RU2052094C1 - Method of determination of relative discharges of oil pools exploited jointly - Google Patents
Method of determination of relative discharges of oil pools exploited jointly Download PDFInfo
- Publication number
- RU2052094C1 RU2052094C1 RU93047780/03A RU93047780A RU2052094C1 RU 2052094 C1 RU2052094 C1 RU 2052094C1 RU 93047780/03 A RU93047780/03 A RU 93047780/03A RU 93047780 A RU93047780 A RU 93047780A RU 2052094 C1 RU2052094 C1 RU 2052094C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- absorption
- spectrum
- jointly
- determination
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для контроля за разработкой нефтяных месторождений с рядом совместно эксплуатируемых пластов. The invention relates to the oil industry and is intended to control the development of oil fields with a number of jointly exploited formations.
Известны способы идентификации нефтей, основанные на исследовании их химического состава и свойств ингредиентов, температур кипения или характеристик параметров распределения состава по стандартным температурам кипения. Способы эффективны для решения практических задач нефтехимии и нефтепереработки, но не применимы для исследования геофизики и геохимии нефтяных пластов, т. к. имеют погрешность более высокую, чем физико-химические различия нефтей перфориро- ванных пластов. Known methods for identifying oils based on the study of their chemical composition and properties of ingredients, boiling points or characteristics of the distribution parameters of the composition at standard boiling points. The methods are effective for solving the practical problems of petrochemistry and oil refining, but are not applicable for the study of geophysics and geochemistry of oil reservoirs, because they have a higher error than the physicochemical differences of the oils of perforated reservoirs.
Известен ряд способов идентификации пластов с помощью метода электронного парамагнитного резонанса, основанных на регистрации сигнала ванадиловых и т. п. комплексов или свободных радикалов. Сравнительно высокая погрешность известных способов обусловлена, в частности, изменением состава проб нефтей в процессе хранения (испарение легких фракций, коагуляция и т.д.). There are a number of methods for identifying formations using the electron paramagnetic resonance method, based on the registration of the signal of vanadyl complexes, etc. complexes or free radicals. The relatively high error of the known methods is due, in particular, to a change in the composition of oil samples during storage (evaporation of light fractions, coagulation, etc.).
Известны также способы идентификации нефтей, использующие электронную абсорбционную спектроскопию в видимой области спектра. Неточность известных способов обусловлена тем, что определяемый при фиксированной длине волны удельный показатель поглощения вследствие испарения легких фракций претерпевает батохромный или гипсохромный сдвиг. Oil identification methods using electronic absorption spectroscopy in the visible spectrum are also known. The inaccuracy of the known methods is due to the fact that the specific absorption coefficient determined at a fixed wavelength due to the evaporation of light fractions undergoes a bathochromic or gypsochrome shift.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов, включающий отбор проб нефти из каждого продуктивного пласта и определение значений удельного поглощения излучения отобранных проб в видимой области электромагнитного спектра при определенной длине волны для последующего определения по их соотношению относительных дебитов пластов. The closest technical solution to the proposed one is a method for determining the relative production rates of jointly exploited oil reservoirs, including sampling oil from each reservoir and determining the specific radiation absorption of the selected samples in the visible region of the electromagnetic spectrum at a specific wavelength for subsequent determination by their ratio of the relative production rates .
Невысокая точность пpототипа при определении дебита таких литологически близких пластов, как пласты месторождений Сибирского региона, обусловлена тем, что различие между удельными показателями поглощения соседних пластов оказывается соизмеримо с ошибкой эксперимента. The low accuracy of the prototype in determining the flow rate of lithologically close strata such as strata of deposits in the Siberian region is due to the fact that the difference between the specific absorption indices of neighboring strata is comparable with the experimental error.
На чертеже приведены спектры поглощения нефтей пластов Б11 (кривая 1) и Б10+11 (кривая 2) Южно-Сургутского месторождения (скв. 5392 и 5492 соответственно), сливание которых типично для спектров таких нефтей.The drawing shows the absorption spectra of oils of formations B 11 (curve 1) and B 10 + 11 (curve 2) of the South Surgut field (
Кроме того, определение показателя поглощения при фиксированной длине волны по прототипу некорректно из-за возможности смещения спектральных линий вследствие межмолекулярных взаимодействий компонентов нефти. In addition, the determination of the absorption index at a fixed wavelength according to the prototype is incorrect due to the possibility of a shift in the spectral lines due to intermolecular interactions of the oil components.
Целью изобретения является повышение точности способа определения относительных дебитов совместно эксплуати- руемых пластов и обеспечение работоспособности способа для идентификации пластов с близкими физико-химическими характеристиками. The aim of the invention is to increase the accuracy of the method for determining the relative production rates of jointly exploited formations and to ensure the operability of the method for identifying formations with similar physicochemical characteristics.
Достигается это тем, что определение значений удельного поглощения излучения отобранных проб пpоизводят в видимой и ближней ультрафиолетовой области электромагнитного спектра при нескольких длинах волн, после чего определяют вероятность поглощения излучения проб нефти в указанной области спектра по интегральному спектру пробы во всем интервале длин волн согласно выражению
K 
λ1,λ2 границы спектра, нм;
Q эмпирическая константа спектра, г/см · л; а об относительных дебитах совместно эксплуатируемых пластов судят по формулам:
qi= 
qj 1 qi, где рх вероятность поглощения излучения пробы нефти совместно эксплуатируемых пластов, нм-1;
pi, pj вероятности поглощения излучения проб нефти соответственно i-го и j-го пластов, нм-1.This is achieved by the fact that the determination of the values of specific absorption of radiation of the samples taken is carried out in the visible and near ultraviolet regions of the electromagnetic spectrum at several wavelengths, after which the probability of absorption of radiation of oil samples in the specified region of the spectrum is determined from the integral spectrum of the sample in the entire wavelength range according to the expression
K
λ 1 , λ 2 the boundaries of the spectrum, nm;
Q empirical constant of the spectrum, g / cm · l; and the relative flow rates of jointly exploited formations are judged by the formulas:
q i =
q j 1 q i , where p is the probability of absorption of radiation from a sample of oil from jointly exploited formations, nm -1 ;
p i , p j the probability of absorption of radiation of oil samples, respectively, of the i-th and j-th layers, nm -1 .
Большинство классических методов спектроскопии включают разделение сложной смеси на компоненты или фракции с последующим спектральным анализом. Для изучения нефтей, состав и структура которых полностью не известны, а фракционный состав перекрывается между собой, такой подход не применим. Most classical spectroscopy methods include the separation of a complex mixture into components or fractions, followed by spectral analysis. For the study of oils, the composition and structure of which are not completely known, and the fractional composition overlaps with each other, this approach is not applicable.
Принципиально новый феноменологический подход к электронной абсорбционной спектроскопии многокомпонентных систем позволил получать информацию о свойствах таких систем на основе изучения спектра как единого целого без выделения компонентов и определения характеристических частот. Показано, что в рамках предложенной авторами модели следствием Бернуллиевского распределения энергетических уровней в многокомпонентных системах является Пуассоновское распределение интенсивностей в спектрах поглощения. Установлено, что при малых вероятностях поглощения излучения (Р ->> 0) спектр в ближней УФ и видимой области аппроксимируется экспоненциальным распределением:
Показано, что для полного описания и идентификации электронных спектров многокомпонентных смесей различной природы необходимо и достаточно три параметра: вероятность светопоглощения Р, фактор интенсивности Q и фактор тонкой структуры Тс, которые являются своеобразными "отпечатками пальцев" многокомпонентных стохастических систем.A fundamentally new phenomenological approach to electronic absorption spectroscopy of multicomponent systems made it possible to obtain information on the properties of such systems based on the study of the spectrum as a whole without isolating the components and determining the characteristic frequencies. It is shown that in the framework of the model proposed by the authors, a consequence of the Bernoulli distribution of energy levels in multicomponent systems is the Poisson distribution of intensities in the absorption spectra. It is established that at low probabilities of radiation absorption (P -> 0), the spectrum in the near UV and visible region is approximated by an exponential distribution:
It is shown that for a complete description and identification of the electronic spectra of multicomponent mixtures of various nature, three parameters are necessary and sufficient: light absorption probability P, intensity factor Q and fine structure factor T c , which are kind of “fingerprints” of multicomponent stochastic systems.
В то же время при оценке точности, которая проводилась на наиболее нестабильной и плоховоспроизводимой в аналитических экспериментах части нефтей, асфальто-смолистых веществах, авторами установлено, что для описания и идентификации спектров пластовых нефтей, близких по физико-химическим свойствам, необходимо и достаточно использовать лишь один параметр Р; параметры Q и Тс дают в этом случае максимальную ошибку (табл.1).At the same time, when assessing the accuracy that was carried out on the most unstable and poorly reproducible part of oils, asphalt-resinous substances in analytical experiments, the authors found that to describe and identify the spectra of reservoir oils that are close in physical and chemical properties, it is necessary and sufficient to use only one parameter P; the parameters Q and T c give in this case the maximum error (Table 1).
Таким образом, аппроксимацию спектров нефтей совместно эксплуатируемых пластов оказалось возможным производить по формуле (1). Thus, it was possible to approximate the spectra of oils of jointly exploited formations by the formula (1).
Предлагаемый способ осуществляется следующей последовательностью операций. The proposed method is carried out by the following sequence of operations.
Отбор проб нефтей каждого из совместно эксплуатируемых нефтяных пластов и подготовка образцов к исследованию: экстракция, фильтрация, взвешивание, растворение в растворителе и расчет концентрации С полученного раствора. Oil sampling of each of the jointly exploited oil reservoirs and preparation of samples for research: extraction, filtration, weighing, dissolution in a solvent and calculation of concentration C of the resulting solution.
Снятие спектров проб нефтей в видимой и ближней УФ-области спектра с измерением оптических плотностей D для определения удельных коэффициентов поглощения и после аппроксимации спектра по уравнению (1) вероятностей светопоглощения. Measurement of the spectra of oil samples in the visible and near UV spectral regions with the measurement of optical densities D to determine the specific absorption coefficients and after approximating the spectrum according to equation (1) of the absorption probabilities.
Определение относительных дебитов совместно эксплуатируемых пластов по формуле (2). Determination of the relative production rates of jointly exploited formations by the formula (2).
Pасчет концентраций раствора осуществляют по формуле
C1= 
g2 вес раствора для определения оптической плотности, г;
ρраств. плотность растворителя, г/см3.The concentration of the solution is carried out according to the formula
C 1 =
g 2 the weight of the solution to determine the optical density, g;
ρ sol. the density of the solvent, g / cm 3 .
Если раствор имеет темную окраску, то его разбавляют до бледно-желтой окраски и рассчитывают концентрацию приготовленного раствора
С2= 
g4 вес растворителя, г;
С1 концентрация первоначально приготовленного раствора, г/л.If the solution has a dark color, then it is diluted to a pale yellow color and the concentration of the prepared solution is calculated
C 2 =
g 4 weight of solvent, g;
With 1 concentration of the originally prepared solution, g / l.
Применим любой спектрофотометр, позволяющий вести измерения в видимой и УФ-области спектра. Запись спектров растворов нефтей производят в области 285-800 нм в кюветах подобранной толщины L от 0,1 до 1,0 см. В канале сравнения парная кювета с чистым растворителем (толуолом). Спектр снимают при нескольких длинах волн. Удельные показатели поглощения определяют по известному уравнению
K 
Примеры конкретного осуществления способа.We can use any spectrophotometer that allows measurements in the visible and UV spectral regions. Spectra of oil solutions are recorded in the range of 285-800 nm in cuvettes of a selected thickness L from 0.1 to 1.0 cm. In the comparison channel, a pair cuvette with a pure solvent (toluene). The spectrum is taken at several wavelengths. The specific absorption is determined by the well-known equation
K
Examples of specific implementation of the method.
П р и м е р 1. Определение относительных дебитов пластов АС4 и АС5-6 Южно-Балыкского месторождения.PRI me
Для разделения продукции пластов были отобраны пробы нефтей по скважинам N 1551 (пласт АС4), NN 219, 335, 209, 76, 337 (пласт АС5-6), NN 191, 19, 73, 189, 82, 200, 17а (пласты АС4 и АС5-6) и N 176 (пласты АС5-6 и БС10).To separate the production of formations, oil samples were taken from wells N 1551 (reservoir AC 4 ),
После обезвоживания и центрифугирования пpоб были сняты спектры нефтей в растворе толуола, в области 350-700 нм. Условия записи спектров: источник света лампа накаливания; шкала 0,1-1,4; масштаб регистрации "нормальный"; скорость записи 11 мин на 1 лист бумаги. After dehydration and centrifugation of the sample, the spectra of the oils in a toluene solution were recorded in the region of 350-700 nm. Spectrum recording conditions: incandescent light source; scale 0.1-1.4; registration scale is "normal"; write speed 11 min per 1 sheet of paper.
Найдены оптические плотности Д и удельные показатели поглощения К при каждой из аналитических длин волн. Затем аппроксимацией по уравнению (1) значений К от длины волны методом наименьших квадратов определены вероятности светопоглощения. Затем по уравнениям (2) найдены доли каждого из пластов в добыче нефти (табл.2). The optical densities D and specific absorption indices K were found for each of the analytical wavelengths. Then, by approximating, according to equation (1), the values of K from the wavelength using the least square method, the probability of light absorption is determined. Then, according to equations (2), the fractions of each of the layers in oil production were found (Table 2).
Параллельно с привлечением каротажного материала оценивались доли каждого из пластов в добыче нефти по гидропроводности ε
ε 
hi толщина i-го пропластка пласта, м;
μ вязкость пластовой жидкости, МПа · с;
n число пропастков пласта.In parallel with the use of logging material, the shares of each of the strata in oil production by hydraulic conductivity ε were estimated
ε
h i the thickness of the i-th layer of the reservoir, m;
μ viscosity of the reservoir fluid, MPa · s;
n the number of subsurface formation.
Данные, полученные по гидропроводности, также приведены в табл.2. The data obtained by hydraulic conductivity are also given in table 2.
Совпадение данных, полученных по предлагаемому способу и по гидропроводности, подтверждает применимость способа. The coincidence of the data obtained by the proposed method and the hydraulic conductivity confirms the applicability of the method.
В то же время проведенная оценка долевого участия пластов с применением ЭПР-спектроскопии (один из способов-аналогов) коррелирует с данными по гидропроводности слабо (табл.2), так как разброс значений Z, являющихся параметром идентификации в аналоге, по разным пластам порядка точности метода (± 0,65 отн.единиц). At the same time, the conducted evaluation of the fractional participation of the formations using EPR spectroscopy (one of the analogous methods) correlates weakly with the data on hydraulic conductivity (Table 2), since the scatter of the Z values, which are the identification parameter in the analogue, across different formations is of the order of accuracy method (± 0.65 rel. units).
П р и м е р 2. Определение относительных дебитов пластов Б10 и Б11 Южно-Сургутского месторождения. Методика эксперимента и расчетов аналогична примеру 1. Результаты в табл.3. Приведенные данные показывают, что даже в таком исключительно сложном случае, как пласты Б10 и Б11, содержащие до 4 пропластков, относительная ошибка порядка 20% Следовательно, предлагаемый способ позволяет разделять продукцию литологически близких пластов.PRI me R 2. Determination of the relative flow rates of layers B 10 and B 11 of the South Surgut field. The experimental technique and calculations are similar to example 1. The results in table.3. The data presented show that even in such an extremely complex case as formations B 10 and B 11 containing up to 4 layers, the relative error is of the order of 20%. Therefore, the proposed method allows to separate the production of lithologically close formations.
Разделение продукции пластов Б10 и Б11 по данным ЭПР оказалось невозможным из-за низкой чувствительности метода при анализе нефтей литологически близких пластов.Separation of production of formations B 10 and B 11 according to EPR data was impossible due to the low sensitivity of the method in the analysis of oils of lithologically close formations.
Таким образом, предлагаемый способ, в отличие от известных аналогов и прототипа, позволяет определять относительные дебиты даже литологически близких продуктивных пластов. Thus, the proposed method, in contrast to the known analogues and prototype, allows you to determine the relative flow rates of even lithologically close productive formations.
Способ надежен, доступен в лабораторном оформлении, легко поддается автоматизации и может быть использован в промысловых условиях. The method is reliable, available in laboratory design, easy to automate and can be used in commercial conditions.
Claims (1)
где K - интегральный удельный показатель поглощения, г/см • л,
λ1, λ2 - границы спектра, нм;
Q - эмпиридическая константа спектра, г/см • л,
а об относительных дебитах совместно эксплуатируемых пластов судят по формулам
qj=1-qi
где Px - вероятность поглощения излучения пробы нефти совместно эксплуатируемых пластов, нм- 1;
Pi, Pj - вероятности поглощения излучения проб нефти соответственно i-го и j-го пластов, нм- 1.METHOD FOR DETERMINING RELATIVE DEBITS OF JOINTLY OPERATED OIL LAYERS, including oil sampling from each reservoir and determining the specific radiation absorption values of the selected samples, followed by determining the relative production rates of the jointly operated oil reservoirs, characterized in that the determination of the specific radiation absorption values is selected and visible near ultraviolet region of the electromagnetic spectrum at several wavelengths, after which it is determined in probability of radiation absorption in said oil sample the spectrum of the integral spectrum of the sample over the entire wavelength range according to the expression
where K is the integral specific absorption rate, g / cm • l,
λ 1 , λ 2 - the boundaries of the spectrum, nm;
Q is the empiric constant of the spectrum, g / cm • l,
and the relative flow rates of jointly exploited formations are judged by the formulas
q j = 1-q i
where P x is the probability of absorption of radiation from a sample of oil from jointly exploited formations, nm - 1 ;
P i , P j are the probabilities of absorption of radiation from oil samples of the i-th and j-th layers, respectively, nm - 1 .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93047780/03A RU2052094C1 (en) | 1993-10-12 | 1993-10-12 | Method of determination of relative discharges of oil pools exploited jointly |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93047780/03A RU2052094C1 (en) | 1993-10-12 | 1993-10-12 | Method of determination of relative discharges of oil pools exploited jointly |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2052094C1 true RU2052094C1 (en) | 1996-01-10 |
| RU93047780A RU93047780A (en) | 1996-07-10 |
Family
ID=20148231
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93047780/03A RU2052094C1 (en) | 1993-10-12 | 1993-10-12 | Method of determination of relative discharges of oil pools exploited jointly |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2052094C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2625822C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-07-19 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of dual-completion production facility production current separate accounting |
| EA030391B1 (en) * | 2016-07-15 | 2018-07-31 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determining an oil reservoir hydroconductivity, and device for implementing the same |
| RU2682830C1 (en) * | 2017-10-23 | 2019-03-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Method of control of development of deposits with the estimation of development of viscous plastic oil reserves at the stage of watering of the plate |
-
1993
- 1993-10-12 RU RU93047780/03A patent/RU2052094C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Химия нефти. Под ред. Сюнцева З.И., Химия, 1984, с.360. Авторское свидетельство N 715781, МЛК E 21B 47/10, 1980. Авторское свидетельство СССР N 939746, МПК E 21B 47/10, 1982. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2625822C2 (en) * | 2016-01-11 | 2017-07-19 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of dual-completion production facility production current separate accounting |
| EA030391B1 (en) * | 2016-07-15 | 2018-07-31 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determining an oil reservoir hydroconductivity, and device for implementing the same |
| RU2682830C1 (en) * | 2017-10-23 | 2019-03-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Method of control of development of deposits with the estimation of development of viscous plastic oil reserves at the stage of watering of the plate |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5780850A (en) | API estimate using multiple fluorescence measurements | |
| US4814614A (en) | Method for characterizing oil-bearing inclusions via fluorescence microspectrophotometry | |
| US7705982B2 (en) | Methods and apparatus for analyzing fluid properties of emulsions using fluorescence spectroscopy | |
| CA1221847A (en) | Testing for the presence of native hydrocarbons down a borehole | |
| US5049738A (en) | Laser-enhanced oil correlation system | |
| US4802761A (en) | Optical-fiber raman spectroscopy used for remote in-situ environmental analysis | |
| US10684388B2 (en) | Discrimination analysis used with optical computing devices | |
| Fontana et al. | Raman spectroscopic sensors for inorganic salts | |
| US4990773A (en) | Method for determining the producibility of a hydrocarbon formation | |
| EP0794432B1 (en) | Method for determining oil content of an underground formation using cuttings | |
| US4977319A (en) | Method for determining oil content of an underground formation | |
| US2403631A (en) | Method for determining the petroleum hydrocarbon content of earth samples | |
| Nandakumar et al. | Hydrocarbon fluid inclusions, API gravity of oil, signature fluorescence emissions and emission ratios: an example from Mumbai offshore, India | |
| Hou et al. | Species identification and effects of aromatic hydrocarbons on the fluorescence spectra of different oil samples in seawater | |
| RU2052094C1 (en) | Method of determination of relative discharges of oil pools exploited jointly | |
| US7173242B2 (en) | Method for determining whether a rock is capable of functioning as an oil reservoir | |
| US20040016289A1 (en) | Apparatus and method for determining measures of the permeability of HC-bearing formations using fluorescence | |
| Smith et al. | Determination of ultraviolet light absorber longevity and distribution in automotive paint systems using ultraviolet micro-spectroscopy | |
| Henderson | The effects of absorption and self-absorption quenching on fluorescent intensities | |
| CA2597000A1 (en) | Methods and apparatus for analyzing fluid properties of emulsions using fluorescence spectroscopy | |
| US4093420A (en) | Mineral prospecting by organic diagenesis | |
| US2311151A (en) | Analysis of soil samples for determining oil content | |
| Jayanthi et al. | Feasibility of a 785 nm diode laser in Raman spectroscopy for characterizing hydrocarbon-bearing fluid inclusions in Mumbai Offshore Basin, India | |
| Deaton et al. | Spectral reflectance of conodonts: A step toward quantitative color alteration and thermal maturity indexes | |
| Rendel et al. | An innovative method for the quantification of small amounts of crude oil in water using a multi-wavelength separation analyzer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20051004 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061013 |