RU1805213C - Method for control of productivity of hydrocarbon-containing intervals - Google Patents
Method for control of productivity of hydrocarbon-containing intervalsInfo
- Publication number
- RU1805213C RU1805213C SU894642963A SU4642963A RU1805213C RU 1805213 C RU1805213 C RU 1805213C SU 894642963 A SU894642963 A SU 894642963A SU 4642963 A SU4642963 A SU 4642963A RU 1805213 C RU1805213 C RU 1805213C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- neutron
- well
- productivity
- anomalies
- intervals
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Использование: в нефтедобывающей промышленности дл выделени обводненных нефтегазонасыщенных интервалов. Сущность изобретени : в скважине предварительно провод т геофизические исследовани , затем закачивают в скважину термоконтрастирующий индикатор и нейт- роноконтрастирующее вещество, после чего измер ют-температуру вдоль ствола скважины и провод т нейтронометрию, что вы вленным согласованным термо- и нейтронным аномали м суд т об обводненности пласта, а по величине вновь вы вленных нейтринных аномалий - о продуктивности проницаемых интервалов. 4 ил. (ЛUsage: in the oil industry to isolate waterlogged oil and gas saturated intervals. SUMMARY OF THE INVENTION: Geophysical surveys are preliminarily performed in a well, then a thermocontrasting indicator and a neutron-contrasting substance are injected into the well, then the temperature along the borehole is measured and neutronometry is performed, which reveals consistent thermo-and neutron anomalies water cut of the reservoir, and the magnitude of newly detected neutrino anomalies is about the productivity of permeable intervals. 4 ill. (L
Description
Изобретение относитс к области горного дел а, а именно к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам селективного выделени обводненных нефтегазонасыщенных интервалов и повышени отдачи продуктивных пластов.The invention relates to the field of mining a, namely to the oil industry and, in particular, to methods for selectively isolating waterlogged oil and gas saturated intervals and increasing the productivity of reservoirs.
Цель изобретени - повышение достоверности контрол продуктивности углево- дородосодержащих интервалов..The purpose of the invention is to increase the reliability of the control of the productivity of hydrocarbon-containing intervals ..
На фйг.1 показан разрез скважины с продуктивными горизонтами; на фиг.2-каротаж-, ные термо- и нейтронна диаграммы, полученные до проведени операций; на фиг.З - каротажные диаграммы, полученные сразу после закачки в скважину хлористого кадми с метиловым спиртом; на фиг.4 - ре-. зультаты геофизических измерений, выполненные через заданный интервал времени после закачки термонейтроноконтрастирую- щего вещества.Figure 1 shows a section of a well with productive horizons; Fig. 2-log, thermo- and neutron diagrams obtained before operations; on Fig.3 - logs obtained immediately after injection into the well of cadmium chloride with methyl alcohol; figure 4 - re. results of geophysical measurements performed after a predetermined time interval after injection of a thermoneutron-contrasting substance.
Предлагаемый способ осуществл етс следующим образом. The proposed method is carried out as follows.
В скважине бурением вскрыт продуктивный горизонт 1, состо щий из пласта А - представленного нефтенасыщенным песчаником на карбонатном глинистом цементе, вл ющемс слабопроницаемым коллектором , отмечающийс на кривой ПС слабой отрицательной аномалией с относительной амплитудой ,3-0,4 с Кп 10-15%; пласт Б, представленный высокопористым слабоглинистым песчаником, на кривой ПС отмечаетс глубокой отрицательной аномалией ПС с относительной амплитудой ПС 0,8- 0,85 с Кп 20-22%, пласт В - высокопористый песчаник, также отмечаетс аномалией, где ,9-0,9, Кп 20-25%, пласт Г- наиболее высокопористый коллектор , на кривой ПС отмечаетс максимальным отклонением кривой ПС с иIn the well, drilling revealed productive horizon 1, consisting of formation A - represented by oil-saturated sandstone on carbonate clay cement, which is a low-permeability reservoir, marked on the PS curve by a weak negative anomaly with a relative amplitude of 3-0.4 with a CP of 10-15%; formation B, represented by highly porous weakly clayey sandstone, on the PS curve is marked by a deep negative PS anomaly with a relative PS amplitude of 0.8--0.85 with Kp of 20-22%, formation C is highly porous sandstone, also noted by the anomaly, where, 9-0, 9, Cp 20-25%, reservoir G is the most highly porous reservoir; on the PS curve, the maximum deviation of the PS curve with and
оabout
ел гоeat go
соwith
Кп 20-3р%, пласт Д - высокопористый коллектор с относительной амплитудой ,8-0,9сКп 20-25%.Kp 20-3r%, reservoir D - highly porous reservoir with a relative amplitude of 8-0.9sKp 20-25%.
Продуктивный интервал 1 обсажен обсадной колонной 2 и перекрыт цементным раствором в затрубном пространстве 3. Обсадна труба 2 перфорирована 4 во всем интервале продуктивного пласта 1. Сква- Жина оборудована насосно-компрессорной трубой 5 (НКТ). чу. :...--.Productive interval 1 is cased with casing 2 and blocked by cement in the annulus 3. The casing 2 is perforated 4 in the entire interval of the productive formation 1. The well is equipped with a tubing 5 (tubing). chew. : ...--.
В скважине, где отмечаетс поступление пластовой жидкости, дл выделени обврдненного интервала, провод т геофизические исследовани в следующей последовательности. ;V In the well, where formation fluid is being recorded, geophysical surveys are carried out in the following sequence to isolate the borehole interval. ; V
Провод т фоновые замеры термометрии и нейтронометрии, результаты которых представлены соответственно на диаграммах б и 7. :- -,.-. ;.: Background measurements of thermometry and neutronometry are carried out, the results of which are presented in diagrams b and 7, respectively: - -, .-. ;.:
: Затем подготавливают раствор хлористого кадми в метаноле и закачивают его в скважину. Соотношение термоконтрастиру- ющего вещества -метанола и нейтронно- контрастирующего вещества - солей хлористого кадми выбирают таким, чтобы оно соответствовало минерализации пластовых вод не менее 100 г/л. Это обосновываетс тем, что при высокой минерализации пластовых вод нейтронные методы исследовани скважин вл ютс наиболее эффективными , так как сечение захвата тепловых нейтронов хлористого кадми примерно в 50 раз выше, чем хлористого натри ,1 то, следовательно, концентраци хлористого кадми в закачиваемом растворе должна быть 5-1 г/л, что и будет соответствовать по нейтронным свойствам минерализации пластовых вод 200 г/л по хлористому натрию- : : .;.;:- -: ;:У /;; V ;- ./ ;-.- .: Then prepare a solution of cadmium chloride in methanol and pump it into the well. The ratio of the thermocontraining substance — methanol and the neutron-contrasting substance — cadmium chloride salts is chosen so that it corresponds to a mineralization of produced water of at least 100 g / l. This is justified by the fact that with high salinity of formation waters, neutron methods of well research are most effective, since the cross section for thermal neutron capture of cadmium chloride is about 50 times higher than sodium chloride, 1 therefore, the concentration of cadmium chloride in the injected solution should be 5-1 g / l, which will correspond to the neutron properties of formation water mineralization 200 g / l for sodium chloride -::..;.;: - -:;: У / ;; V; - ./; -.-.
Исход из диаметра скважины и мощно- ;Стй исследуемого интервала .рассчитывают объем требуемрго раствора. Этогобъем не менее чем в два раза должен превосходить объём скважины в интервале исследовани . -.-, После закачки раствора создают противодавление с целью предотвращени преж- д е в р ё м е н н о г о в ы н оса , м е ч е н Р г о , раствора из пласта и производ т терм о.мёт- рию и нейтронометрию (диаграммы соответственно 8 и 9 фиг.3). Нейтронометрию осуществл ют нейтронным каротажем по тепловым нейтронам. Based on the diameter of the well and power; Sty of the studied interval. Calculate the volume of the required solution. This volume should be at least twice as large as the well volume in the study interval. -.-, After injection of the solution, counter-pressure is created in order to prevent the previous wasp, tagging of the solution, the solution from the reservoir and the term is being washed - rya and neutronometry (diagrams, respectively 8 and 9 of figure 3). Neutronometry is carried out by neutron logging using thermal neutrons.
Обводненный интервал 1 определ ют по положительной аномалии 10 на диаграмме 8 термометрии и отрицательной аномалии 11 на диаграмме 9 нейтронометрии.The waterlogged interval 1 is determined by the positive anomaly 10 in the thermometry diagram 8 and the negative anomaly 11 in the neutronometry diagram 9.
Газонефтенасыщенные интервалы А, Б, Ё и Д определ ют по отсутствию термоаномалий на диаграмме 8 и соответственно поGas-saturated intervals A, B, E and D are determined by the absence of thermal anomalies in diagram 8 and, respectively, by
пониженным значени м аномалий 12, 13, 14 на кривой 9 нейтронометрии.lower values of anomalies 12, 13, 14 on neutronometry curve 9.
Дл определени возможных заколон- ных перетоков сопоставл ют нейтронометрию , полученную до закачки (диаграмма 6) и после закачки (диаграмма 9) контактирующего агента выше пласта А, по уменьшению показаний аномалии 15, полученной после закачки, суд т о наличии заколонных перетоков в затрубном пространстве 3 (фиг.2-4). Пласт А и вышележащие Интервалы не перфорированы .To determine possible annular cross-flows, the neutronometry obtained before injection (Figure 6) and after injection (Figure 9) of the contacting agent above formation A is compared, by decreasing the readings of anomaly 15 obtained after injection, the presence of annular flows in the annulus is judged 3 (Figs. 2-4). Plast A and the overlying Intervals are not perforated.
Достижениё п ос тавленной цели обосновываетс следующим.The achievement of the goal is justified as follows.
Применение в качестве термо-нейтро- ноконтрастирующей смеси метилового спирта, с хлористым кадмием, в отличие.от водных растворов, не ухудшает коллектор- скиё свойства (проницаемости) пласта ввиду отсутстви набухани глинистых частиц.The use of methyl alcohol and cadmium chloride as a thermo-neutron-contrasting mixture, in contrast to aqueous solutions, does not impair the reservoir properties (permeability) of the formation due to the absence of clay particles swelling.
Раствор хлористого кадми в метило;A solution of cadmium chloride in methyl;
вом спирте вл етс устойчивой во времениalcohol is stable over time
термо-нейтроноконтрастирующей смесью,thermo neutron contrasting mixture,
что позвол ет после ее закачки в скважинуwhich allows after its injection into the well
-в результате р да последовательных измерений проследить динамику образовани и временных изменений тёрмо-и нейтронных аномалий, что в конечном счете-повышает точность и надежность контрол продуктивности углеводородосодержащих интервалов , . .--.. . . . . ;- as a result of a series of consecutive measurements, to trace the dynamics of the formation and temporary changes of thermal and neutron anomalies, which ultimately increases the accuracy and reliability of monitoring the productivity of hydrocarbon-containing intervals,. .-- ... . . . ;
За вл емый способ позвол ет совместить процесс осушени скважины и прове: дени геофиз ических измерений, сократив The claimed method allows to combine the process of drainage of a well and conducting: geophysical measurements, reducing
количество спускоподъемных операций за; счет сокращени числа фоновых и текущих замеров, number of hoisting operations per; by reducing the number of background and current measurements,
Г Одновременное сн тие термо- и нейт- ронограмм повышает точность и упрощаетD Simultaneous removal of thermo- and neutron diffraction patterns increases accuracy and simplifies
обработку результатов исследований.processing research results.
Ф о р м у л а и з о б р е т е н и : Способ контрол продуктивности угле- водородосбдержащих интервалов,- включающий проведение фоновых геофизических измерений, закачку в скважину в качестве термоконтрастирующего индикатора, например , метилового спирта и последующее . измерение температурных аномалий вдольFormula: A method for monitoring the productivity of hydrocarbon-containing intervals, which includes background geophysical measurements, injection into the well as a thermocontraining indicator, for example, methyl alcohol, and the following. measurement of temperature anomalies along
ствола скважины, отличающийс тем, что, с целью повышени достоверности контрол , предварительно в метиловом спирте раствор ют хлористый кадмий и дополнительно , измер ют нейтронные аномалииwellbore, characterized in that, in order to increase the reliability of the control, cadmium chloride is first dissolved in methyl alcohol and, in addition, neutron anomalies are measured
вдоль ствола скважины, при этом об обводненности пласта, суд т по согласованнымalong the wellbore, while the water cut of the formation, judged according to agreed
термическим и нейтронным аномали м, оthermal and neutron anomalies, o
1 продуктивности - по величине вы вленных1 productivity - by the value of detected
нейтронных аномалий.neutron anomalies.
«им/выи одоод 000$ ,.0003} Р .риф.: .;.;,“Him / her odode 000 $, .0003} R .rif .:.;.;
O.tf ЈO.tf Ј
} Р } R
O.tf Ј W &O.tf Ј W &
Of 01Of 01
J38 ЮМ)J38 JUM)
8 : 98: 9
0№00 ifOOD №00 KW//0№00 ifOOD №00 KW //
РедакторEditor
Составитель И.Дивеев Техред М.МоргенталCompiled by I.Diveev Tehred M. Morgenthal
fev;; V- fev ;; V-
..
Корректор А.КозоризProofreader A. Kozoriz
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894642963A RU1805213C (en) | 1989-01-27 | 1989-01-27 | Method for control of productivity of hydrocarbon-containing intervals |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU894642963A RU1805213C (en) | 1989-01-27 | 1989-01-27 | Method for control of productivity of hydrocarbon-containing intervals |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1805213C true RU1805213C (en) | 1993-03-30 |
Family
ID=21425336
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU894642963A RU1805213C (en) | 1989-01-27 | 1989-01-27 | Method for control of productivity of hydrocarbon-containing intervals |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1805213C (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2471845C1 (en) * | 2011-05-31 | 2013-01-10 | Лонест Холдинг Корп. | Informative grouting mortar |
-
1989
- 1989-01-27 RU SU894642963A patent/RU1805213C/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
-Авторское свидетельство СССР № 972071, кл. Е 21 В 47/10, 1980. Авторское свидетельство СССР №1326054, кл. С 01 V 5/10, 1985. Авторское свидетельство СССР N5 972074, кл. Е 21 В 47/10. 1980. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2471845C1 (en) * | 2011-05-31 | 2013-01-10 | Лонест Холдинг Корп. | Informative grouting mortar |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Morin et al. | Fractured‐aquifer hydrogeology from geophysical logs; the Passaic Formation, New Jersey | |
Williams et al. | Preliminary delineation of contaminated water‐bearing fractures intersected by open‐hole bedrock wells | |
Mounce et al. | Natural potentials in well logging | |
CA1167372A (en) | Method for monitoring flood front movement during water flooding of subsurface formations | |
Novakowski et al. | Regional hydrogeology of the Silurian and Ordovician sedimentary rock underlying Niagara Falls, Ontario, Canada | |
US4052613A (en) | Log-inject-log in sand consolidation | |
US2387513A (en) | Well logging | |
CN109633118A (en) | A kind of contaminated site aeration zone and underground water pollution method for early warning | |
RU1805213C (en) | Method for control of productivity of hydrocarbon-containing intervals | |
Michalski et al. | Characterization of transmissive fractures by simple tracing of in‐well flow | |
Marine | Determination of the Location and Connectivity of Fractures in Metamorphic Rock with In‐Hole Tracers a | |
US4342222A (en) | Method for the determination of depth of a fluid-saturated stratum and fluid type | |
SU652317A1 (en) | Method of monitoring the water-filling of an oil-bearing bed | |
US4729960A (en) | Method of prospecting for hydrocarbon deposits | |
Parker et al. | GROUNDWATER QUALITY STRATIFICATION-ITS RELEVANCE TO SAWLING STRATEGY | |
SU832081A1 (en) | Method of measuring the formation pressure of collector rock | |
SU796399A1 (en) | Method of evaluating the formation saturation character | |
Barczewski et al. | Development of a lightfibre fluorometer for in-situ tracer concentration measurements | |
SU481009A1 (en) | Method of investigation of rocks | |
US3105900A (en) | Method of injectivity profile logging comprising injecting radioactive tracer near interface of fluids | |
Kwader | Resistivity-Porosity Cross Plots for Determining In Situ Formation Water Quality- Case Examples | |
SU817231A1 (en) | Method of determining flooding intervals of a producing formation | |
SU953197A1 (en) | Method of identifying flooded intervals of gas wells | |
SU1148982A1 (en) | Method of determining formation saturation character | |
RU2005878C1 (en) | Method for determination of water absorption by hard rocks |