RU2166086C1 - Method of oil pool reserves determination - Google Patents
Method of oil pool reserves determination Download PDFInfo
- Publication number
- RU2166086C1 RU2166086C1 RU99120848A RU99120848A RU2166086C1 RU 2166086 C1 RU2166086 C1 RU 2166086C1 RU 99120848 A RU99120848 A RU 99120848A RU 99120848 A RU99120848 A RU 99120848A RU 2166086 C1 RU2166086 C1 RU 2166086C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- determined
- boundaries
- reservoir
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения запасов месторождений с контуром сложной конфигурации типа Салымского и рифогенных залежей. The invention relates to the oil industry and can be used to determine the reserves of deposits with a contour of a complex configuration such as Salym and reef deposits.
Известен способ определения запасов нефтяной залежи, при котором размеры площади распространения залежи определяют оконтуриванием разведочными скважинами [1]. A known method for determining the reserves of oil deposits, in which the size of the distribution area of the deposits is determined by contouring by exploratory wells [1].
Недостатком способа является необходимость бурения разведочных скважин, в том числе и за контуром нефтеносности, по которым определяют границу залежи. The disadvantage of this method is the need for drilling exploratory wells, including beyond the oil circuit, which determine the boundary of the reservoir.
Известен способ определения границы залежи по результатам гидродинамических исследований скважин [2]. A known method for determining the boundary of the reservoir according to the results of hydrodynamic studies of wells [2].
Недостатком способа является необходимость использования при определении границы залежи - коэффициента пьезопроводности, который определяют помимо самих гидродинамических исследований, что вносит дополнительную погрешность в результаты определений размеров залежи и тем самым запасов нефти. The disadvantage of this method is the need to use when determining the boundary of the reservoir - the piezoelectric conductivity coefficient, which is determined in addition to the hydrodynamic studies themselves, which introduces an additional error in the results of determining the size of the reservoir and thereby oil reserves.
Известен способ определения запасов нефтяной залежи, включающий проведение гидродинамических исследований [3], являющийся наиболее близким аналогом предлагаемого способа. Недостатком способа является то, что, во-первых, способ неприменим на стадии разведки месторождения и на начальной стадии разработки для малого объема бурения скважин, во-вторых, не рассматривается способ определения ориентации граничной линии относительно скважины, в-третьих, не определено необходимое количество скважин, подлежащих исследованию, и, в-четвертых, способ не применим для полосообразного строения залежи. A known method for determining the reserves of oil deposits, including carrying out hydrodynamic studies [3], which is the closest analogue of the proposed method. The disadvantage of this method is that, firstly, the method is not applicable at the stage of field exploration and at the initial stage of development for a small amount of well drilling, secondly, the method for determining the orientation of the boundary line relative to the well is not considered, and thirdly, the required number is not determined wells to be investigated, and fourthly, the method is not applicable for the strip-like structure of the reservoir.
В изобретении решается задача определения ширины и ориентации на местности полосообразной залежи при минимальном количестве разбуренных скважин и при минимальном объеме гидродинамических исследований. The invention solves the problem of determining the width and orientation on the terrain of a strip-like deposit with a minimum number of drilled wells and with a minimum amount of hydrodynamic research.
Задача решается тем, что в способе определения запасов нефтяной залежи, включающем проведение гидродинамических исследований, согласно изобретению гидродинамические исследования проводят на залежи полосообразного строения на трех остановленных скважинах в условиях, исключающих взаимное влияние скважин, с продолжительностью исследования, обеспечивающей получение на кривой восстановления давления двух отраженных сигналов давления от ближней и дальней границ залежи и трех асимптотических участков кривой восстановления давления, определяют угловые коэффициенты наклонов трех участков кривой восстановления давления, подтверждают соответствие результатов исследований модели полосообразного строения залежи проверкой соотношения угловых коэффициентов на их соответствие соотношению 1:2:3, по результатам обработки гидродинамических исследований по каждой скважине определяют меньший и больший радиусы окружностей вокруг скважин, пропорциональные расстояниям от скважин до ближней и дальней границ залежи с общим коэффициентом пропорциональности, равным квадратному корню из коэффициента пьезопроводности, для трех скважин составляют сочетания из меньшего и/или большего радиусов окружностей вокруг скважин и для составленных сочетаний определяют коэффициенты пьезопроводности и расстояния до ближней и дальней границ полосообразной залежи, определяют возможные положения границ залежи, из возможных положений выбирают искомое положение границ залежи, определяют ориентацию границ залежи на местности, определяют ширину полосы залежи и по объему залежи и коллекторским свойствам и свойствам пластовой жидкости определяют запасы нефти, причем величины коэффициентов пьезопроводности определяют из формулы
где X+ и X- - два значения коэффициента пьезопроводности, см2/с, соответствующие знакам + и - первой скобки числителя и знакам -, + перед вторым слагаемым числителя, z - угол отклонения оси, соединяющей первую и вторую скважины, в направлении третьей скважины, град., величины x и y, см-1с1/2 определяют из формул
где индексы m, n, k = 1, 2, Rij - пропорциональный радиус окружности вокруг скважины, с1/2, индекс i = 1, 2, 3 - номер скважины, j - индекс окружности: при j = 1 - окружности меньшего радиуса, при j = 2 - окружности большего радиуса, D23 - длина оси, соединяющей вторую и третью скважины, см, D12 - длина оси, соединяющей первую и вторую скважины, см, причем пропорциональные радиусы Rij определяют из формулы
где ti0, Sij, Yi - параметры гидродинамических исследований i-ой скважины методом восстановления давления: ti0 - время, с, соответствующее моменту пересечения продолжения первого по времени асимптотического участка оси ln t, Sij имеет два разные значения при j = 1 и j = 2: Si1 - величина восстановления давления, определяемая по продолжению второго асимптотического участка, соответствующему моменту времени ti0, МПа, Si2 - превышение, в сравнении со вторым участком, восстановления давления, определяемое по продолжению третьего асимптотического участка на момент времени ti0, МПа, Yi - угловой коэффициент наклона первого линейного участка кривой восстановления давления к оси ln t, МПа, расстояние hij, см, от i-ой скважины до ближней, j = 1, и/или дальней, j = 2, границы залежи определяют для значений коэффициентов пьезопроводности X+ и X- по формуле
ориентацию границы залежи на местности ее углом наклона α0 к оси D12 определяют по формуле
ширину полосы залежи H определяют по формуле, см,
Признаками изобретения являются
1) Остановка скважин.The problem is solved in that in the method for determining oil reserves, including carrying out hydrodynamic studies, according to the invention, hydrodynamic studies are carried out on a strip-like structure in three stopped wells under conditions that exclude the mutual influence of the wells, with the duration of the study, providing two reflected pressure pressure signals from the near and far boundaries of the reservoir and three asymptotic sections of the pressure recovery curve, op they determine the angular coefficients of the slopes of the three sections of the pressure recovery curve, confirm the conformity of the results of studies of the model of the strip-like structure of the reservoir by checking the ratio of the angular coefficients for their correspondence to the ratio 1: 2: 3, using the results of processing the hydrodynamic studies for each well, determine the smaller and larger circle radii around the wells, proportional the distance from the wells to the near and far boundaries of the reservoir with a common proportionality coefficient equal to square the piezoelectric conductivity coefficient, for three wells, combinations of smaller and / or larger circle radii around the wells are made and for the combinations made, the piezoconductivity coefficients and the distances to the near and far boundaries of the strip-like deposit are determined, possible positions of the reservoir boundaries are determined, and the desired position of the boundaries is selected from possible positions deposits, determine the orientation of the boundaries of the deposits on the ground, determine the width of the strip of deposits and the volume of deposits and reservoir properties and properties of the reservoir dkosti determine oil, and diffusivity values of the coefficients is determined from the formula
where X + and X - are two values of the coefficient of piezoconductivity, cm 2 / s, corresponding to the signs + and - of the first bracket of the numerator and the signs -, + before the second term of the numerator, z is the angle of deviation of the axis connecting the first and second wells, in the direction of the third wells, degrees, x and y values, cm -1 s 1/2 are determined from the formulas
where the indices m, n, k = 1, 2, R ij are the proportional radius of the circle around the well, s 1/2 , the index i = 1, 2, 3 is the number of the well, j is the circle index: for j = 1, the circles are smaller radius, with j = 2 - circles of larger radius, D 23 - the length of the axis connecting the second and third wells, cm, D 12 - the length of the axis connecting the first and second wells, cm, and the proportional radii R ij are determined from the formula
where t i0 , S ij , Y i are the parameters of hydrodynamic studies of the i-th well by the pressure recovery method: t i0 is the time, s, corresponding to the moment of crossing the continuation of the first asymptotic section of the axis ln t, S ij has two different values for j = 1 and j = 2: S i1 - the amount of pressure recovery determined to continue asymptotic second portion corresponding to the time t i0 time MPa, S i2 - excess, compared to the second portion, the pressure recovery is determined to continue asymptotic third portion n time t i0, MPa, Y i - slope of the first linear portion of the pressure recovery curve to the axis ln t, MPa distance h ij, cm, of i-th well to proximal, j = 1, and / or long-distance, j = 2, the boundaries of the reservoir are determined for the values of the piezoelectric conductivity coefficients X + and X - according to the formula
the orientation of the boundary of the deposit on the ground with its angle of inclination α 0 to the axis D 12 is determined by the formula
the bandwidth of the deposits H is determined by the formula, cm,
The features of the invention are
1) Well shutdown.
2) Проведение гидродинамических исследований. 2) Conducting hydrodynamic studies.
3) На залежи полосообразного строения проводят гидродинамические исследования трех скважин в условиях, исключающих взаимное влияние скважин, с продолжительностью исследования, обеспечивающей получение на кривой восстановления давления двух отраженных сигналов давления от ближней и дальней границ залежи и трех асимптотических участков кривой восстановления давления. 3) Hydrodynamic studies of three wells are carried out on deposits of a strip-like structure under conditions that exclude the mutual influence of wells, with the duration of the study providing two reflected pressure signals from the near and far boundaries of the reservoir and three asymptotic sections of the pressure recovery curve on the pressure recovery curve.
4) Определяют угловые коэффициенты наклонов трех участков кривой восстановления давления. 4) The slope coefficients of the three sections of the pressure recovery curve are determined.
5) Проверяют соотношение угловых коэффициентов на их соответствие соотношению 1:2:3, чем подтверждают соответствие результатов исследований модели полосообразного строения залежи. 5) Check the ratio of the angular coefficients for their compliance with the ratio 1: 2: 3, which confirms the conformity of the results of studies of the model of the strip-like structure of the reservoir.
6) Из обработки результатов гидродинамических исследований по каждой скважине определяют меньший и больший радиусы окружностей вокруг скважин, пропорциональные расстояниям от скважин до ближней и дальней границ залежи с общим коэффициентом пропорциональности, равным квадратному корню из коэффициента пьезопроводности. 6) From processing the results of hydrodynamic studies for each well, determine the smaller and larger radii of the circles around the wells, proportional to the distances from the wells to the near and far boundaries of the reservoir with a common proportionality coefficient equal to the square root of the piezoelectric conductivity coefficient.
7) Для трех скважин составляют сочетания из меньшего и/или большего радиусов окружностей вокруг скважин и для составленных сочетаний определяют коэффициенты пьезопроводности и расстояния до ближней и дальней границ полосообразной залежи. 7) For three wells, combinations of smaller and / or larger radii of circles around the wells are compiled and for the combinations made, the coefficients of piezoconductivity and the distance to the near and far boundaries of the strip-like deposit are determined.
8) Определяют возможные положения границ залежи. 8) Determine the possible position of the boundaries of the deposits.
9) Из возможных положений выбирают искомое положение границ залежи. 9) From the possible positions, select the desired position of the boundaries of the reservoir.
10) Определяют ориентацию границ залежи на местности. 10) Determine the orientation of the boundaries of the deposits on the ground.
11) Определяют ширину полосы залежи. 11) Determine the width of the strip of deposits.
12) По объему залежи и коллекторским свойствам и свойствам пластовой жидкости определяют запасы нефти. 12) Oil reserves are determined by the volume of the reservoir and the reservoir and reservoir properties.
13) Величины коэффициентов пьезопроводности, пропорциональных радиусов окружностей вокруг скважин, расстояний до ближней и дальней границ полосообразной залежи, ее ориентацию на местности и ширину залежи определяют из специальных формул. 13) The values of the piezoelectric conductivity coefficients, proportional to the radii of the circles around the wells, the distances to the near and far boundaries of the strip-like deposits, its orientation on the terrain and the width of the deposits are determined from special formulas.
Признаки 1-2 являются общими с прототипом, признаки 3-13 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-2 are common with the prototype, signs 3-13 are the salient features of the invention.
Сущность изобретения. SUMMARY OF THE INVENTION
Сущность предлагаемого изобретения состоит в обеспечении возможности определения характеристик залежи сложной формы - полосообразного строения при условии исключительно ограниченного числа пробуренных скважин, что характерно для условий разведки или начальной стадии разработки нефтяного месторождения, когда пробурены лишь несколько первых скважин, т.е. в тот период, когда определения границ представляют особый интерес. The essence of the invention consists in providing the ability to determine the characteristics of deposits of complex shape - strip-like structure under the condition of an extremely limited number of drilled wells, which is typical for exploration conditions or the initial stage of development of an oil field when only a few first wells are drilled, i.e. at a time when boundary definitions are of particular interest.
По условиям разведочного бурения требуется наибольший охват разведкой залежи по площади при минимальном количестве скважин. Это обстоятельство обуславливает необходимость больших расстояний между скважинами, исключающих возможность их интерференции, на что рассчитан предлагаемый способ, предусматривающий независимые исследования скважин. Поэтому при применении способа соблюдение условия независимых исследований обеспечивают либо большим расстоянием между скважинами, либо разновременностью в проведении исследований сроком около месяца. According to the conditions of exploratory drilling, the largest coverage by exploration of a deposit by area with a minimum number of wells is required. This circumstance necessitates large distances between the wells, eliminating the possibility of their interference, which is designed for the proposed method, providing for independent study of wells. Therefore, when applying the method, the observance of the conditions of independent studies is provided either by a large distance between the wells, or by a difference in the duration of the studies for a period of about a month.
По прототипу [3] "рассчитывают местоположение границы водонефтяной зоны между скважинами" и за ориентацию границы принимают направление по нормали к линии, соединяющей пару исследуемых скважин. According to the prototype [3] "calculate the location of the border of the oil-water zone between the wells" and for the orientation of the border take the direction along the normal to the line connecting the pair of wells under study.
По предлагаемому способу определяют границу за пределами межскважинного пространства при минимальном количестве скважин, равном трем. Вследствие этого возникают затруднения с определением ориентации и ширины полосообразной залежи, ее границ, коэффициента пьезопроводности, приведенных радиусов скважин и других свойств коллектора. Поэтому определение однозначного положения границы при этих условиях является одним из преимуществ способа. The proposed method determines the border outside the interwell space with a minimum number of wells equal to three. As a result, difficulties arise in determining the orientation and width of the strip-like deposit, its boundaries, piezoelectric conductivity coefficient, reduced well radii, and other properties of the reservoir. Therefore, the determination of the unique position of the border under these conditions is one of the advantages of the method.
Для применения способа требуются проведения гидродинамических исследований такой продолжительности, при которой на результаты исследований оказывают влияние границы залежи. To use the method, hydrodynamic studies of such a duration are required that the reservoir boundaries are affected by the results of the studies.
Это влияние реализуется в виде особого характера кривой восстановления давления, состоящей не из одного асимптотического участка, прямолинейного в полулогарифмических координатах, что наблюдают в однородных пластах, а состоящей из нескольких таких участков типа приведенной на фиг. 1. This effect is realized in the form of a special character of the pressure recovery curve, consisting not of one asymptotic section, straight in the semi-logarithmic coordinates, which is observed in homogeneous formations, but consisting of several such sections of the type shown in FIG. 1.
Ввиду того, что полосообразная залежь имеет две границы, то, соответственно, возможны влияния двух отражений на одной кривой восстановления давления: от ближней и дальней границ, что приводит к образованию трех асимптотических участков. При этом коэффициенты углов наклона увеличиваются от участка к участку в соотношении 1:2:3. Это соотношение используют в предлагаемом способе для подтверждения соответствия результатов гидродинамических исследований скважин модели ее полосообразного строения. Due to the fact that the strip-like deposit has two boundaries, accordingly, the influence of two reflections on the same pressure recovery curve is possible: from the near and far boundaries, which leads to the formation of three asymptotic sections. In this case, the coefficients of the tilt angles increase from site to site in a ratio of 1: 2: 3. This ratio is used in the proposed method to confirm the compliance of the results of hydrodynamic studies of wells with a model of its strip-like structure.
Расположение асимптотических участков относительно горизонтальной оси зависит от времени прихода отраженного сигнала давления, что связано с расстоянием скважины от двух границ залежи и что используют для определения этих расстояний. На практике вначале определяют не сами расстояния, а пропорциональные им величины с общим коэффициентом пропорциональности. Каждой скважине по числу отраженных сигналов давления соответствуют два таких расстояния для ближней и дальней границ залежи. Одна из особенностей исследования скважин состоит в том, что вследствие круговой симметрии его результаты не содержат информации о направлении прихода отраженного сигнала, вследствие чего любое направление от скважины может быть ориентировано на границу залежи. В связи с этим каждой скважине приводят в соответствие пару окружностей, касательных к границе, одна из окружностей касается ближней границы, а вторая - дальней. Тем самым окружности являются геометрическим местом бесконечного множества точек, каждая из которых может быть местом касания границы залежи. Получение из бесконечного множества единственной точки даст возможность конкретизации направления границы залежи, что является предметом решения задачи. Для уточнения единственной такой точки используют информацию о расположении скважин на местности. The location of the asymptotic sections relative to the horizontal axis depends on the arrival time of the reflected pressure signal, which is associated with the distance of the well from the two boundaries of the reservoir and what is used to determine these distances. In practice, at first, it is not the distances themselves that are determined, but the proportional values with the general proportionality coefficient. According to the number of reflected pressure signals, each well corresponds to two such distances for the near and far boundaries of the reservoir. One of the features of well research is that due to circular symmetry, its results do not contain information about the direction of arrival of the reflected signal, as a result of which any direction from the well can be oriented to the boundary of the reservoir. In this regard, each well is brought into correspondence with a pair of circles tangent to the boundary, one of the circles touches the near boundary, and the second - the far one. Thus, the circles are a geometric place of an infinite number of points, each of which can be a place where the border of the deposit touches. Obtaining a single point from an infinite number will make it possible to specify the direction of the boundary of the reservoir, which is the subject of the solution of the problem. To clarify the only such point, information on the location of wells on the ground is used.
Принцип определения границ пласта сводится к решению геометрической и аналитической задачи - построению общей касательной для трех скважин. При этом касательную проводят к одной из двух окружностей с меньшим или большим пропорциональными радиусами и одновременным изменением коэффициента пропорциональности до тех пор, пока точки касания не совпадут по своему расположению на одной линии, которая и является границей залежи. Одновременно определяют коэффициент пьезопроводности, который в случае успешности операции равен квадрату коэффициента пропорциональности, обеспечивающего возможность построения границ полосообразной нефтяной залежи. The principle of determining the boundaries of the reservoir is reduced to solving a geometric and analytical problem - the construction of a common tangent for three wells. In this case, the tangent is drawn to one of two circles with smaller or larger proportional radii and a simultaneous change in the proportionality coefficient until the touch points coincide in their location on one line, which is the boundary of the deposit. At the same time, the piezoconductivity coefficient is determined, which, if the operation is successful, is equal to the square of the proportionality coefficient, which makes it possible to construct the boundaries of a strip-like oil reservoir.
Задачу определения границ полосообразной залежки решают следующим образом. Проводят гидродинамические исследования скважин с получением кривой восстановления давления. Такая кривая для одной из скважин - первой скважины приведена на фиг. 1. Она состоит из трех участков. The task of determining the boundaries of the strip-shaped deposits is solved as follows. Hydrodynamic studies of the wells are carried out to obtain a pressure recovery curve. Such a curve for one of the wells, the first well, is shown in FIG. 1. It consists of three sections.
На фиг. 1 по вертикали расположена ось восстановления давления в исследуемой скважине P, МПа, а по горизонтали - ось времени ln t. Римскими цифрами I, II, III обозначены соответствующие участки кривой, из которых участок I эквивалентен однородному пласту, участок II - пласту с одной прямолинейной границей и участок III - с двумя границами. Обработку результатов исследования проводят следующим образом. Определяют угловые коэффициенты YI, YII, YIII, МПа, трех участков кривой восстановления давления, фиг. 1, по формуле (1).In FIG. 1, the vertical axis of pressure restoration in the studied well P, MPa, and the horizontal axis of time ln t. Roman numerals I, II, III denote the corresponding sections of the curve, of which section I is equivalent to a homogeneous formation, section II - to the formation with one straight boundary and section III - with two boundaries. Processing the results of the study is as follows. The angular coefficients Y I , Y II , Y III , MPa, three sections of the pressure recovery curve are determined, FIG. 1, by the formula (1).
Проверяют соотношение YI:YII:YIII, которое при соответствии модели полосообразного строения залежи должно составлять 1:2:3.
Check the ratio of Y I : Y II : Y III , which, according to the model of the strip-like structure of the reservoir, should be 1: 2: 3.
Далее участок I продолжают в направлении меньших значений давления до пересечения с осью ln t и определяют точку пересечения ln t10 и момент пересечения t10, с.Next, section I is continued in the direction of lower pressure values until it intersects with the axis ln t and the intersection point ln t 10 and the moment of intersection t 10 , s are determined.
Продолжают второй участок II до абсциссы ln t10 и определяют ординату S11, МПа, где первый индекс - номер скважины, второй индекс относится к участку кривой давления. Продолжают участок III до абсциссы ln t10 и определяют указанное на фиг. 1 превышение восстановления давления S12, МПа, третьего участка над вторым участком - S11. Полученные данные представляют полный объем информации из кривой восстановления давления. По ним определяют величины, пропорциональные расстояниям от скважины до ближней и дальней границ пласта, которые называют пропорциональными радиусами.Continue the second section II to the abscissas ln t 10 and determine the ordinate S 11 , MPa, where the first index is the number of the well, the second index refers to the section of the pressure curve. Section III is continued until the abscissas ln t 10 and the indicated in FIG. 1 excess pressure recovery S 12 , MPa, the third section over the second section - S 11 . The data obtained represent the full amount of information from the pressure recovery curve. They determine the values proportional to the distances from the well to the near and far boundaries of the formation, which are called proportional radii.
Пропорциональные радиусы Rij определяют из формулы
где ti0, Sij, Yi - параметры гидродинамических исследований i-ой скважины методом восстановления давления: ti0 - время, с, соответствующее моменту пересечения продолжения первого по времени асимптотического участка оси ln t, Sij имеет два разные значения при j = 1 и j = 2; Si1 - восстановление давления, определяемое по продолжению второго асимптотического участка, соответствующее моменту времени ti0, МПа, Si2 - превышение, в сравнении со вторым участком, восстановления давления, определяемое по продолжению третьего ассимптотического участка на момент времени ti0, МПа, Yi - угловой коэффициент наклона первого линейного участка кривой восстановления давления к оси ln t, МПа.The proportional radii R ij are determined from the formula
where t i0 , S ij , Y i are the parameters of hydrodynamic studies of the i-th well by the pressure recovery method: t i0 is the time, s, corresponding to the moment of crossing the continuation of the first asymptotic section of the axis ln t, S ij has two different values for j = 1 and j = 2; S i1 is the pressure recovery determined by the continuation of the second asymptotic section corresponding to the time t i0 , MPa, S i2 is the excess, in comparison with the second section, the pressure recovery determined by the continuation of the third asymptotic section at the time t i0 , MPa, Y i is the slope coefficient of the first linear portion of the pressure recovery curve to the axis ln t, MPa.
По найденным значениям пропорциональных радиусов Rij определяют величины x и y, см-1с1/2 из формул
где m, n, k = 1, 2, Rij, с1/2 - пропорциональный радиус окружности вокруг скважины, индекс i = 1, 2, 3 - номер скважины, j - индекс окружности: при j = 1 - окружности меньшего радиуса, при j = 2 - окружности большего радиуса, D23 - длина оси, соединяющей вторую и третью скважины, см, D12 - длина оси, соединяющей первую и вторую скважины, см.The values of proportional radii R ij determine the values of x and y, cm -1 s 1/2 from the formulas
where m, n, k = 1, 2, R ij , s 1/2 is the proportional radius of the circle around the well, index i = 1, 2, 3 is the number of the well, j is the circle index: for j = 1, circles of smaller radius , with j = 2 - circles of a larger radius, D 23 - the length of the axis connecting the second and third wells, cm, D 12 - the length of the axis connecting the first and second wells, see
Величины коэффициента пьезопроводности определяют из формулы
где X+ и X- - два значения коэффициента пьезопроводности, см2/с, соответствующие знакам + и - первой скобки числителя и знакам -, + перед вторым слагаемым числителя, z - угол отклонения оси, соединяющей первую и вторую скважины, в направлении третьей скважины.The values of the coefficient of piezoconductivity is determined from the formula
where X + and X - are two values of the coefficient of piezoconductivity, cm 2 / s, corresponding to the signs + and - of the first bracket of the numerator and the signs -, + before the second term of the numerator, z is the angle of deviation of the axis connecting the first and second wells, in the direction of the third wells.
По найденным значениям коэффициентов пьезопроводности и пропорциональным радиусам определяют расстояния hij, см, от i-ой скважины до ближней j = 1 и/или дальней j = 2 границ залежи для значений коэффициентов пьезопроводности X+ и X- по формуле
Составляют сочетания для трех скважин вида (m, n, k) при m, n, k = 1-2 и для составленных сочетаний определяют по формулам (6) расстояния от скважин до ближней и дальней границ полосообразной залежи. Всего таких возможных сочетаний составляется 32 и только два из них соответствуют двум границам пласта, а остальные 30 отсеиваются. Этот результат получают из следующего. По трем скважинам и двум окружностям вокруг каждой из них, соответствующим большему и меньшему радиусам, получают восемь сочетаний. Учитывая возможность касания окружности с двух сторон от скважины, удваивают сочетания и доводят их до 16. Далее из уравнения (5) получают два значения коэффициента пьезопроводности X+ и X-. Ввиду необходимости проверки каждого из значений коэффициента пьезопроводности доводят число сочетаний до 32. Однако только два из них соответствуют двум искомым границам пласта. Их поиск осуществляют по всем вариантам.From the found values of the piezoelectric conductivity coefficients and proportional radii, determine the distances h ij , cm, from the i-th well to the near j = 1 and / or far j = 2 reservoir boundaries for the values of the piezoelectric conductivity X + and X - according to the formula
Combinations are made for three wells of the form (m, n, k) with m, n, k = 1-2, and for the combinations made, formulas (6) determine the distances from the wells to the near and far boundaries of the strip-like deposit. In total, 32 such possible combinations are compiled and only two of them correspond to two boundaries of the reservoir, and the remaining 30 are eliminated. This result is obtained from the following. Eight combinations are obtained for three wells and two circles around each of them, corresponding to larger and smaller radii. Given the possibility of touching the circle on both sides of the well, double the combinations and bring them to 16. Next, from the equation (5), two values of the piezoelectric conductivity coefficient X + and X - are obtained. In view of the need to verify each of the values of the piezoelectric conductivity coefficient, the number of combinations is brought to 32. However, only two of them correspond to the two desired formation boundaries. Their search is carried out in all cases.
Для проверки всех вариантов составляют сочетания по трем скважинам вида (m, n, k) при m, n, k = 1, 2 и для составленных сочетаний определяют по формулам расстояния от скважин до ближней и дальней границ полосообразной залежи, определяют возможные положения границ залежи. To check all the options, combinations are made for three wells of the form (m, n, k) with m, n, k = 1, 2, and for the combinations made, the distance from the wells to the near and far boundaries of the strip-like deposit is determined by the formulas, the possible positions of the boundaries of the reservoir are determined .
Из возможных положений выбирают допустимое положение границ по чертежу. From the possible positions, select the permissible position of the borders according to the drawing.
Определяют ориентацию искомой границы на местности ее углом наклона α0 к оси D12 по формуле
Определяют ширину полосы H, см,
и по объему залежи, коллекторским свойствам и свойствам пластовой жидкости определяют запасы нефти.The orientation of the desired boundary on the terrain is determined by its inclination angle α 0 to the axis D 12 according to the formula
Determine the width of the strip H, cm,
and oil reserves are determined by reservoir volume, reservoir properties, and formation fluid properties.
Qгеол = L H h D m Г θ (9)
где Qгеол - геологические запасы нефти, т, L - длина выбранного участка полосообразной залежи, м, H - ширина полосы, м, h - толщина залежи, м, D - коэффициент нефтенасыщенности, m - коэффициент пористости, Г - удельная плотность жидкости, т/м3, θ - пересчетный коэффициент объема нефти на пластовые условия, θ = 1/b, b - объемный коэффициент нефти.Q geol = LH h D m G θ (9)
where Q geol is the geological oil reserves, t, L is the length of the selected section of the strip-like deposit, m, H is the strip width, m, h is the thickness of the deposit, m, D is the oil saturation coefficient, m is the porosity coefficient, G is the specific gravity of the liquid, t / m 3 , θ is the recalculated coefficient of oil volume at reservoir conditions, θ = 1 / b, b is the volumetric coefficient of oil.
Предлагаемый способ обеспечивает повышение точности определения запасов нефти в залежи полосообразного строения на 10-20%. The proposed method provides an increase in the accuracy of determining oil reserves in deposits of a strip-like structure by 10-20%.
Пример осуществления способа
Определяют запасы нефтяной залежи, расположенной на новом участке месторождения с глубиной залегания пластов 4200 м, пластовым давлением 43 МПа и пластовой температурой 83oC.An example of the method
Determine the reserves of oil deposits located on a new section of the field with a depth of 4200 m, a reservoir pressure of 43 MPa and a formation temperature of 83 o C.
На участке залежи пробурены первые три разведочные скважины, давшие нефть с вязкостью, равной 4,2 мПа·с, и плотностью, равной 0,876 т/м3. Пористость пласта равна m = 0,14, нефтенасыщенность 0,52, объемный коэффициент нефти b = 1,21, пересчетный коэффициент объема нефти на пластовые условия θ = 0,875. Скважины работают с дебитами соответственно Q1 = 21,2 т/сут, Q2 = 30,1 т/сут и Q3 = 13,65 т/сут. Других скважин вблизи нового участка нет.The first three exploratory wells were drilled at the reservoir site, producing oil with a viscosity of 4.2 MPa · s and a density of 0.876 t / m 3 . The porosity of the reservoir is m = 0.14, oil saturation is 0.52, oil volumetric coefficient is b = 1.21, the conversion factor of oil volume to reservoir conditions is θ = 0.875. Wells work with flow rates respectively Q 1 = 21.2 t / day, Q 2 = 30.1 t / day and Q 3 = 13.65 t / day. There are no other wells near the new site.
Предполагают, что месторождение представляет собой полосообразную залежь, для чего с целью подтверждения этого предположения или же его отклонения выполняют следующие действия. It is assumed that the field is a strip-like deposit, for which, in order to confirm this assumption or its deviation, the following actions are performed.
Расположение скважин приведено на фиг. 2. Координаты скважин (xi,yi) имеют следующие значения:
1 скв - x1 = 15300 м, y1 = 31450 м;
2 скв - x2 = 15450 м, y2 = 31550 м;
3 скв - x3 = 15800 м, y3 = 31580 м.The location of the wells is shown in FIG. 2. The coordinates of the wells (x i , y i ) have the following meanings:
1 well - x 1 = 15300 m, y 1 = 31450 m;
2 wells - x 2 = 15450 m, y 2 = 31550 m;
3 wells - x 3 = 15800 m, y 3 = 31580 m.
Проводят гидродинамические исследования трех скважин методом восстановления давления при условиях, исключающих их взаимное влияние. Существуют две возможности выполнения этого условия: большое удаление скважин и разница во времени исследований. В данном примере это условие исключения взаимного влияния обеспечивалось разницей во времени исследований скважин, составляющей 30 суток. Hydrodynamic studies of three wells are carried out by the method of pressure recovery under conditions that exclude their mutual influence. There are two ways to fulfill this condition: large removal of wells and the difference in study time. In this example, this condition for the exclusion of mutual influence was provided by the difference in the time of well research, which is 30 days.
Продолжительность исследования каждой скважины составляла 7 суток, что в результате обеспечило получение на кривой восстановления давления двух отраженных сигналов давления от ближней и дальней границ залежи и трех асимптотических участков кривой восстановления давления. The duration of the study of each well was 7 days, which resulted in obtaining on the pressure recovery curve two reflected pressure signals from the near and far boundaries of the reservoir and three asymptotic sections of the pressure recovery curve.
Зависимость восстановления давления в остановленной скважине 1 представлена на фиг. 1. В соответствии с методикой обработки результатов гидродинамического исследования скважины зависимость построена в полулогарифмических координатах (P, ln t), где P - восстановление давления в скважине, МПа, t - время, с. На кривой восстановления давления получили 3 прямолинейных участка I, II, III с последовательно увеличивающимся наклоном к оси времени. Этот результат в виде наличия 3-х участков отличается от результата исследования бесконечного пласта, для которого характерен один прямолинейный участок. The dependence of the pressure recovery in the stopped well 1 is shown in FIG. 1. In accordance with the methodology for processing the results of a hydrodynamic study of a well, the dependence is constructed in semilogarithmic coordinates (P, ln t), where P is the pressure recovery in the well, MPa, t is time, s. On the pressure recovery curve, 3 rectilinear sections I, II, III with a successively increasing slope to the time axis were obtained. This result in the form of the presence of 3 sections differs from the result of the study of an infinite reservoir, which is characterized by one straight section.
Обработку кривой восстановления давления проводят в следующей последовательности. Processing the pressure recovery curve is carried out in the following sequence.
Определяют угловые коэффициенты наклона по каждому из участков. Определяют угловой коэффициент наклона YI участка I по двум точкам кривой для моментов времени ln t1 = 6,5 и ln t2 = 8, которым соответствуют восстановления давления P1 = 2,2 и P2 = 2,44 МПа по формуле (1)
Определяют наклон YII участка II из той же формулы по 2-м точкам при ln t1 = 9 и ln t2 = 11, которым соответствуют величины восстановления давления P1 = 2,7 МПа и P2 = 3,36 МПа.Determine the slope coefficients for each of the sections. The slope coefficient Y I of section I is determined by two points of the curve for time moments ln t 1 = 6.5 and ln t 2 = 8, which correspond to pressure recovery P 1 = 2.2 and P 2 = 2.44 MPa according to the formula ( 1)
The slope Y II of section II from the same formula is determined by 2 points at ln t 1 = 9 and ln t 2 = 11, which correspond to pressure recovery values P 1 = 2.7 MPa and P 2 = 3.36 MPa.
Определяют наклон YIII участка III по двум точкам кривой для ln t1 = 12,8 и ln t2 = 13,4, которым соответствуют восстановления давлений P1 = 3,96 МПа и P2 = 4,25 МПа.
The slope of Y III of section III is determined by two points of the curve for ln t 1 = 12.8 and ln t 2 = 13.4, which correspond to pressure recovery P 1 = 3.96 MPa and P 2 = 4.25 MPa.
Проверяют соотношение угловых коэффициентов на их соответствие отношению 1:2:3.
Check the ratio of the angular coefficients for their compliance with the ratio of 1: 2: 3.
Отношение YII/YI = 0,326/0,163 = 2, чем подтверждают наличие отражения возмущения давления от ближней границы пласта.The ratio Y II / Y I = 0.326 / 0.163 = 2, which confirms the presence of reflection of the pressure disturbance from the near boundary of the reservoir.
Отношение YIII/YI = 0,49/0,163 = 3, что указывает на отражение возмущения давления одновременно от ближней и дальней границ пласта. В результате получают соотношение YI: YII:YIII = 1:2:3, чем подтверждают характер зависимости восстановления давления, соответствующий полосообразной залежи.The ratio Y III / Y I = 0.49 / 0.163 = 3, which indicates the reflection of the pressure disturbance simultaneously from the near and far boundaries of the reservoir. The result is a ratio of Y I : Y II : Y III = 1: 2: 3, which confirms the nature of the dependence of the pressure recovery corresponding to a strip-like deposit.
Из обработки результатов гидродинамических исследований скважин определяют меньший и больший радиусы окружностей вокруг скважин. С этой целью на фиг. 1 продолжают прямолинейный участок I до пересечения с горизонтальной осью и определяют абсциссу ln t10 = -7,02, чему соответствует время t10 = 9,28·10-4 с.From processing the results of hydrodynamic studies of the wells, smaller and larger radii of the circles around the wells are determined. To this end, in FIG. 1 continue the straight section I to the intersection with the horizontal axis and determine the abscissa ln t 10 = -7.02, which corresponds to a time t 10 = 9.28 · 10 -4 s.
Продолжают участок II до пересечения с вертикалью, проходящей через абсциссу ln t10. Определяют абсолютное значение ординаты точки пересечения продолжения участка II с вертикалью, равное S11 = 2,48 МПа.Continue section II to the intersection with the vertical passing through the abscissa ln t 10 . The absolute value of the ordinate of the point of intersection of the continuation of section II with the vertical is determined, equal to S 11 = 2.48 MPa.
Продолжают участок III до пересечения с той же вертикалью и определяют абсолютное значение продолжения вертикали - отрезок S12 = 3,198 МПа. Угловой коэффициент первой скважины равен Y1 = YI = 0,163 МПа.Section III is continued until the intersection with the same vertical and the absolute value of the continuation of the vertical is determined — segment S 12 = 3.198 MPa. The angular coefficient of the first well is Y 1 = Y I = 0.163 MPa.
Таким же образом, по результатам гидродинамических исследований второй скважины определяют наклон участка I к оси времени - Y2 = 0,2337 МПа и точку пересечения продолжения этого участка с горизонтальной осью ln t20 = -1,47, чему соответствует время t20 = 0,227 с.In the same way, according to the results of hydrodynamic studies of the second well, the slope of section I to the time axis is determined - Y 2 = 0.2337 MPa and the intersection point of the extension of this section with the horizontal axis ln t 20 = -1.47, which corresponds to time t 20 = 0.227 from.
Отсекаемые отрезки при ln t20 по второй скважине равны S21 = 2,2575 МПа, S22 = 3,2837 МПа. Определяют те же параметры по третьей скважине, которые равны ln t30 = -16,93, t30 = 4,35·10-8 с, Y3 = 0,106 МПа, S31 = 2,6627 МПа и S32 = 3,129 МПа.The cut off segments at ln t 20 along the second well are S 21 = 2.2575 MPa, S 22 = 3.2837 MPa. The same parameters are determined for the third well, which are equal to ln t 30 = -16.93, t 30 = 4.35 · 10 -8 s, Y 3 = 0.106 MPa, S 31 = 2.6627 MPa and S 32 = 3.129 MPa .
По найденным значениям величин из формулы (2) определяют для первой скважины радиусы окружностей, пропорциональные расстояниям до ближней - R11 и дальней R12 границ полосообразной залежи
Аналогичным образом для второй и третьей скважин из формулы (2) определяют R21 = 112,5 с1/2, R22 = 337,52 с1/2, R31 = 180,43 с1/2 и R32 = 270,7 с1/2.Based on the found values of the values from formula (2), for the first well, the radii of circles are proportional to the distances to the near - R 11 and far R 12 boundaries of the strip-like deposits
Similarly, for the second and third wells, from formula (2), R 21 = 112.5 s 1/2 , R 22 = 337.52 s 1/2 , R 31 = 180.43 s 1/2 and R 32 = 270 , 7 s 1/2 .
Для трех скважин составляют сочетания из меньшего - Ri1 и большего - Ri2 радиусов окружностей вокруг скважин. Эти сочетания имеют вид:
Сочетание 1 - {R11, R21, R31} ---> {45,3 112,5 180,4}
Сочетание 2 - {R11, R21, R32} ---> (45,3 112,5 270,7}
Сочетание 3 - {R11, R21, R31} ---> {45,3 112,5 180,4}
Сочетание 4 - (R11, R21, R32} ---> {45,3 112,5 270,7}
Сочетание 5 - (R12, R21, R31} ---> {409,7 112,5 180,4}
Сочетание 6 - {R12, R21, R32} ---> {409,7 112,5 270,7}
Сочетание 7 - {R12, R22, R31} ---> {409,7 337,5 180,4}
Сочетание 8 - {R12, R22, R32} ---> {409,7 337,5 270,7}
Всего получено 8 сочетаний. Каждому такому сочетанию по формуле (5) соответствует два значения коэффициента пьезопроводности, что увеличивает число возможных вариантов проведения касательных к окружностям, расположенных вокруг скважин до 16. Кроме того, как видно из фиг. 3, к двум окружностям возможно проведение пары касательных, расположенных по разные стороны от скважин. Так, относительно малых окружностей, расположенных вокруг точек M и N - местоположений скважин 1 и 2, проведена не одна, а пара касательных m1n1 и m1'n1' по разным сторонам от скважин. Это обстоятельство дополнительно увеличивает число возможных вариантов проведения касательных и доводит его до 32, причем только пара таких касательных образует границы полосообразной залежи.For three wells, combinations of the smaller - R i1 and the larger - R i2 radii of circles around the wells are made up. These combinations have the form:
Combination 1 - {R 11 , R 21 , R 31 } ---> {45.3 112.5 180.4}
Combination 2 - {R 11 , R 21 , R 32 } ---> (45.3 112.5 270.7}
Combination 3 - {R 11 , R 21 , R 31 } ---> {45.3 112.5 180.4}
Combination 4 - (R 11 , R 21 , R 32 } ---> {45.3 112.5 270.7}
Combination 5 - (R 12 , R 21 , R 31 } ---> {409.7 112.5 180.4}
Combination 6 - {R 12 , R 21 , R 32 } ---> {409.7 112.5 270.7}
Combination 7 - {R 12 , R 22 , R 31 } ---> {409.7 337.5 180.4}
Combination 8 - {R 12 , R 22 , R 32 } ---> {409.7 337.5 270.7}
A total of 8 combinations were received. According to formula (5), each such combination corresponds to two values of the piezoelectric conductivity coefficient, which increases the number of possible options for conducting tangents to circles located around the wells to 16. In addition, as can be seen from FIG. 3, to two circles, it is possible to conduct a pair of tangents located on opposite sides of the wells. So, relatively small circles located around the points M and N - the locations of
В результате перебора возможных сочетаний радиусов по одной из пары окружностей, окружающих каждую скважину по способу, приведенному ниже, отсеивают те сочетания, которые не могут быть реализованы либо по причине отрицательных значений пьезопроводности, либо из-за невозможности построения этих границ. Пример невозможности построения границ приведен на фиг. 3, способ получения которого и обсуждение результатов также приводятся ниже. As a result of sorting out possible combinations of radii along one of the pair of circles surrounding each well according to the method described below, those combinations that cannot be realized are eliminated either because of negative values of piezoconductivity or because of the impossibility of constructing these boundaries. An example of the impossibility of constructing boundaries is shown in FIG. 3, a method of obtaining which and a discussion of the results are also given below.
Опуская остальные безуспешные 30 вариантов сочетаний малых и больших радиусов окружностей, оставляют для дальнейшего рассмотрения только вариант, давший положительный результат. Вариант представляет собой: по первой скважине - меньший радиус, по второй скважине - меньший радиус, по третьей скважине - больший радиус с величинами пропорциональных радиусов R11 = 45,3 с1/2, R21 = 112,5 с1/2 и R32 = 270,7 с1/2.Omitting the remaining 30 unsuccessful combinations of small and large radii of circles, leave for further consideration only the option that gave a positive result. The option is: for the first well - a smaller radius, for the second well - a smaller radius, for the third well - a larger radius with proportional radii R 11 = 45.3 s 1/2 , R 21 = 112.5 s 1/2 and R 32 = 270.7 s 1/2 .
По координатам скважин определяют длины осей, их соединяющих. Расстояние между первой и второй скважинами D12, м, и между второй и третьей скважинами - D23, м, определяют по формулам
Для одного из сочетаний пропорциональных радиусов окружностей трех скважин вида (R11, R21, R32), которое согласно приведенной классификации соответствует сочетанию 2 ---> {45,3 112,5 270,7}, образованному из малых окружностей первой и второй скважин и большой окружности третьей скважины, получают
Угол z отклонения оси, соединяющей первую и вторую скважины в направлении третьей скважины, фиг. 2, определяют как разницу углов φ и Ψ наклонов осей D12 и D23 к оси y. Угол Ψ определяют по формуле
Из полученного находят угол z отклонения осей D12 и D23
z = Ψ-φ = 85,1°-56,31° = 28,79°.
Из формулы (5) определяют пьезопроводность пласта
Получают два значения коэффициента пьезопроводности, соответствующих знакам + и -. Вычисляют первое значение - X+
Вычисляют второе значение - X-
По найденным значениям пьезопроводности, из формулы (6), вместо пропорциональных радиусов Rij, находят для каждой скважины абсолютные значения расстояний до границ полосообразной залежи.The coordinates of the wells determine the lengths of the axes connecting them. The distance between the first and second wells D 12 , m, and between the second and third wells - D 23 , m, is determined by the formulas
For one of the combinations of the proportional radii of the circles of three wells of the form (R 11 , R 21 , R 32 ), which according to the above classification corresponds to the
The deviation angle z of the axis connecting the first and second wells in the direction of the third well, FIG. 2, is defined as the difference between the angles φ and Ψ of the slopes of the axes D 12 and D 23 to the y axis. The angle Ψ is determined by the formula
From the obtained find the angle z of the deviation of the axes D 12 and D 23
z = Ψ-φ = 85.1 ° -56.31 ° = 28.79 ° .
From the formula (5) determine the piezoelectricity of the reservoir
Get two values of the coefficient of piezoconductivity corresponding to the signs + and -. The first value is calculated - X +
The second value is calculated - X -
From the found values of the piezoconductivity, from the formula (6), instead of the proportional radii R ij , the absolute values of the distances to the boundaries of the strip-like deposit are found for each well.
Так, для первого варианта - значения коэффициента пьезопроводности, равного X+ = 5·104 см2/с, из формулы (6) получают:
Для первой скважины - расстояние до ближней границы
- расстояние до дальней границы
Для второй скважины - расстояние до ближней границы
- расстояние до дальней границы
Для третьей скважины - расстояние до ближней границы
- расстояние до дальней границы
Результаты расчета наносят на карту месторождения, фиг. 4, в виде окружностей вокруг скважин с радиусами, равными абсолютным значениям расстояний до ближней и дальней границ пласта. На каждую скважину получено по две окружности. Как видно из фиг. 4, общую касательную имеют малая окружность первой скважины - точка касания A, малая окружность второй скважины - точка касания B и большая окружность третьей скважины - точка касания C. Получают первую границу залежи, проходящую через точки ABC. Вторая граница залежи пройдет по незадействованным окружностям, к которым относятся: по первой скважине - большая окружность, по второй скважине - большая окружность и по третьей скважине - меньшая окружность. Их точки касания имеют прямо противоположное расположение относительно скважины в сравнении с первой границей и имеют обозначения A'B'C'. Через эти точки проходит вторая граница полосообразной залежи.So, for the first option - the value of the coefficient of piezoconductivity equal to X + = 5 · 10 4 cm 2 / s, from formula (6) get:
For the first well, the distance to the near boundary
- distance to the far border
For the second well, the distance to the near boundary
- distance to the far border
For the third well, the distance to the near boundary
- distance to the far border
The calculation results are plotted on the field map, FIG. 4, in the form of circles around wells with radii equal to the absolute values of the distances to the near and far boundaries of the formation. Two circles were obtained for each well. As can be seen from FIG. 4, the small tangent of the first well - tangent point A, the small circumference of the second well - tangent point B and the large circumference of the third well - tangent point C have a common tangent. The first boundary of the reservoir passing through points ABC is obtained. The second boundary of the deposit will pass along the idle circles, which include: along the first well - a large circle, along the second well - a large circle and along the third well - a smaller circle. Their points of tangency are directly opposite to the well in comparison with the first boundary and are designated A'B'C '. Through these points passes the second boundary of the strip-like deposits.
Определяют направление расположения границы пласта. Ее ориентацию определяют углом наклона α0 к оси, соединяющей первую и вторую скважины - D12 по формуле (7)
На фиг. 4 приведена граница пласта, которая расположена по вертикали, вследствие совпадения угла α с ранее определенным углом φ , также равным φ = 56,3o.Determine the direction of the formation boundary. Its orientation is determined by the angle of inclination α 0 to the axis connecting the first and second wells - D 12 according to the formula (7)
In FIG. 4 shows the boundary of the reservoir, which is located vertically, due to the coincidence of the angle α with a previously determined angle φ, also equal to φ = 56.3 o .
Аналогичным образом определяют расстояния до границ залежи для второго варианта - другого значения коэффициента пьезопроводности X- = 0,364.10 см2/с, полученного из второго решения: h11 = 27,3 м, h12 = 247 м, h21 = 67,8 м, h22 = 203 м, h31 = 108 м, h32 = 163 м.Similarly, determine the distance to the boundaries of the deposits for the second option - another value of the coefficient of piezoconductivity X - = 0.364.10 cm 2 / s, obtained from the second solution: h 11 = 27.3 m, h 12 = 247 m, h 21 = 67.8 m , h 22 = 203 m, h 31 = 108 m, h 32 = 163 m.
Результаты построения этих данных на карте месторождения приведены на фиг. 3, из которой видно, что все возможные проведенные касательные через пару окружностей продолжаются мимо касания с третьей скважиной, в результате чего для полученных данных, рассчитанных для значения коэффициента пьезопроводности X-, не дало положительного результата по определению границы полосообразной залежи. То же самое относится и к остальным 30 вариантам, результаты по которым не приводятся из-за соображения нецелесообразности. Этого и следовало ожидать ввиду единственности двух границ залежи. В связи с этим перебор вариантов ведут до первого положительного результата, на котором останавливаются.The results of constructing these data on the field map are shown in FIG. 3, from which it is seen that all possible tangents drawn through a pair of circles continue past the touch with the third well, as a result of which for the obtained data calculated for the value of the piezoelectric conductivity coefficient X - , it did not give a positive result for determining the boundary of the strip-like deposit. The same applies to the other 30 options, the results of which are not presented due to reasons of inappropriateness. This is to be expected in view of the uniqueness of the two boundaries of the reservoir. In this regard, the enumeration of options lead to the first positive result, which stop.
Ширину полосы залепи H определяют по формуле (8),
Определяют по формуле (9) запасы на участке залежи длиной L
Применение предложенного способа позволит определить запасы полосообразной залежи при минимальных затратах на проведение исследований и повысить точность определения запасов нефти.The width of the stripe band H is determined by the formula (8),
Determined by the formula (9) reserves in the area of deposits of length L
The application of the proposed method will allow to determine the reserves of the strip-like deposits at the minimum cost of research and improve the accuracy of determining oil reserves.
Источники информации
1. В. С. Мелик-Пашаев, М.Н.Кочетов, А.В.Кузнецов, Л.П.Долина. Методика определения параметров залежи нефти и газа для подсчета запасов объемным методом. М., Гостоптехиздат, 270 с. 1963 г.Sources of information
1. V.S. Melik-Pashaev, M.N. Kochetov, A.V. Kuznetsov, L.P. Dolina. Methodology for determining the parameters of oil and gas deposits for calculating reserves by the volumetric method. M., Gostoptekhizdat, 270 p. 1963
2. Рахимкулов И.Ф. К расшифровке результатов исследования неоднородных пластов, Известия ВУЗов, Нефть и газ. Баку, N 8, 1964, с. 31-37. 2. Rakhimkulov I.F. To deciphering the results of studies of heterogeneous formations, Proceedings of universities, Oil and gas. Baku, N 8, 1964, p. 31-37.
3. Померанец Л.И. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин, М., Недра, 21981, с. 344-346. 3. Pomeranets L.I. Geophysical methods for the study of oil and gas wells, M., Nedra, 21981, p. 344-346.
Claims (1)
где Х+ и Х- - два значения коэффициента пьезопроводности, см2/с, соответствующие знакам + и - первой скобки числителя, и знакам -, + перед вторым слагаемым числителя; z - угол отклонения оси, соединяющей первую и вторую скважины, в направлении третьей скважины, o, величины х и у, см-1с1/2 определяют из формул
где индексы m, n, k = 1, 2, Rij - пропорциональный радиус окружности вокруг скважины, с1/2, индекс i = 1, 2, 3 - номер скважины, J - индекс окружности: при J = 1 - окружности меньшего радиуса, при J = 2 - окружности большего радиуса;
D23 - длина оси, соединяющей вторую и третью скважины, см;
D12 - длина оси, соединяющей первую и вторую скважины, см,
причем пропорциональные радиусы Rij определяют из формулы
где tio, Sij, Yi - параметры гидродинамических исследований i-й скважины методом восстановления давления: ti o - время, с, соответствующее моменту пересечения продолжения первого по времени асимптотического участка оси ln t, Sij имеет два разные значения при j = 1 и j = 2; Si j - величина восстановления давления, определяемая по продолжению второго асимптотического участка, соответствующая моменту времени ti o, МПа, Si 2 - превышение, в сравнении со вторым участком, восстановления давления, определяемое по продолжению третьего асимптотического участка на момент времени ti o, МПа, Yi - угловой коэффициент наклона первого линейного участка кривой восстановления давления к оси ln t, МПа, hi j, см, - расстояние от i-й скважины до ближней, j = 1, и/или дальней, j = 2, границ залежи определяют для значений коэффициентов пьезопроводности Х+ и Х- по формуле
ориентацию границы залежи на местности ее углом наклона αo к оси D12 определяют по формуле
ширину полосы залежи Н, см, определяют по формуле
where X + and X - are two values of the piezoelectric conductivity coefficient, cm 2 / s, corresponding to the signs + and - of the first bracket of the numerator, and the signs -, + before the second term of the numerator; z is the deviation angle of the axis connecting the first and second wells, in the direction of the third well, o , x and y values, cm -1 s 1/2 are determined from the formulas
where the indices m, n, k = 1, 2, R ij are the proportional radius of the circle around the well, c 1/2 , the index i = 1, 2, 3 is the number of the well, J is the circle index: for J = 1, the circles are smaller radius, with J = 2 - circles of larger radius;
D 23 - the length of the axis connecting the second and third wells, cm;
D 12 - the length of the axis connecting the first and second wells, cm,
moreover, the proportional radii R ij are determined from the formula
where t io , S ij , Y i are the parameters of hydrodynamic studies of the ith well by the pressure recovery method: t i o is the time, s, corresponding to the moment of crossing the continuation of the first asymptotic section of the axis ln t, S ij has two different values for j = 1 and j = 2; S i j is the pressure recovery value determined by the continuation of the second asymptotic section corresponding to the time t i o , MPa, S i 2 is the excess, compared to the second section, of the pressure recovery determined by the continuation of the third asymptotic section at the time t i o , MPa, Y i - the slope of the first linear portion of the pressure recovery curve to the axis ln t, MPa, h i j , cm, - the distance from the i-th well to the near, j = 1, and / or far, j = 2, the boundaries of the deposits are determined for the values of the coefficients of the piezo one X + and X - according to the formula
the orientation of the boundary of the deposit on the ground by its angle of inclination α o to the axis D 12 is determined by the formula
the width of the strip N, cm, is determined by the formula
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99120848A RU2166086C1 (en) | 1999-09-30 | 1999-09-30 | Method of oil pool reserves determination |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99120848A RU2166086C1 (en) | 1999-09-30 | 1999-09-30 | Method of oil pool reserves determination |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2166086C1 true RU2166086C1 (en) | 2001-04-27 |
Family
ID=20225447
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99120848A RU2166086C1 (en) | 1999-09-30 | 1999-09-30 | Method of oil pool reserves determination |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2166086C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789872C1 (en) * | 2022-06-30 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Method for determining geological and physical properties of formation and oil reserves |
-
1999
- 1999-09-30 RU RU99120848A patent/RU2166086C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| ЖДАНОВ М.А. и др. Основы промысловой геологии газа и нефти. - М.: Недра, 1975, с.149-155. ВАСИЛЕВСКИЙ В.Н. и др. Исследование нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973, с.126-133. * |
| ПОМЕРАНЕЦ Л.И. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1981, с.344-346. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789872C1 (en) * | 2022-06-30 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Method for determining geological and physical properties of formation and oil reserves |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9607007B2 (en) | Processing of geological data | |
| US4957172A (en) | Surveying method for locating target subterranean bodies | |
| US10145986B2 (en) | Modelling complex geological sequences using geologic rules and paleographic maps | |
| CN105464592A (en) | Shale gas horizontal well geosteering method | |
| US20140222345A1 (en) | Methods and systems of incorporating pseudo-surface pick locations in seismic velocity models | |
| RU2166086C1 (en) | Method of oil pool reserves determination | |
| CN111830558A (en) | Fracture zone engraving method | |
| CN107192326B (en) | The method for calculating rock stratum vector true thickness based on GPS data | |
| CN110794477A (en) | Method for identifying overtaking stratum pinch-out line by combining well and seismic | |
| CN111999768B (en) | Construction elevation determination method based on construction model in drilling layered design | |
| CN109143359B (en) | Automatic extraction method of quantitative description parameters of submarine water channel based on seismic data | |
| CN111663932B (en) | Method and device for determining underground reservoir structure | |
| CN112160740A (en) | Horizontal well target layer microstructure determination method based on element logging | |
| CN111427087A (en) | Method for determining carbonate reservoir position in ancient landform | |
| RU2166629C1 (en) | Method of oil pool reserves determination | |
| CN118091786B (en) | Method and device for correcting linear density of cracks based on underground logging data | |
| CN108010104A (en) | A kind of well logging data index mutual mapping method more | |
| CN111812743B (en) | Identification method of single sand body of reservoir | |
| US11727191B2 (en) | Process for highlighting text with varied orientation | |
| CN109725132B (en) | Simple method for determining fracture occurrence in vertical well core | |
| Dickinson | Subsurface interpretation of intersecting faults and their effects upon stratigraphic horizons | |
| Kacimov et al. | Analytical solution to 2D problem for an anticline-diverted brine flow with a floating hydrocarbon trap | |
| CN117518231A (en) | Well depth design method for slope zone seismic exploration well | |
| CN115875028A (en) | Method for determining true thickness of stratum | |
| Louie Jr | Chief tool of the petroleum exploration geologist: the subsurface structural map |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061001 |