RU2289021C2 - Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells - Google Patents
Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2289021C2 RU2289021C2 RU2005104515/03A RU2005104515A RU2289021C2 RU 2289021 C2 RU2289021 C2 RU 2289021C2 RU 2005104515/03 A RU2005104515/03 A RU 2005104515/03A RU 2005104515 A RU2005104515 A RU 2005104515A RU 2289021 C2 RU2289021 C2 RU 2289021C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- curve
- time
- graph
- inflow
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и в частности к гидродинамическим методам исследования скважин.The invention relates to the oil industry and, in particular, to hydrodynamic methods for researching wells.
Известен способ определения параметров пласта по кривой восстановления давления [1]. Недостатком метода является то, что гидродинамические параметры пласта определяют только при исследовании скважин методом неустановившейся фильтрации.A known method of determining the parameters of the reservoir according to the pressure recovery curve [1]. The disadvantage of this method is that the hydrodynamic parameters of the formation are determined only when researching wells by the method of transient filtration.
Известен способ определения параметров пласта по методу последовательной смены стационарных состояний (кривой прослеживания уровня, давления) [1]. Недостатком метода является то, что по результатам исследования определяется только коэффициент продуктивности пласта.There is a method of determining the parameters of the reservoir by the method of successive changes in stationary states (curve tracking level, pressure) [1]. The disadvantage of this method is that according to the results of the study, only the reservoir productivity coefficient is determined.
Предлагаемый способ направлен на совершенствование существующих способов исследования методом последовательной смены стационарных состояний (прослеживания уровня, давления) в малодебитных непереливающих скважинах с определением гидродинамических и фильтрационных параметров пласта.The proposed method is aimed at improving the existing methods of research by the method of successive changes of stationary states (tracking level, pressure) in low-flow non-overfill wells with determination of hydrodynamic and filtration parameters of the formation.
В результате обработки данных исследований известным способом (прослеживания уровня, давления), по предложенному способу, в отличие от стандартных вышеперечисленных, появляется возможность определения таких гидродинамических и фильтрационных параметров, как продуктивность, гидропроводность, проницаемость, пьезопроводность, а также рассчитать значение скин-фактора.As a result of processing the research data in a known manner (tracking the level, pressure), according to the proposed method, in contrast to the standard ones listed above, it becomes possible to determine such hydrodynamic and filtration parameters as productivity, hydraulic conductivity, permeability, piezoconductivity, and also calculate the value of the skin factor.
Технология проведения работ.Technology of work.
Исследования проводятся по стандартной схеме - понижение противодавления в стволе скважины (снижение уровня в стволе скважины) с последующим прослеживанием и регистрацией изменения уровня (давления) в скважине. После этого производится интерпретация полученных данных.The studies are carried out according to the standard scheme - lowering the back pressure in the wellbore (lowering the level in the wellbore), followed by tracking and recording changes in the level (pressure) in the well. After that, the interpretation of the data is performed.
Необходимо отметить следующее.The following should be noted.
Как известно, основным условием при решении задачи по определению параметров пласта, по М.Маскету, является знание значений начальных и текущих пластовых давлений в разведочных и эксплуатационных скважинах. При этом по М.Маскету, при отсутствии точных сведений о значении пластового давления, можно определить лишь только продуктивность пласта [1].As you know, the main condition for solving the problem of determining the parameters of the reservoir, according to M.Masket, is the knowledge of the values of the initial and current reservoir pressures in exploration and production wells. Moreover, according to M. Musket, in the absence of accurate information about the value of reservoir pressure, it is possible to determine only the productivity of the reservoir [1].
Авторами предлагается решение поставленной задачи с определением продуктивности, гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности пласта по кривой притока, которое заключается в следующем.The authors propose the solution of the problem with the definition of productivity, hydraulic conductivity, permeability, piezoelectric conductivity of the reservoir according to the inflow curve, which is as follows.
После стандартной обработки кривой притока в координатах РС-Т по методу Крылова, по графику зависимости РС СР dP/dt оценивается коэффициент продуктивности скважины (КПРОД) [1]. Если по этой методике истинное пластовое давление (РПЛ) однозначно не определяется, то коэффициент продуктивности пересчитывается с учетом поправки на существующий дефицит пластового давления (dP0) [2].After standard processing of the inflow curve in coordinates Р С -Т according to the Krylov method, the well productivity coefficient (K SLE ) is estimated according to the graph of dependence Р С СР dP / dt [1]. If the true reservoir pressure (P PL ) is not unambiguously determined by this method, then the productivity coefficient is recalculated taking into account the correction for the existing reservoir pressure deficit (dP 0 ) [2].
При известном значении РПЛ на графике РС СР-dP/dt проводится прямая линия, соединяющая точку известного пластового давления с перегибом на том же графике определения КПРОД.With a known value of R PL on the graph R C CP -dP / dt, a straight line is drawn connecting the point of the known reservoir pressure with an inflection on the same graph for determining K PROD .
Эта точка перегиба означает время возникновения (начало проявления) фильтрационных сопротивлений (скин-фактора, эффекта Жамена) при фильтрации жидкости из-за проявления структурно-механических свойств жидкостей, а также свойств низкопроницаемых коллекторов, связанных с их литологическими особенностями. По этой прямой рассчитывается время, означающее теоретически оптимальный период исследования пласта на приток.This inflection point means the time of occurrence (onset of manifestation) of filtration resistances (skin factor, Jamen effect) during fluid filtration due to the manifestation of the structural and mechanical properties of liquids, as well as the properties of low-permeability reservoirs associated with their lithological features. From this straight line, time is calculated, which means the theoretically optimal period of formation study for inflow.
При этом предполагается, что приток достигнет устья скважины за какое-то "определенное" время, превышающее время фактического исследования, но уже в условиях отсутствия или минимального влияния вышеуказанных, проявляющихся дополнительных сопротивлений (скин-фактора, эффекта Жамена).At the same time, it is assumed that the inflow reaches the wellhead in some “certain” time, exceeding the time of the actual study, but already in the absence or minimal influence of the above, additional resistance (skin factor, Jamen effect).
В действительности же, реальный приток за "определенное" время из-за влияния скин-фактора придет в точку на оси давлений, обозначающую очередное условное пластовое давление. И если оставить скважину на естественное восстановление давления (уровня), то приток на устье придет через сотни часов.In reality, a real inflow in a “certain” time due to the influence of the skin factor will come to a point on the pressure axis, indicating the next conditional reservoir pressure. And if you leave the well to the natural restoration of pressure (level), then the inflow to the mouth will come in hundreds of hours.
Затем на графике РС-Т находится точка перегиба, соответствующая гипотетическому времени исследования притока (t0-tn) и известному пластовому давлению. И, в соответствии с логистической формой начального участка реальной кривой притока, точка перегиба, определенная по графику прослеживания давления, соединяется лекальной линией с точкой пересечения оптимального времени прослеживания и пластового давления.Then on the graph P C -T there is an inflection point corresponding to the hypothetical time of the inflow study (t 0 -t n ) and the known reservoir pressure. And, in accordance with the logistic shape of the initial section of the real inflow curve, the inflection point, determined by the pressure tracking schedule, is connected by a straight line with the intersection point of the optimal tracking time and reservoir pressure.
Полученная таким образом гипотетическая кривая обрабатывается по одному из известных методов неустановившейся фильтрации. Например, по методу касательной с получением гидродинамических параметров пласта: гидропроводности, проницаемости, пьезопроводности и скин-фактора.The hypothetical curve obtained in this way is processed using one of the known methods of transient filtering. For example, by the tangent method with obtaining the hydrodynamic parameters of the formation: hydraulic conductivity, permeability, piezoconductivity and skin factor.
ПримерExample
Рассмотрим обработку кривой притока в скважине Р-347 (пласт ЮВ2 в интервале 2360-2374 м) Кошильского месторождения.Consider processing the inflow curve in well R-347 (SE 2 in the interval 2360-2374 m) of the Koshilsky field.
При испытании объекта получен непереливающий приток нефти дебитом 7,5 м3/сут при НДИН СР=850 м.When testing the object, a non-diverting oil flow was obtained with a flow rate of 7.5 m 3 / day at N DYN SR = 850 m.
На фиг.1 приведена фактическая кривая притока. Коэффициент продуктивности, рассчитанный по методу Крылова, равен 1,65 м3/сут×атм.Figure 1 shows the actual flow curve. The productivity coefficient calculated by the Krylov method is 1.65 m 3 / day × atm.
На фиг.2 видно, что преобразованная кривая притока в координатах РС СР-dP/dt не приходит к отметке, соответствующей известному пластовому (гидростатическому) давлению (РПЛ=237 атм), а указывает на значение, равное 182 атм. Это и есть условное пластовое давление, определенное по графику РС СР-dP/dt. Поэтому коэффициент продуктивности был пересчитан с учетом дефицита пластового давления. Он оказался равным 0,556 м3/сут×атм.Figure 2 shows that the transformed inflow curve in the coordinates of P C CP -dP / dt does not reach the mark corresponding to the known reservoir (hydrostatic) pressure (P PL = 237 atm), but indicates a value of 182 atm. This is the conditional reservoir pressure, determined according to the schedule P C CP -dP / dt. Therefore, the productivity coefficient was recalculated taking into account the deficit of reservoir pressure. It turned out to be equal to 0.556 m 3 / day × atm.
Дальнейшая интерпретация проводятся по вышеописанному способу.Further interpretation is carried out according to the above method.
На преобразованной кривой притока точка перегиба располагается на отметке 175 атм (фиг.2). Затем эта точка соединяется с известным значением пластового давления на оси давлений.On the converted inflow curve, the inflection point is located at around 175 atm (Fig. 2). Then this point is connected with a known value of reservoir pressure on the axis of pressure.
На фиг.2 видно, что в результате построений образовались две индикаторные диаграммы с различными угловыми коэффициентами. В качественном отношении эти значения угловых коэффициентов соответствуют реальному и расчетному (гипотетическому) времени исследования притока. Из этого следует, что линия ВС (фиг.2) соответствует времени исследования притока до достижения им устья скважины. Линии АВ и ВД означают соответственно время притока до проявления дополнительных фильтрационных сопротивлений и после их проявления (фиг.2). На фиг.2 видно, что угловой коэффициент индикаторной диаграммы фактической кривой притока больше углового коэффициента индикаторной диаграммы расчетной кривой притока (tgα1>tgα2) в 3,62 раза. Следовательно и время исследования на участке ВС будет больше времени исследования на участке ВД на такую же величину. В нашем случае общее время притока (начальный участок без влияния сопротивлений + гипотетическое время восстановления давления) составило 60 час.Figure 2 shows that as a result of the construction, two indicator charts with different angular coefficients were formed. Qualitatively, these values of the angular coefficients correspond to the real and estimated (hypothetical) time of the inflow study. From this it follows that the line BC (figure 2) corresponds to the time of the study of the influx until it reaches the wellhead. The lines AB and VD mean, respectively, the influx time before the manifestation of additional filtering resistances and after their manifestation (figure 2). Figure 2 shows that the angular coefficient of the indicator diagram of the actual inflow curve is 3.62 times greater than the angular coefficient of the indicator diagram of the calculated inflow curve (tgα 1 > tgα 2 ). Consequently, the study time in the aircraft section will be longer than the study time in the VD section by the same amount. In our case, the total inflow time (the initial section without the influence of resistance + hypothetical pressure recovery time) was 60 hours.
При этом предполагается, что гипотетически приток достигнет устья скважины за 60 часов при условии отсутствия или минимального влияния дополнительных сопротивлений (скин-фактора).It is assumed that, hypothetically, the influx reaches the wellhead in 60 hours, provided that there is no or minimal influence of additional resistances (skin factor).
Таким образом, получается, что дальнейшее построение и расчет параметров пласта производится с допущением, что скважина, вскрывшая низкопроницаемые коллекторы, является гидродинамически совершенной и приток нефти из пласта в ствол скважины является изотропным.Thus, it turns out that further construction and calculation of the formation parameters is carried out with the assumption that the well that opened the low-permeability reservoirs is hydrodynamically perfect and the inflow of oil from the formation into the wellbore is isotropic.
Исходя из этого допущения, построен график расчетной кривой притока с вероятным ее продолжением (фиг.1 кривая 2) и с достижением значения истинного пластового давления через 60 часов. Решение этой расчетной кривой производится по известной формуле упругого режима:Based on this assumption, a graph of the calculated inflow curve was constructed with its likely continuation (Fig. 1, curve 2) and with the achievement of the true reservoir pressure after 60 hours. The solution to this calculation curve is made according to the well-known formula of the elastic regime:
где РПЛ - пластовое давление, Па;where R PL - reservoir pressure, Pa;
PС(t) - забойное давление, Па, в момент времени t, сек;P C (t) - bottomhole pressure, Pa, at time t, sec;
Q - дебит, м3/сек;Q - flow rate, m 3 / s;
μ - вязкость нефти, Па·сек;μ - oil viscosity, Pa · sec;
k - проницаемость, м2;k - permeability, m 2 ;
h - эффективная толщина пласта, м;h is the effective thickness of the reservoir, m;
χ - пьезопроводность, м2/сек;χ - piezoconductivity, m 2 / s;
- приведенный радиус скважины, м. - reduced well radius, m
В выражении 1 приращение забойного давления с течением времени резко снижается.In
Затем расчетная (гипотетическая) кривая притока обработана по методу касательной (фиг.3).Then the calculated (hypothetical) flow curve is processed by the tangent method (figure 3).
Полученные параметры пласта, в результате обработки гепотетической кривой притока по предлагаемому способу приведены в таблице 1. В таблице 1 также приведены и результаты обработки исследований скважин Кошильского месторождения по методам Муравьева-Крылова, Федорцова В.К., Карнаухова М.Л. и Хорнера.The obtained parameters of the reservoir, as a result of processing the hypothetical inflow curve according to the proposed method, are shown in table 1. Table 1 also shows the results of processing studies of the wells of the Koshilsky field according to the methods of Muravyov-Krylov, Fedortsova VK, Karnaukhova ML and Horner.
Результаты обработки исследований скважин Кошильского месторожденияTable 1
Wells processing results of the Koshilskoye field
Как видно из данных таблицы 1, результаты обработки имеют удовлетворительную сходимость.As can be seen from the data in table 1, the processing results have satisfactory convergence.
ЛИТЕРАТУРАLITERATURE
1. С.Н.Бузинов, И.Д.Умрихин. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., 1973 г., с.24-28; 50-84.1. S.N. Buzinov, I.D. Umrikhin. Hydrodynamic research methods for wells and reservoirs. M., 1973, pp. 24-28; 50-84.
2. В.К.Федорцов, А.К.Ягафаров. Способ определения продуктивности малодебитных непереливающих нефтяных скважин. Современные гидродинамические методы исследования скважин. Труды Междунар. форума исследователей скважин, М., 2004 г., с.290-295.2. V.K. Fedortsov, A.K. Yagafarov. A method for determining the productivity of low-yield non-sinking oil wells. Modern hydrodynamic methods for researching wells. Proceedings of the Intern. Well Researchers Forum, M., 2004, pp. 290-295.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005104515/03A RU2289021C2 (en) | 2005-02-18 | 2005-02-18 | Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005104515/03A RU2289021C2 (en) | 2005-02-18 | 2005-02-18 | Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005104515A RU2005104515A (en) | 2006-07-27 |
RU2289021C2 true RU2289021C2 (en) | 2006-12-10 |
Family
ID=37057682
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005104515/03A RU2289021C2 (en) | 2005-02-18 | 2005-02-18 | Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2289021C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2476670C1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining filtration properties of jointly operating formations (versions) |
RU2559247C1 (en) * | 2014-07-28 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Express method to determine characteristics of bottomhole zone in stripped wells used for well completion and system for its implementation |
RU2605972C2 (en) * | 2014-07-28 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Bottom-hole zone characteristics determining system in stripped wells |
-
2005
- 2005-02-18 RU RU2005104515/03A patent/RU2289021C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
БУЗИНОВ С.Н. и др., Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. Москва, Недра, 1973, с.24-25, 51-55, 83-84. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2476670C1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining filtration properties of jointly operating formations (versions) |
RU2559247C1 (en) * | 2014-07-28 | 2015-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Express method to determine characteristics of bottomhole zone in stripped wells used for well completion and system for its implementation |
RU2605972C2 (en) * | 2014-07-28 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Bottom-hole zone characteristics determining system in stripped wells |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005104515A (en) | 2006-07-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN111927411B (en) | Intelligent water invasion tracking and early warning method for water with water and gas reservoir | |
CN111353205B (en) | Method for calculating formation pressure and dynamic productivity of water-producing gas well of tight gas reservoir | |
CN103590824A (en) | Productivity calculation method for tight gas horizontal wells modified by multi-stage fracturing | |
CN110206536A (en) | A kind of well head Liquid output acquisition method based on pump dynamometers | |
CN104330344A (en) | Core gas-water two-phase flow dynamic test method and device | |
CN106204304A (en) | A kind of Conglomerate Reservoir gathers the determination method driving permeability saturation curve | |
CN110162851A (en) | A kind of data calibration method of cable formation testing pumping numerical simulation and its process | |
RU2289021C2 (en) | Method for determining formation parameters during inspection of low-debit non-flowing wells | |
CN109653739A (en) | It is a kind of for correcting the compound logging curve processing method of gas detection logging influence factor | |
CN110735633A (en) | early-stage identification method for low-permeability carbonate gas reservoir gas well shaft effusion | |
RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
CN111963151A (en) | Method for determining formation pressure through suspension point static load of oil pumping unit | |
RU2290507C2 (en) | Method for determining filtration parameters of complex build collectors and multi-layer objects | |
RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
WO2014168483A2 (en) | Gas well inflow detection method | |
RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
CN108664677B (en) | Oil and gas well production data analysis method | |
CN111119815B (en) | Method for determining production well production allocation ratio through balanced displacement | |
CN112746836B (en) | Oil well layer yield calculation method based on interlayer interference | |
CN112943224B (en) | Method for calculating dynamic liquid level of heavy oil well | |
CN113177363A (en) | Reservoir engineering method for quantitatively characterizing reservoir large pore channel parameters | |
RU2243372C1 (en) | Method for hydrodynamic examination of horizontal wells | |
CN111287741B (en) | Rapid calculation method for permeability of compact oil reservoir volume fracturing transformation area | |
CN108805317A (en) | A kind of method of the horizontal segment optimization length of determining horizontal well | |
Coimbra et al. | Flow rate measurement using test separator and PDG data allows individual and commingled production zone flow rate history calculation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070219 |