996-06-18 | Western Atlas International, Inc. | System for determining gas saturation of a formation and a wellbore through casing |
US5909772A (en) | 1997-04-04 | 1999-06-08 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for estimating liquid yield of a gas/condensate reservoir |
RU2143065C1 (ru) | 1998-07-24 | 1999-12-20 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий РАО "Газпром" | Способ прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и его суммарной добычи для залежей с высоким содержанием конденсата |
RU2196228C2 (ru) | 2000-07-24 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Способ локальных геофизических исследований газовых скважин |
RU2232409C1 (ru) | 2003-03-24 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" | Способ определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах и устройство для его осуществления |
RU2385413C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-03-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
-
2008
- 2008-09-30 RU RU2008138645/03A patent/RU2386027C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-09-30 US US13/121,287 patent/US8606523B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-30 WO PCT/RU2009/000504 patent/WO2010039061A1/ru active Application Filing
-
2011
- 2011-04-29 NO NO20110649A patent/NO20110649A1/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2386027C1 (ru) | 2010-04-10 |
US20110276271A1 (en) | 2011-11-10 |
US8606523B2 (en) | 2013-12-10 |
WO2010039061A1 (ru) | 2010-04-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2003228340B2 (en) | Method and apparatus for simulating PVT parameters | |
NO20110645A1 (no) | Fremgangsmate for a bestemme gassmetning i en bunnhullssone for en bronn i en volatil oljeforekomst | |
US7849736B2 (en) | Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same | |
NO20110649A1 (no) | Fremgangsmate for bestemmelse av kondesatmetning i bunnhullssonen for en bronn i et reservoir for gasskondensat | |
US11111778B2 (en) | Injection wells | |
Sullivan et al. | Post-fracture pressure decay: A novel (and free) stage-level assessment method | |
NO322629B1 (no) | Forbedret fremgangsmate og apparat for a forutse fluidkarakteristikker i et bronnhull | |
Jamali et al. | Application of capacitance resistance models to determining interwell connectivity of large-scale mature oil fields | |
Ibrahim et al. | Integration of pressure-transient and fracture area for detecting unconventional wells interference | |
RU2474687C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей | |
US3285064A (en) | Method for defining reservoir heterogeneities | |
CA2649483A1 (en) | Refined analytical model for formation parameter calculation | |
RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
Yang et al. | Permeability interpretation from wireline formation testing measurements with consideration of effective thickness | |
RU2531499C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине | |
Nie et al. | Time-tracking tests and interpretation for a horizontal well at different wellbore positions | |
Love et al. | Monitoring a unique field through depressurisation; a cased hole logging plan to optimise blowdown performance | |
Liu et al. | Method of predicting tight gas deliverability from conventional well logging data based on experimental simulation | |
Alvarez et al. | Evaluation of a Fractured Tight Reservoir in Real-Time: The importance of Detecting Open Fractures While Drilling with Accurate Mud Flow Measurement | |
Blinov et al. | Expanding the Capabilities of Modern Wireline Formation Testers for Understanding the Structure of Tight and Fractured Suprasalt Carbonate Field in West Kazakhstan | |
Wilson | Wireless Downhole Gauges Help Maximize Value of Appraisal Test in Abandoned Well | |
Del Rey et al. | Direct permeability estimation using production log | |
Ahmed | An Analytical Approach to Utilize Temperature and Pressure Profile of a Multi-zone Well in Estimating Zonal Flow Contributions | |
Kristoň et al. | Analysis of well testing-well Pr2, Prušánky field | |
Abdulkadhim et al. | A Review on Pressure Transient Analysis in Multilayer Reservoir: South Iraq Case Study |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |