RU2248444C2 - Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов - Google Patents
Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2248444C2 RU2248444C2 RU2003115052/03A RU2003115052A RU2248444C2 RU 2248444 C2 RU2248444 C2 RU 2248444C2 RU 2003115052/03 A RU2003115052/03 A RU 2003115052/03A RU 2003115052 A RU2003115052 A RU 2003115052A RU 2248444 C2 RU2248444 C2 RU 2248444C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- radon
- gamma
- formations
- formation
- beds
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к геофизическим методам исследования скважин и может быть использовано для определения остаточной нефтенасыщенности (ОНН) пластов после окончания их разработки в режиме вытеснения водой в открытом стволе или в интервале перфорации. Техническим результатом изобретения является повышение чувствительности и достоверности определяемой величины ОНН во всех типах коллекторов. Это достигается за счет закачки 5 порций радонового индикатора в объеме, превышающем в 40-80 раз объем порового пространства изучаемых пластов на глубину зоны исследования. Закачку радонового индикатора проводят до получения неизменяющихся показаний интенсивности гамма-излучения во всех пластах, т.е. до наступления состояния равновесия концентрации радона в пластовых флюидах. Величину коэффициента ОНН пластов определяют по приведенному математическому выражению. Способ отличается простотой технологического исполнения, низкой стоимостью, высокой чувствительностью и достоверностью.
Description
Изобретение относится к геофизическим методам исследования скважин и может быть использовано для определения остаточной нефтенасыщенности (ОНН) пластов после окончания их разработки в режиме вытеснения водой в открытом стволе или в интервале перфорации.
Известен "Способ ядерно-магнитного каротажа и устройство для осуществления" (RU 1288564 A1, кл. G 01 K 24/08, 07.02.1987).
Способ использует когерентное накопление слабых сигналов ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), обеспечивает повышение точности измерений по сравнению с известным способом ЯМК за счет уменьшения относительной погрешности измерений при одном и том же исходном отношении сигнал/шум и одинаковом числе накоплений.
Против исследуемого пласта зонд ЯМК задерживают и выполняют необходимое число повторных измерений, производя их когерентное суммирование и масштабируя результирующий сигнал по числу повторных измерений. Повышение точности достигается за счет привязки фазы опорного сигнала от фторсодержащего вещества, помещенного в зонде.
Недостатком данного способа является то, что асинхронное накопление сигналов позволяет незначительно повысить точность оценки индекса свободных флюидов (ИСФ) при большом отношении сигнал/шум, характерном для ИСФ, равном 15% и более. При ИСФ порядка 6% и менее синхронное накопление не дает увеличения точности оценки ИСФ.
Наиболее близким аналогом является "Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов"(US 4071756 A, кл. G 01 V 5/00, 31.01.1978).
Способ использует закачку в пласт радиоактивных изотопов и состоит из следующих операций.
1. Проведение гамма-каротажа.
2. Закачка в пласт радиоактивного изотопа в форме, растворимой в воде и не растворимой в нефти (обычно в виде неорганических солей, йода, брома и др.) в концентрации 0,05-5 мкКи на 1 см3 и в количестве, достаточном для вытеснения всей пластовой воды из зоны исследования.
3. Повторное проведение гамма-каротажа.
4. Вторичная закачка того же радиоактивного изотопа, в той же концентрации и в том же количестве, но в другой форме; при этом растворимость его в нефти должна быть выше, чем в воде, в 20-50 раз (используют радиоактивные металлические соли алкированных ароматических сульфоналов и другие органические вещества).
5. Завершающее проведение гамма-каротажа.
Недостатком данного способа является сложность технологии проведения индикаторных исследований.
Цель изобретения - повышение чувствительности и достоверности определяемой величины ОНН во всех типах коллекторов.
Решение этой задачи возможно за счет использования индикаторного метода по радону (ИМР) и достигается это тем, что в способе определения остаточной нефтенасыщенности пластов после окончания их разработки, включающем регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения по стволу скважины, закачку индикаторной жидкости (ИЖ) в поровое пространство пластов, проведение повторного гамма-каротажа, закачку 5 порций индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном осуществляют в объеме, превышающем в 40-80 раз объемов порового пространства изучаемых пластов зоны исследования (на глубину 30 см), закачку проводят до получения неизменяющихся показаний интенсивности гамма-излучения во всех пластах, т.е. до наступления состояния равновесия концентрации радона в пластовых флюидах (ИЖ, нефть, вода), величину коэффициента ОНН пластов Конi определяют по формуле
где,
Iпi - интенсивность гамма-излучения i-го пласта, обусловленная проникновением радона в пласт;
Iр - интенсивность гамма-поля, связанная с наличием радона в ИЖ, находящемся в стволе скважины над интервалом исследования;
δпi - плотность пород пластов;
δи -плотность ИЖ;
δр - плотность бурового раствора;
Kпi - открытая пористость i-гo пласта;
f(δиΔd) – функция, характеризующая степень насыщения гамма-поля для случая расположения геофизического прибора на стенке скважины;
Δd=dc-dп - толщина излучающего слоя раствора радона;
μ - массовый коэффициент поглощения гамма-излучения;
A1, A2, B1, B2 - постоянные величины, определяемые по данным модельных экспериментов;
К - коэффициент распределения концентраций радона в нефти и ИЖ, определяемый по лабораторным экспериментам при температуре, соответствующей пластовым условиям.
Радон обладает высокой растворимостью в углеводах, а поэтому достигаются значительные гамма-аномалии от пластов с остаточным нефтенасыщением. В этих условиях достигается высокая чувствительность и точность определяемой величины ОНН. Полученная информация о величине ОНН пластов позволяет повысить экономическую эффективность современных технологий повышения нефтеотдачи, так как более точно устанавливается распределение ОНН по пластам.
Способ осуществляют следующим образом.
Перед проведением индикаторных работ в стволе скважины с насосно-компрессорными трубами (НКТ), башмак которой находится на глубине выше кровли интервала исследования на 50-60 м, проводят фоновый замер гамма-каротажа (ГК) от подошвы интервала исследования до башмака НКТ.
Для определения профиля приемистости пластов проводят закачку 1-2 м3 ИЖ с концентрацией радона 0,1-0,2 mKu/м3 в скважину через НКТ и помещают его путем закачки в интервал исследуемых пластов.
Затем закачивают ИЖ в пласты и проводят два ГК в течение 4-х часов.
Необходимый минимальный и максимальный объем ИЖ для проведения индикаторных работ с целью определения остаточной нефтенасыщенности определяют по формулам
где dc - диаметр скважины;
Kпi - пористость изучаемых пластов;
hi - толщина изучаемых пластов.
Приготовленную ИЖ в объеме Vmin с концентрацией радона 0,2-0,4 mKu/м3 разделяют на 5 порций, которые последовательно закачивают в пласты до достижения во всех пластах равновесия концентрации радона в пластовых флюидах (ИЖ, нефть, вода), о чем судят по постоянству величин гамма-аномалий. После закачки последней порции ИЖ проводят два гамма-каротажа.
Если после закачки в пласты минимального объема ИЖ не наблюдается постоянства гамма-аномалий во всех изучаемых пластах, то закачивают дополнительные порции ИЖ до наступления равновесия концентрации радона в системе пластовых флюидов.
После окончания операции закачки ИЖ в пласты проводят термометрию в интервале исследования. Эта информация необходима для определения коэффициента распределения концентрации радона в нефти и пластовой воде К .
Claims (1)
- Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов после окончания их разработки, включающий регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения по стволу скважины, закачку индикаторной жидкости (ИЖ) в поровое пространство пластов, проведение повторного гамма-каротажа, отличающийся тем, что закачку 5 порций ИЖ с радоном осуществляют в объеме, превышающем в 40-80 раз объем порового пространства изучаемых пластов зоны исследования, закачку проводят до получения не изменяющихся показаний интенсивности гамма-излучения во всех пластах, т.е. до наступления состояния равновесия концентрации радона в пластовых флюидах, величину коэффициента остаточной нефтенасыщенности пластов Конi определяют по формуле:где Iпi - интенсивность гамма-излучения i-го пласта, обусловленная проникновением радона в пласт;Iр - интенсивность гамма-поля, связанная с наличием радона в ИЖ, находящейся в стволе скважины над интервалом исследования;δ пi - плотность пород пластов;δ и - плотность ИЖ;δ р - плотность бурового раствора;Kпi - открытая пористость i-гo пласта;f(δ иΔ d) – функция, характеризующая степень насыщения гамма-поля для случая расположения геофизического прибора на стенке скважины;Δ d=dc-dп - толщина излучающего слоя раствора радона;μ - массовый коэффициент поглощения гамма-излучения;A1, A2, B1, B2 - постоянные величины, определяемые по данным модельных экспериментов;К
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003115052/03A RU2248444C2 (ru) | 2003-05-20 | 2003-05-20 | Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2003115052/03A RU2248444C2 (ru) | 2003-05-20 | 2003-05-20 | Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2003115052A RU2003115052A (ru) | 2004-12-10 |
RU2248444C2 true RU2248444C2 (ru) | 2005-03-20 |
Family
ID=35454367
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2003115052/03A RU2248444C2 (ru) | 2003-05-20 | 2003-05-20 | Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2248444C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2447282C2 (ru) * | 2010-05-13 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ выявления углеводородсодержащих пластов в процессе вскрытия их бурением |
RU2451790C2 (ru) * | 2007-12-25 | 2012-05-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (БашГУ) | Способ определения направления фильтрации жидкости в пласте |
RU2472184C1 (ru) * | 2011-09-12 | 2013-01-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ") | Способ выделения высокорадиоактивных пород-коллекторов |
RU2792463C1 (ru) * | 2022-05-30 | 2023-03-22 | Региональная общественная организация "Волгоградское научно-техническое общество нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина" (РОО "ВНТО НГ им. акад. И.М. Губкина") | Способ определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки |
-
2003
- 2003-05-20 RU RU2003115052/03A patent/RU2248444C2/ru active IP Right Revival
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2451790C2 (ru) * | 2007-12-25 | 2012-05-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" (БашГУ) | Способ определения направления фильтрации жидкости в пласте |
RU2447282C2 (ru) * | 2010-05-13 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ выявления углеводородсодержащих пластов в процессе вскрытия их бурением |
RU2472184C1 (ru) * | 2011-09-12 | 2013-01-10 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ") | Способ выделения высокорадиоактивных пород-коллекторов |
RU2792463C1 (ru) * | 2022-05-30 | 2023-03-22 | Региональная общественная организация "Волгоградское научно-техническое общество нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина" (РОО "ВНТО НГ им. акад. И.М. Губкина") | Способ определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки |
RU2815325C1 (ru) * | 2023-09-19 | 2024-03-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Институт нефтегазовых технологий "ГеоСпектр" (ООО "ИНТ "ГеоСпектр") | Способ оценки нефтенасыщенности коллекторов в обсаженных нефтегазовых и нефтегазоконденсатных скважинах с высокой минерализацией пластовых вод методом мультиметодного многозондового нейтронного каротажа - ММНК |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11112525B2 (en) | Data processing system for measurement of hydrocarbon content of tight gas reservoirs | |
US9091781B2 (en) | Method for estimating formation permeability using time lapse measurements | |
US9880319B2 (en) | Quality metrics for tight oil reservoirs | |
US8005618B2 (en) | Logging while drilling system | |
RU2534721C2 (ru) | Уточненные измерения пористости подземных пластов | |
US9746576B2 (en) | Wettability estimation using magnetic resonance | |
US9448322B2 (en) | System and method to determine volumetric fraction of unconventional reservoir liquid | |
AU2010263041A1 (en) | Source rock volumetric analysis | |
US11125082B2 (en) | Systems and methods for monitoring changes in a formation while dynamically flowing fluids | |
NO335728B1 (no) | Fremgangsmåte og utstyr for bestemmelse av porøsitet for formasjonen rundt et borehull | |
Wyman | How should we measure residual-oil saturation? | |
Ma et al. | Cased-Hole Reservoir Saturation Monitoring in Mixed-Salinity Environments–A New Integrated Approach | |
US4052893A (en) | Measuring reservoir oil saturation | |
RU2248444C2 (ru) | Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов | |
US3282095A (en) | Logging oil saturation in reservoir | |
US11460602B2 (en) | Systems and methods for saturation logging of hydrocarbon wells | |
RU2792463C1 (ru) | Способ определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки | |
US4353248A (en) | Well logging to determine the nature and extent of mud filtrate penetration | |
US20160215616A1 (en) | Estimation of Skin Effect From Multiple Depth of Investigation Well Logs | |
CA2302995C (en) | Method for measuring fracture porosity in coal seams using geophysical logs | |
US3993904A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining water saturations in a reservoir | |
US10072500B2 (en) | Gravity monitoring of a water-flooded zone in areal sweep | |
RU2166780C1 (ru) | Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах | |
Collett et al. | 27. Data Report: Nuclear Magnetic Resonance Logging while Drilling, ODP Leg 204 | |
Phillips et al. | Borehole Nuclear Magnetic Resonance Estimation of Specific Yield in a Fractured Granite Aquifer |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190521 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210603 |