RU2301886C1 - Reservoir conductivity determination method - Google Patents
Reservoir conductivity determination method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2301886C1 RU2301886C1 RU2006129779/03A RU2006129779A RU2301886C1 RU 2301886 C1 RU2301886 C1 RU 2301886C1 RU 2006129779/03 A RU2006129779/03 A RU 2006129779/03A RU 2006129779 A RU2006129779 A RU 2006129779A RU 2301886 C1 RU2301886 C1 RU 2301886C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- reservoir
- formation
- fluid
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении гидропроводности продуктивного коллектора.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a reservoir and the determination of the hydraulic conductivity of a reservoir.
Известен способ определения физических параметров пласта, включающий снижение уровня жидкости в скважине, регистрацию во времени повышения уровня жидкости в скважине регистрационными приборами, построение по полученным данным графиков измерения забойного давления, дебита притока жидкости в зависимости от депрессии забойного давления и времени исследования и определение физических параметров призабойной зоны пласта, скин-эффекта и депрессии на его преодоление, других физических параметров, связанных с параметрами удаленной зоны пласта /1/.A known method for determining the physical parameters of the formation, including lowering the liquid level in the well, recording over time the increase in the level of the liquid in the well with registration devices, plotting downhole pressure measurement graphs, flow rates of the fluid depending on the bottom hole pressure depression and study time, and determining physical parameters bottomhole formation zone, skin effect and depression to overcome it, other physical parameters associated with the parameters of the remote zone hundred / 1 /.
Недостатками известного способа /1/ являются:The disadvantages of this method / 1 / are:
- большой объем исследовательских работ в связи с необходимостью многократно проводить снижения уровня жидкости в стволе скважины; что влечет значительные материальные и трудовые затраты, неизбежные потери нефтедобычи из-за многочисленных простоев скважин;- a large amount of research work in connection with the need to repeatedly lower the fluid level in the wellbore; which entails significant material and labor costs, inevitable loss of oil production due to numerous downtimes of wells;
- не решается задача определения зависимости гидропроводности пласта от депрессии на установившихся режимах эксплуатации скважины. Это связано с тем, что при обработке замеренных данных о забойном давлении и притоке в известном способе /1/ используются расчетные уравнения упругого режима фильтрации, основанные на постоянных величинах фильтрационных параметров. Зависимость гидропроводности от депрессии на пласт является следствием нелинейных эффектов, отсюда применяемый методический аппарат должен основываться на нелинейной теории фильтрации.- the problem of determining the dependence of the hydraulic conductivity of the formation on the depression at the established modes of operation of the well is not solved. This is due to the fact that when processing the measured data on bottomhole pressure and inflow in the known method / 1 /, the calculated equations of the elastic filtration mode are used, based on constant values of the filtration parameters. The dependence of hydraulic conductivity on depression on the reservoir is a consequence of non-linear effects, hence the methodological apparatus used should be based on a non-linear theory of filtration.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ определения фильтрационных параметров пласта по начальным участкам кривых восстановления давления, включающий эксплуатацию добывающей скважины на установившемся режиме, исследование скважины методом восстановления давления, в ходе исследования определяются кривые восстановления забойного давления (КВД) и продолжающегося притока (КПП) жидкости из пласта в скважину, найденные величины использованы для определения по представленным формулам изменений гидропроводности пласта от времени восстановления давления. В итоге по данным гидродинамических исследований добывающей скважины методом восстановления давления определяется зависимость изменений гидропроводности от времени восстановления давления /2/.Closest to the invention in technical essence is a method for determining the filtration parameters of the reservoir from the initial sections of the pressure recovery curves, including operating the producing well in steady state, studying the well by the pressure recovery method, during the study, the recovery curves of bottomhole pressure (KVD) and the continuous flow (PPC) are determined ) fluid from the reservoir to the well, the found values were used to determine the hydroprovic changes according to the presented formulas the bottom of the reservoir from the time of pressure recovery. As a result, according to the hydrodynamic studies of the producing well, the method of pressure recovery determines the dependence of changes in hydraulic conductivity on the time of pressure recovery / 2 /.
Недостатками известного способа /2/ являются:The disadvantages of this method / 2 / are:
- применение для создания способа традиционной модели фильтрации флюида в однородном пласте с постоянной гидропроводностью, после этого на основе этой модели определяется зависимость изменений гидропроводности пласта от времени восстановления давления;- application to create a method of a traditional model of fluid filtration in a homogeneous formation with constant hydraulic conductivity, then based on this model, the dependence of changes in the hydraulic conductivity of the formation on the time of pressure recovery is determined;
- необоснованность ограничений и допущений, принятых в основной расчетной формуле. В результате необоснованных упрощений основной расчетной формулы определяемые величины гидропроводности пласта существенно завышены;- the unreasonableness of the limitations and assumptions adopted in the basic calculation formula. As a result of unreasonable simplifications of the basic calculation formula, the determined values of the hydraulic conductivity of the formation are significantly overestimated;
не решается задача определения зависимости гидропроводности пласта от депрессии на установившихся режимах эксплуатации скважины, поскольку для интерпретации данных исследований скважины методом восстановления давления в способе /2/ использованы линейные уравнения упругого режима, хотя изменения гидропроводности соответствуют нелинейным фильтрационным эффектам. Необходимо применение методического аппарата нелинейной теории фильтрации с учетом, в первую очередь, структурно-механических свойств пластовой системы.the problem of determining the dependence of the reservoir’s hydraulic conductivity on the depression at established well operating conditions is not solved, since linear equations of the elastic mode were used to interpret the well research data by the pressure restoration method / 2 /, although the changes in the hydraulic conductivity correspond to non-linear filtration effects. It is necessary to use the methodological apparatus of the nonlinear theory of filtration, taking into account, first of all, the structural and mechanical properties of the reservoir system.
В изобретении решается задача повышения точности, сокращения времени, упрощения процедуры определения зависимости гидропроводности от депрессии на пласт в добывающей скважины, уменьшения потерь добычи нефти.The invention solves the problem of increasing accuracy, reducing time, simplifying the procedure for determining the dependence of hydraulic conductivity on depression in a formation in a producing well, and reducing oil production losses.
Задача решается тем, что в способе определения гидропроводности пласта, включающем эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, математическую обработку результатов замеров, согласно изобретению предварительно исследуют пласт методом гидропрослушивания или фильтрационных волн давления, определяют коэффициент ее пьезопроводности пласта и приведенный радиус скважины rc, учитывающий ее гидродинамическое несовершенство, а при математической обработке результатов замеров строят график зависимости условного размера возмущенной области пласта от функции влияния ψ(t) притока жидкости в скважину на распространение в пласте фронта возмущения, построенный график аппроксимируют полиномом, для каждого замера приращения ΔРc(tj) забойного давления и продолжающегося притока Qj жидкости из пласта в скважину вычисляют последовательно величины функции влияния ψj притока жидкости в скважину на распространение в пласте фронта возмущения, условного размера возмущенной области пласта, функции восстановления забойного давления по величинам строят график функции восстановления забойного давления в зависимости от продолжающегося притока жидкости Q(t) из пласта в добывающую скважину, построенный график аппроксимируют полиномом, по свободному члену bo которого определяют коэффициент гидропроводности пласта εо при эксплуатации скважины на установившемся режиме с дебитом Qo, для каждого замера Qj по найденным величинам и εо вычисляют коэффициент гидропроводности пласта εj, соответствующий притоку жидкости в добывающую скважину с дебитом Qj, при этом по найденным величинам εj рассчитывают депрессию ΔPj(rс) при установившемся режиме эксплуатации скважины с дебитом Qj в пласте с гидропроводностью εj, по величинам ΔРj(rc), εj строят график зависимости гидропроводности ε=f[ΔР(rс)] от депрессии на пласт при установившихся режимах эксплуатации добывающей скважины.The problem is solved in that in the method for determining the hydraulic conductivity of the formation, which includes operating the well in steady state before conducting a hydrodynamic study, hydrodynamic study of the well by pressure restoration, determining the bottomhole pressure and the continued flow of fluid from the formation into the well after it is stopped, mathematical processing of the measurement results, according to According to the invention, the formation is preliminarily examined by the method of hydro-listening or filtration pressure waves, the coefficient of its piezoconductivity of the formation and the reduced radius of the well r c , taking into account its hydrodynamic imperfection, and when the measurement results are mathematically processed, a graph of the conditional size the disturbed region of the reservoir as a function of the influence of ψ (t) the flow of fluid into the well on the propagation of the disturbance front in the reservoir, the plot is approximated by a polynomial, for each measurement of the increment ΔP c (t j ) of the bottomhole pressure and the continued flow of fluid from the reservoir into the well, Q j the magnitude of the function of the influence ψ j fluid flow into the well on the propagation of a disturbance front in the formation, the conditional size disturbed reservoir area; bottomhole pressure recovery function in terms of plotting downhole pressure recovery functions depending on the ongoing inflow of fluid Q (t) from the reservoir into the producing well, the constructed schedule is approximated by a polynomial, the free term b o of which determines the coefficient of hydraulic conductivity of the reservoir ε о when the well is operating at a steady state with a flow rate of Q o , for each measurement Q j by found m values and ε о calculate the coefficient of hydraulic conductivity of the formation ε j corresponding to the influx of fluid into the producing well with a flow rate of Q j , while using the found values of ε j calculate the depression ΔP j (r s ) at the established operating mode of a well with a flow rate of Q j in a formation with hydraulic conductivity ε j , according to the values ΔР j (r c ), ε j, a graph of the dependence of the hydraulic conductivity ε = f [ΔР (r s )] on the depression on the reservoir under steady-state operating conditions of the producing well is plotted.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Выбор и реализация рационального способа эксплуатации нефтедобывающих скважин основаны на информации о фильтрационных и энергетических характеристиках пласта. При этом режимы работы применяемого скважинного оборудования определяются, главным образом, продуктивными возможностями залежей. Основным интегральным параметром, характеризующим пропускную способность коллектора при течении сквозь него насыщающего флюида, является коэффициент гидропроводности пласта ε:The selection and implementation of a rational method of operating oil wells is based on information about the filtration and energy characteristics of the formation. Moreover, the operating modes of the downhole equipment used are determined mainly by the productive capabilities of the deposits. The main integral parameter characterizing the throughput of the reservoir when saturated fluid flows through it is the formation hydraulic conductivity ε:
где ε - коэффициент гидропроводности пласта, мкм2·см/(мПа·с); k - коэффициент проницаемости пласта при течении сквозь него флюида, мкм2; h - эффективная толщина пласта, см; μ - коэффициент динамической вязкости флюида в пластовых условиях, мПа·с.where ε is the coefficient of hydraulic conductivity of the formation, μm 2 · cm / (MPa · s); k is the permeability coefficient of the formation when the fluid flows through it, μm 2 ; h is the effective thickness of the reservoir, cm; μ is the coefficient of dynamic viscosity of the fluid in reservoir conditions, MPa · s.
Согласно линейной теории, даже весьма слабое возмущение (малый градиент давления) от изменения режима работы скважины вызывает реакцию (фильтрацию со скоростью, пропорциональной величине градиента давления) во всей дренируемой области, при этом k, h, μ, а следовательно, и коэффициент гидропроводности пласта сохраняются неизменными в течение всего процесса.According to the linear theory, even a very weak disturbance (small pressure gradient) from a change in the well operating mode causes a reaction (filtering at a rate proportional to the pressure gradient) in the entire drainage area, with k, h, μ, and, consequently, the reservoir hydraulic conductivity remain unchanged throughout the process.
Это противоречит многочисленным промысловым данным. Изучением геофизическими и гидродинамическими методами показывают /3, 4/, что гидропроводность пласта существенно изменяется как при длительной разработке залежи, так и в ходе кратковременных исследований скважины. Исследованиями профилей притока одного пласта, состоящего из пропластков разной проницаемости, устанавливают рост отношения работающих интервалов к эффективной мощности при увеличении депрессии, при малой депрессии наименее проницаемый, но наиболее нефтенасыщенный пропласток вообще не участвовал в процессе.This is contrary to numerous fishing data. A study of geophysical and hydrodynamic methods show / 3, 4 / that the hydraulic conductivity of the formation changes significantly both with long-term development of the reservoir, and during short-term studies of the well. Studies of the inflow profiles of one layer, consisting of interlayers of different permeabilities, establish an increase in the ratio of working intervals to effective power with increasing depression, with less depression the least permeable, but the most oil-saturated interlayers did not participate at all.
Значительная часть нефтяных коллекторов характеризуется неоднородностью текстуры минералогического состава и физических свойств, даже в пределах одного типа пород наблюдаются значительные колебания проницаемости. При изменении пористости в достаточно узком диапазоне существенный разброс проницаемости обусловлен в основном различной структурой пустотного пространства. Элементы поровой среды с пониженной проницаемостью отличают большая удельная поверхность породы. Здесь существеннее роль поверхностного натяжения, смачиваемости и растекания, т.е., роль явлений, происходящих на границе твердого тела с жидкостью. Как следствие замедление во времени фильтрации до полной закупорки поровых каналов из-за возрастания толщины коллоидных пленок.A significant part of oil reservoirs is characterized by heterogeneous texture of the mineralogical composition and physical properties, even within the same rock type significant permeability fluctuations are observed. With a change in porosity in a fairly narrow range, a significant spread in permeability is mainly due to the different structure of the void space. Elements of a pore medium with reduced permeability are distinguished by a large specific surface of the rock. Here the role of surface tension, wettability and spreading is more significant, i.e., the role of phenomena occurring at the interface between a solid and a liquid. As a result, the slowdown in time of filtration to complete blockage of the pore channels due to an increase in the thickness of the colloidal films.
Влияние структурно-механических свойств системы жидкость - горная порода на взаимодействие проницаемой среды с насыщающей жидкостью проявляется в виде нелинейности между градиентом гидродинамических сил и скоростью фильтрации, является причиной зависимости гидропроводности пласта от режима работы скважины /3/. Одно из проявлений нелинейности - наличие предельного градиента давления, по достижении которого скорость движения резко замедляется, вплоть до полной остановки, течение при этом описывается нелинейным законом фильтрации.The influence of the structural and mechanical properties of the fluid - rock system on the interaction of the permeable medium with the saturating fluid is manifested in the form of nonlinearity between the gradient of hydrodynamic forces and the filtration rate, which is the reason for the dependence of the formation's hydraulic conductivity on the well operating mode / 3 /. One of the manifestations of non-linearity is the presence of a limiting pressure gradient, upon reaching which the speed of movement sharply slows down, up to a complete stop, while the flow is described by a nonlinear filtering law.
Отсюда коэффициент гидропроводности коллектора - параметр, зависящий не только от строения, свойств коллектора и вмещающего флюида, но и от распределения пластового давления, депрессии на пласт, градиента пластового давления. Следовательно, гидропроводность пласта изменяется не только с изменением его насыщенности (например, при замещении нефти водой), но и со сменой режимов эксплуатации скважины, в ходе разработки залежи и гидродинамических исследований. Тогда строение пласта представляют набором тонких горизонтальных прослоев различной проницаемости и толщины /3/, течение жидкости в которых подчиняется нелинейному закону фильтрации и происходит при различных депрессиях, распределение давления вдоль каждой вертикальной линии принимают гидростатическим.Hence, the reservoir hydraulic conductivity coefficient is a parameter that depends not only on the structure, properties of the reservoir and the surrounding fluid, but also on the distribution of reservoir pressure, depression on the reservoir, and reservoir pressure gradient. Consequently, the hydraulic conductivity of the formation changes not only with a change in its saturation (for example, when oil is replaced by water), but also with a change in the well operating conditions during the development of the reservoir and hydrodynamic studies. Then the formation structure is represented by a set of thin horizontal interlayers of different permeability and thickness / 3 /, the fluid flow in which obeys the nonlinear filtering law and occurs with various depressions, the pressure distribution along each vertical line is assumed hydrostatic.
При плоскорадиальном осесимметричном течении жидкости, обусловленном работой скважины, наибольшие скорости фильтрации в каждом из работающих прослоев наблюдают на стенках скважины, здесь же имеют место наибольшие градиенты давления. Для притока жидкости в скважину из наиболее проницаемого прослоя нужно создать на забое незначительный градиент пластового давления, но превышающий здесь начальный градиент сдвига. Этот начальный градиент сдвига для наиболее проницаемого прослоя является минимальным, в остальных менее проницаемых прослоях пласта начальный градиент сдвига больше. С ростом градиента давления на стенке скважины начинается течение и в других, менее проницаемых прослоях, с большими предельными градиентами давления, по мере вовлечения в фильтрацию новых прослоев суммарная гидропроводность пласта возрастает. Так что для плоскорадиального потока изменения суммарной гидропроводности работающих прослоев пласта прямо связаны с изменениями градиента давления на стенке скважины и депрессии.With a plane-radial axisymmetric fluid flow due to well operation, the highest filtration rates in each of the working interlayers are observed on the walls of the well, and here the highest pressure gradients occur. For fluid flow into the well from the most permeable layer, an insignificant reservoir pressure gradient must be created at the bottom, but exceeding the initial shear gradient here. This initial shear gradient for the most permeable interlayer is minimal, in the remaining less permeable interlayers the initial shear gradient is greater. With an increase in the pressure gradient on the borehole wall, the flow also begins in other, less permeable interbeds, with large ultimate pressure gradients, as the new interbeds are involved in the filtration, the total hydraulic conductivity of the formation increases. So for a flat radial flow, changes in the total hydraulic conductivity of the working layers of the formation are directly related to changes in the pressure gradient on the well wall and depression.
Теоретической основой известных способов определения гидропроводности является линейная теория упругого режима, предполагающая выполнение линейного закона фильтрации в ходе нестационарного перераспределения давления в пласте и изменения упругого запаса пласта и жидкости, связанных с пуском или остановкой скважин, изменением режимов их работы. Поведение нестационарных процессов определяется строением пластовых систем, параметрами пласта и скважины, которые при этом неизменны.The theoretical basis of the known methods for determining hydraulic conductivity is the linear theory of the elastic regime, which implies the linear law of filtration during unsteady pressure redistribution in the reservoir and changes in the elastic reservoir and fluid reservoirs associated with starting or stopping wells, changing their operating modes. The behavior of non-stationary processes is determined by the structure of the reservoir systems, the parameters of the reservoir and the well, which are unchanged.
Теоретической основой предлагаемого способа является нелинейная теория упругого режима, предполагающая выполнение нелинейного закона фильтрации в ходе нестационарного перераспределения давления в пласте и изменения упругого запаса пласта и жидкости, связанных с пуском или остановкой скважин, изменением режимов их работы, при этом в ходе неустановившейся фильтрации в пласте коэффициент гидропроводности изменяется с изменением градиента давления на стенке скважины и депрессии на пласт.The theoretical basis of the proposed method is the nonlinear theory of the elastic regime, which implies the fulfillment of the nonlinear filtration law during unsteady redistribution of pressure in the reservoir and changes in the elastic reservoir of the reservoir and fluid associated with starting or stopping wells, changing modes of their operation, while during unsteady filtration in the reservoir the hydraulic conductivity coefficient changes with a change in the pressure gradient on the well wall and depression on the formation.
В изобретении решают задачу определения изменения гидропроводности пласта по кривой восстановления забойного давления (КВД) и кривой продолжающегося притока жидкости (КПП) в скважину, полученным в результате гидродинамического исследования после ее остановки.The invention solves the problem of determining changes in the hydraulic conductivity of the formation from the recovery curve of bottomhole pressure (HPC) and the curve of the continued flow of fluid (PPC) into the well, obtained as a result of hydrodynamic research after it has been stopped.
Задача решается следующим образомThe problem is solved as follows
Перед проведением гидродинамического исследования на неустановившемся режиме нефтедобывающую скважину эксплуатируют на установившемся режиме, при этом происходит стационарное течение жидкости в пласте, дебит Q0, забойное давление Рc и депрессия ΔР(rc)=Рпл-Рс стабилизируются [здесь Рпл - пластовое давление на забое длительно простаивающей скважины].Before conducting a hydrodynamic study in an unsteady mode, an oil producing well is operated in a steady state, with a steady flow of fluid in the reservoir, flow rate Q 0 , bottomhole pressure P c and depression ΔР (r c ) = Р pl -Р с stabilize [here R pl - formation pressure at the bottom of a long idle well].
Для нахождения зависимости гидропроводности от депрессии предварительно определяют коэффициент пьезопроводности пласта æ одним из двух способов:To find the dependence of hydraulic conductivity on depression, the piezoelectric conductivity coefficient of the formation предварительно is previously determined in one of two ways:
при реализации основного способа выполняют исследование залежи методом гидропрослушивания или фильтрационных волн давления. В качестве возмущающей используют нефтедобывающую скважину, при гидропрослушивании возмущение в пласте создают пуском нефтедобывающей скважины в эксплуатацию с дебитом Q0 или ее остановкой после эксплуатации с дебитом Q0, при создании фильтрационных волн давления амплитуду гармонических колебаний дебита устанавливают равной Q0. Величину æ определяют совместной интерпретации данных КВД и гидропрослушивания (фильтрационных волн давления);when implementing the main method, the study of the deposit is carried out by the method of hydrolistening or filtering pressure waves. An oil producing well is used as a disturbing well; during hydraulic monitoring, disturbance in the formation is created by putting the oil producing well into operation with flow rate Q 0 or stopping it after operation with flow rate Q 0 , when creating pressure filtration waves, the amplitude of harmonic flow rate fluctuations is set to Q 0 . The value of æ is determined by the joint interpretation of the HPC data and hydraulic listening (filtering pressure waves);
второй, вспомогательный способ реализуют, если исследование залежи методом гидропрослушивания или фильтрационных волн давления не проводили. При этом приближенно оценивают æ по результатам работы скважины на установившемся режиме:the second, auxiliary method is implemented if the study of the reservoir by the method of hydro-listening or filtering pressure waves was not carried out. In this case, approximately æ is estimated by the results of well operation at the steady state:
где æ - коэффициент пьезопроводности пласта, вычисленный здесь в первом приближении, м2/с; Рпл - пластовое давление на забое длительно простаивающей скважины, МПа; Рс - стационарное забойное давление при установившемся режиме эксплуатации скважины с дебитом Q0, МПа; rк - радиус участка залежи для реализованной схемы размещения скважин, дренируемого добывающей скважиной на установившемся режиме эксплуатации с дебитом Q0, м; Rс - радиус скважины, м; β* - коэффициент упругоемкости пласта, насыщенного жидкостью, МПа-1; ho - эффективная толщина пласта, м; Qo - объемный дебит скважины на установившемся режиме эксплуатации до остановки, л/мин или м3/сут в пластовых условиях; α - переводной коэффициент, если размерность |Qo|=л/мин, то α=0,37699·106, если |Qo|=м3/сут, то α=0,54287·106.where æ is the piezoelectric conductivity coefficient of the formation, calculated here as a first approximation, m 2 / s; R PL - reservoir pressure at the bottom of a long idle well, MPa; P with - stationary bottomhole pressure at a steady state well operation with a flow rate of Q 0 , MPa; r to - the radius of the site of the reservoir for the implemented layout of wells drained by a producing well at a steady state operating mode with a flow rate of Q 0 , m; R with - well radius, m; β * - coefficient of elastic capacity of a reservoir saturated with liquid, MPa -1 ; h o - effective thickness of the reservoir, m; Q o - the volumetric flow rate of the well at the steady state of operation to a stop, l / min or m 3 / day in reservoir conditions; α is the conversion coefficient, if the dimension | Q o | = l / min, then α = 0.37699 · 10 6 , if | Q o | = m 3 / day, then α = 0.54287 · 10 6 .
В последующем (во втором приближении процедуры обработки КВД и КПП) расчетную величину æ уточняют.Subsequently (in the second approximation of the HPC and gearbox processing procedures), the calculated value of æ is specified.
При расчете æ по формуле (2) исходные параметры определяют принятой схемой размещения скважин (rк), по паспорту скважины (Rс), при анализе проб жидкости, керна и состояния разработки залежи β*, Рпл), в результате промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважины (ho, rк, Pпл, Рс, Qo).When calculating æ according to formula (2), the initial parameters are determined by the adopted scheme of well placement (r k ), according to the passport of the well (R c ), when analyzing fluid, core samples and the development status of the reservoir β * , P pl ), as a result of geophysical and hydrodynamic studies of the well (h o , r k , P pl , P s , Q o ).
При проведении исследования методом восстановления давления прекращают эксплуатацию нефтедобывающей скважины путем остановки глубинного насоса или закрытия задвижки фонтанной арматуры. В ходе исследования в моменты времени t после остановки определяют забойное давление Рс(t) и продолжающийся приток жидкости Q(t) из пласта в добывающую скважину одним из следующих способов:When conducting research using the pressure recovery method, the operation of an oil well is stopped by stopping the downhole pump or closing the gates of the fountain valves. During the study, at time t after the stop, the bottomhole pressure P c (t) and the continued flow of fluid Q (t) from the formation into the producing well are determined using one of the following methods:
непосредственными замерами скважинными глубинным манометром и дебитомером-расходомером, установленными выше интервала перфорации;direct measurements with a downhole pressure gauge and a flow meter-flowmeter installed above the perforation interval;
косвенным, расчетным путем по росту устьевых давлений и уровня в стволе скважины; комбинированными замерами с использованием глубинных и устьевых манометров, звукометрических методов.indirect, calculated way to increase wellhead pressure and level in the wellbore; combined measurements using depth and wellhead manometers, soundmetric methods.
Начало отсчета t=0 соответствует моменту прекращения эксплуатации (остановки) добывающей скважины. Определенное при этом забойное давление Рс(t=0) равно стационарному забойному давлению Рс при эксплуатации скважины до остановки.The reference point t = 0 corresponds to the moment of shutting down (stopping) the producing well. The determined bottomhole pressure P s (t = 0) is equal to the stationary bottomhole pressure P s during operation of the well to a stop.
Таким образом, в ходе исследования скважины методом восстановления давления в дискретные моменты времени t после остановки определяют величины:Thus, during the study of the well by the method of pressure recovery at discrete points in time t after shutdown, the values are determined:
продолжающегося притока жидкости Q(t) из пласта в добывающую скважину, л/мин или м3/сут;the continued flow of fluid Q (t) from the reservoir into the producing well, l / min or m 3 / day;
приращения ΔРс(t) забойного давления Рс(t) после остановки скважины над забойным давлением Рс до остановки, МПа:increments ΔP s (t) of the bottomhole pressure P s (t) after stopping the well above the bottomhole pressure P s to stop, MPa:
Приток жидкости Q(t) из пласта в скважину снижается (затухает) во времени до полного прекращения, а приращение ΔРс(t) растет и стремится к величине стационарной депрессии на пласт ΔР(rс)=Рпл-Рс при установившемся режиме эксплуатации скважины с дебитом Q0.The fluid inflow Q (t) from the formation into the well decreases (decays) in time until it is completely stopped, and the increment ΔР с (t) grows and tends to the value of the stationary depression on the reservoir ΔР (r с ) = Р pl -Р с with the steady state well operation with a flow rate of Q 0 .
Полученные данные образуют исходный массив tj, Qj, ΔРс(tj) при j=0; 1, 2, ...М. Пример такого массива с результатами последующей обработки КВД и КПП нефтедобывающей скважины предлагаемым способом приводят в табл.1.The data obtained form the initial array t j , Q j , ΔР s (t j ) at j = 0; 1, 2, ... M. An example of such an array with the results of the subsequent processing of the HPC and the checkpoint of an oil producing well by the proposed method is given in Table 1.
На основе исходного массива (табл.1) строят кривые восстановления забойного давления ΔРс(t) и продолжающегося притока жидкости Q(t) из пласта в скважину после ее остановки. Пример построения КВД и КПП показывают на фиг.1, где на оси абсцисс помещают величины логарифма lg tj (tj - в секундах); на оси ординат - приращения забойного давления ΔPc(tj), МПа, продолжающегося притока Qj нефти в скважину, л/мин, в моменты времени tj после остановки. На фиг.1: кривая 1 - приращение ΔРс(t) забойного давления Pc(t) после остановки скважины над забойным давлением Рс до остановки; кривая 2 - продолжающийся приток Q(t) нефти в скважину после ее остановки; отрезок 3 - касательная к заключительному участку КВД, соответствующему плоскорадиальной неустановившейся фильтрации нефти в пласте при отсутствии притока в скважину.Based on the initial array (Table 1), the curves for the reconstruction of the bottomhole pressure ΔР s (t) and the continued flow of fluid Q (t) from the formation into the well after its shutdown are built. An example of the construction of the HPC and the gearbox is shown in Fig. 1, where the logarithm values log t j (t j - in seconds) are placed on the abscissa axis; on the ordinate axis - increment of bottomhole pressure ΔP c (t j ), MPa, continued inflow Q j of oil into the well, l / min, at time t j after stopping. Figure 1: curve 1 - increment ΔP s (t) bottomhole pressure P c (t) after stopping the well above the bottomhole pressure P s to stop; curve 2 - the ongoing inflow of Q (t) oil into the well after it stops; segment 3 - tangent to the final section of the HPC, corresponding to a flat-radial transient oil filtration in the reservoir in the absence of inflow into the well.
Перед процедурой определения изменения гидропроводности пласта на КВД выделяют диагностическими методами, например, с использованием билогарифмического графика производных давления, заключительный участок, соответствующий плоскорадиальной неустановившейся фильтрации при отсутствии притока жидкости из пласта в скважину. Далее методом касательной (фиг.1) к заключительному участку КВД в полулогарифмических координатах ΔРс(t)-lgt, соответствующему плоскорадиальной неустановившейся фильтрации при отсутствии притока жидкости из пласта, определяют приведенный радиус скважины rc, учитывающий ее гидродинамическое несовершенство, одним из двух способов:Before the procedure for determining changes in the hydraulic conductivity of the formation on the HPP, diagnostic methods are used, for example, using a bilogarithmic graph of pressure derivatives, the final section corresponding to plane radial transient filtration in the absence of fluid flow from the formation into the well. Next, using the tangent method (Fig. 1) to the final section of the HPC in the semilogarithmic coordinates ΔР с (t) -lgt, corresponding to a flat-radial unsteady filtration in the absence of fluid inflow from the reservoir, the reduced well radius r c , taking into account its hydrodynamic imperfection, is determined in one of two ways :
по угловому коэффициенту касательной к заключительному участку КВД и отрезку, отсекаемому касательной на оси ΔРс(t);by the angular coefficient of the tangent to the final section of the HPC and the segment cut off by the tangent on the axis ΔР с (t);
по угловому коэффициенту касательной к заключительному участку КВД и коэффициенту продуктивности Q0/ΔР(rc) добывающей скважины на установившемся режиме эксплуатации до остановки на КВД.in terms of the angular coefficient of the tangent to the final section of the HPC and the productivity coefficient Q 0 / ΔР (r c ) of the producing well at the established operating mode before stopping at the HPC.
Процедура обработки КВД и КПП для определения изменения гидропроводности пласта такова:The procedure for processing HPC and PPC to determine changes in the hydraulic conductivity of the formation is as follows:
1. Задают вспомогательный массив N значений радиуса R(t) фронта возмущения в пласте в момент (от прекращения эксплуатации скважины, при этом rс≤R(t)≤rк:1. Assign an auxiliary array N of values of the radius R (t) of the disturbance front in the formation at the moment (from the cessation of well operation, with r with ≤R (t) ≤r k :
rк - радиус участка залежи, дренируемого добывающей скважиной на установившемся режиме эксплуатации с дебитом Q0; rс - приведенный радиус скважины, учитывающий ее гидродинамическое несовершенство.r to - the radius of the plot of the drainage drained by the producing well at a steady state operating mode with a flow rate of Q 0 ; r with - the reduced radius of the well, taking into account its hydrodynamic imperfection.
Величины rc; R(t), rк имеют одинаковую размерность:Values of r c ; R (t), r k have the same dimension:
|rc|=|R(t)|=|rк|=м.| r c | = | R (t) | = | r to | = m.
Пример вспомогательного массива к обработке КВД и КПП нефтедобывающей скважины предлагаемым способом приводят в табл.2.An example of an auxiliary array for processing HPC and gearbox of an oil well by the proposed method is given in table 2.
2. Для каждого значения Ri, из массива (4) вычисляют величины:2. For each value of R i , from the array (4) calculate the values:
функции ψj влияния притока жидкости в скважину на распространение в пласте фронта возмущения:functions ψ j of the influence of fluid influx into the well on the propagation of a disturbance front in the formation:
условного размера возмущенной области пласта от остановки скважины:conditional size disturbed area of the reservoir from stopping the well:
В формуле (6) величины безразмерны; остальные величины в (5), (6) имеют размерности:In the formula (6), the quantities dimensionless; the remaining quantities in (5), (6) have dimensions:
|rc|=|Ri|=м; |ψi|=м2.| r c | = | R i | = m; | ψ i | = m 2 .
Вычисленные величины функций ψi, lgψi и заносят в соответствующие колонки табл.2.The calculated values of the functions ψ i , logψ i and are entered in the corresponding columns of Table 2.
3. Пары значений соответствующих величинам Ri при i=0, 1, 2, ...N, наносят на график: lgψi (Ri) - на ось абсцисс; - на ось ординат. После помещения на график всех вычисленных значений из табл.2 выполняют аппроксимацию точек графика например, полиномом 6-й степени:3. Value pairs corresponding to the values of R i when i = 0, 1, 2, ... N, plotted on the graph: logψ i (R i ) - on the abscissa axis; - on the ordinate axis. After placing all calculated values on the graph from table 2 perform the approximation of the graph points for example, a polynomial of the 6th degree:
где a6; a5; a4; а3; a2; a1; а0 - коэффициенты аппроксимации точек графика полиномом 6-й степени безразмерны.where a 6 ; a 5 ; a 4 ; a 3 ; a 2 ; a 1 ; and 0 are the coefficients of approximation of the graph points 6th degree polynomial is dimensionless.
Пример зависимости условного размера возмущенной области пласта от функции влияния ψ[R(t)] притока нефти в скважину на распространение в пласте фронта возмущения представлен на фиг.2, где на оси абсцисс размещают величины логарифма lgψi(Ri) (размерность ψi(Ri) - м2), на ось ординат - безразмерные величины Величины рассчитывают соответственно по формулам (5), (6) для вспомогательного массива (4) радиуса R(t) фронта возмущения. На фиг.2: точки 1 - значения соответствующие величинам Ri вспомогательного массива (4); 2 - аппроксимация зависимости полиномом 6-й степени (7).Conditional size dependency example perturbed region of the reservoir as a function of the influence of ψ [R (t)] oil flow into the well on the propagation of the disturbance front in the reservoir is shown in Fig. 2, where the logarithm of log ψ i (R i ) is placed on the abscissa axis (dimension ψ i (R i ) - m 2 ), on the ordinate axis - dimensionless quantities Quantities calculated accordingly by formulas (5), (6) for the auxiliary array (4) of radius R (t) of the perturbation front. Figure 2: points 1 - values corresponding to the values of R i auxiliary array (4); 2 - approximation of dependence 6th degree polynomial (7).
4. Находят величины функции ψj, соответствующие моментам tj (табл.1). В первом приближении обработки КВД и КПП расчет ψj производят по формуле:4. Find the values of the function ψ j corresponding to the moments t j (Table 1). In a first approximation of the processing of HPC and gearbox, the calculation of ψ j is carried out according to the formula:
при j=0, 1, 2, ...М в исходном массиве (табл.1).for j = 0, 1, 2, ... M in the original array (Table 1).
Величины в формуле (8) имеют размерности:The values in the formula (8) have dimensions:
|tj|=c; |æ|=м2/c; |ψi|=м2.| t j | = c; | æ | = m 2 / s; | ψ i | = m 2 .
Для каждой найденного значения ψj определяют десятичный логарифм lgψj.For each determined value of ψ j define the logarithm lgψ j.
5. Величины ψj и lgψj заносят в соответствующие колонки табл.1. Каждую из величин lgψj используют далее для вычисления по аппроксимации (7) условного размера возмущенной области пласта от остановки скважины в момент tj:5. The values ψ j and lgψ j are entered in the corresponding columns of Table 1. Each of the values of lgψ j is then used to calculate, by approximation (7), the conditional size disturbed area of the reservoir from stopping the well at time t j :
где a6; a5; a4; а3; a2; a1; a0 - найденные выше (фиг.2) коэффициенты полинома (7); j=0, 1, 2, ...М в исходном массиве (табл.1).where a 6 ; a 5 ; a 4 ; a 3 ; a 2 ; a 1 ; a 0 - coefficients of polynomial (7) found above (figure 2); j = 0, 1, 2, ... M in the original array (Table 1).
6. Для каждого момента tj исходного массива (табл.1) при j=0, 1, 2, ...М вычисляют функцию восстановления забойного давления Ïj;6. For each moment t j of the initial array (Table 1) with j = 0, 1, 2, ... M, the function of restoring the bottomhole pressure Ï j is calculated;
где - функция восстановления забойного давления в момент tj, МПа; ΔPc(tj) - приращение забойного давления в момент tj после остановки скважины над забойным давлением до остановки (табл.1), МПа; - условный размер возмущенной области пласта от остановки скважины (табл.1) в момент tj, вычисляют по формуле (9).Where - function to restore bottomhole pressure at time t j , MPa; ΔP c (t j ) is the increment of the bottomhole pressure at time t j after the well stops above the bottomhole pressure until it stops (Table 1), MPa; - the conditional size of the perturbed region of the reservoir from stopping the well (table 1) at time t j , calculated by the formula (9).
Определенные величины заносят в соответствующую колонку табл.1 и используют для построения графика Specific values entered in the corresponding column of table 1 and used to plot
7. Выполняют аппроксимацию точек графика например, полиномом 6-й степени:7. Perform the approximation of the graph points for example, a polynomial of the 6th degree:
где b6; b5, b4; b3; b2; b1; b0 - коэффициенты аппроксимации точек графика полиномом 6-й степени.where b 6 ; b 5 , b 4 ; b 3 ; b 2 ; b 1 ; b 0 - coefficients of approximation of points graphics polynomial 6th degree.
Если размерность притока |Q(t)|=л/мин, то |b6|=МПа/[л/мин]6;If the dimension of the inflow | Q (t) | = l / min, then | b 6 | = MPa / [l / min] 6 ;
|b5|=МПа/[л/мин]5; |b4|=МПа/[л/мин]4; |b3|=МПа/[л/мин]3;| b 5 | = MPa / [l / min] 5 ; | b 4 | = MPa / [l / min] 4 ; | b 3 | = MPa / [l / min] 3 ;
|b2|=МПа/[л/мин]2; |b1|=МПа/[л/мин]; |b0|=МПа.| b 2 | = MPa / [l / min] 2 ; | b 1 | = MPa / [l / min]; | b 0 | = MPa.
Если |Q(t)|=м3/сут, то |b6|=МПа/[м3/сут]6; |b5|=МПа/[м3/сут]5;If | Q (t) | = m 3 / day, then | b 6 | = MPa / [m 3 / day] 6 ; | b 5 | = MPa / [m 3 / day] 5 ;
|b4|=МПа/[м3/сут]4; |b3|=МПа/[м3/сут]3; |b2|=МПа/[м3/сут]2;| b 4 | = MPa / [m 3 / day] 4 ; | b 3 | = MPa / [m 3 / day] 3 ; | b 2 | = MPa / [m 3 / day] 2 ;
|b1|=МПа/[м3/сут]; |b0|=МПа.| b 1 | = MPa / [m 3 / day]; | b 0 | = MPa.
Пересечение графиком оси ординат происходит в точке А [0; b0] с координатами, соответственно:Intersection schedule the ordinate axis occurs at point A [0; b 0 ] with coordinates, respectively:
где b0 - свободный член полинома (11).where b 0 is the free term of polynomial (11).
Для примера на фиг.3 приведен график функции восстановления забойного давления в зависимости от продолжающегося притока нефти Q(t) из пласта в добывающую скважину, расчет в первом приближении. Для примера на фиг.4 приведен аналогичный график расчета функции во втором приближении. На оси абсцисс фиг.3 и 4 помещают величины продолжающегося притока нефти Qj, м3/сут; на оси ординат - величины функции восстановления забойного давления МПа, в моменты времени tj после остановки. Пересечение графика оси ординат в точке А определяется аппроксимацией заключительного участка кривой: в первом приближении координаты точки А (0; 1,15934 МПа), во втором - А (0; 1,17510 МПа). На фиг.3, 4: кривая 1 - график кривая 2 - аппроксимация полиномом 6-й степени заключительного участка графика 3 - точка А пересечения графиком оси ординат.For example, figure 3 shows a graph of the function of the restoration of bottomhole pressure depending on the ongoing inflow of oil Q (t) from the reservoir into the production well, the calculation is a first approximation. For example, figure 4 shows a similar graph for calculating the function in the second approximation. On the abscissa axis of FIGS. 3 and 4, the values of the ongoing oil inflow Q j , m 3 / day are placed; on the ordinate axis - the values of the downhole pressure recovery function MPa, at time t j after stopping. Graph intersection the ordinate axis at point A is determined by the approximation of the final section of the curve: in the first approximation, the coordinates of point A (0; 1.15934 MPa), in the second - A (0; 1.17510 MPa). In figure 3, 4:
8. Коэффициент гидропроводности пласта εo при эксплуатации скважины на установившемся режиме с дебитом Qo определяют так:8. The coefficient of hydroconductivity of the formation ε o during well operation at a steady state with a flow rate of Q o is determined as follows:
где εo - коэффициент гидропроводности пласта при эксплуатации скважины на установившемся режиме с дебитом Qo, мкм2·см/(мПа·с); b0 - свободный член полинома (11), равен ординате точки А пересечения графиком Ï(t) оси ординат, МПа; λ - переводной коэффициент, если размерность |Qo|=л/мин, то λ=3,76991, если |Qo|=м3/сут, то λ=5,42867.where ε o is the coefficient of hydroconductivity of the formation during well operation at a steady state with a flow rate of Q o , μm 2 · cm / (MPa · s); b 0 - free member of polynomial (11), equal to the ordinate of point A of the intersection by the graph Ï (t) of the ordinate axis, MPa; λ is the conversion coefficient, if the dimension | Q o | = l / min, then λ = 3.76991, if | Q o | = m 3 / day, then λ = 5.42867.
9. Для каждого момента tj (при j=0, 1, 2, ...М) исходного массива (табл.1) коэффициент гидропроводности пласта εj, соответствующий притоку жидкости в добывающую скважину с дебитом Qj, определяют зависимостью:9. For each moment t j (for j = 0, 1, 2, ... M) of the initial array (Table 1), the hydraulic conductivity coefficient ε j corresponding to the influx of fluid into the production well with flow rate Q j is determined by the relationship:
где εj - коэффициент гидропроводности пласта, соответствующий притоку жидкости в добывающую скважину с дебитом Qj, мкм2·см/(мПа·с).where ε j is the coefficient of hydraulic conductivity of the formation, corresponding to the influx of fluid into the production well with a flow rate of Q j , μm 2 · cm / (MPa · s).
Найденные величины εj помещают в табл.1.The found values of ε j are placed in table 1.
10. Рассчитывают стационарную депрессию ΔPj(rc) на пласт при установившемся режиме эксплуатации скважины с дебитом Oj в пласте гидропроводностью εj при j=0, 1, 2, ...М:10. Calculate the stationary depression ΔP j (r c ) per formation at a steady well operation with a flow rate of O j in the formation with hydraulic conductivity ε j at j = 0, 1, 2, ... M:
где ΔPj(rc) - стационарная депрессия на пласт при установившемся режиме эксплуатации скважины с дебитом Qj в пласте гидропроводностью εj, МПа; εj - коэффициент гидропроводности пласта, соответствующий притоку жидкости в добывающую скважину с дебитом Qj, мкм2·см/(мПа·с).where ΔP j (r c ) is the stationary depression on the formation at the steady state well operation with a flow rate Q j in the formation with hydraulic conductivity ε j , MPa; ε j - the coefficient of hydraulic conductivity of the formation, corresponding to the influx of fluid into the production well with a flow rate of Q j , μm 2 · cm / (MPa · s).
Величины ΔPj(rc) заносят в табл.1 и строят график εj=f[ΔPj(rc)] зависимости гидропроводности от депрессии на пласт при установившейся эксплуатации скважины, пример такого графика - на фиг.5. Здесь на оси абсцисс помещают величины стационарной депрессии на пласт ΔPj(rc) при установившемся режиме эксплуатации нефтедобывающей скважины с дебитом Qj в пласте гидропроводностью εj, МПа; на ось ординат - коэффициент εj гидропроводности пласта, соответствующий притоку нефти с дебитом Qj при депрессии ΔРj(rc), мкм2·см/(мПа·с). На фиг.5: кривая 1 - определение ε в первом приближении; кривая 2 - определение ε во втором приближении; кривая 3 - математическое моделирование нефтедобывающей скважины в пласте с переменным коэффициентом гидропроводности ε; точка 4 - определение ε по КВД методом касательной после эксплуатации скважины с дебитом 14,5 м3/сут в пластовых условиях; точка 5 - определение ε по КВД методом касательной после эксплуатации скважины с дебитом 3,2 м3/сут в пластовых условиях.The values ΔP j (r c ) are entered in Table 1 and a graph ε j = f [ΔP j (r c )] of the dependence of the hydraulic conductivity on the depression in the reservoir during steady-state well operation, an example of such a graph is shown in Fig. 5. Here, on the abscissa axis, the values of the stationary depression on the formation ΔP j (r c ) are placed at the established operating mode of an oil well with a flow rate Q j in the formation with hydraulic conductivity ε j , MPa; on the ordinate axis - coefficient ε j of hydraulic conductivity of the formation, corresponding to oil flow with flow rate Q j with depression ΔР j (r c ), μm 2 · cm / (mPa · s). Figure 5: curve 1 - determination of ε in a first approximation; curve 2 - determination of ε in the second approximation; curve 3 - mathematical modeling of an oil well in the reservoir with a variable coefficient of hydraulic conductivity ε; point 4 - determination of ε by HPC by the tangent method after well operation with a flow rate of 14.5 m 3 / day in reservoir conditions; point 5 - determination of ε by HPC by the tangent method after well operation with a flow rate of 3.2 m 3 / day in reservoir conditions.
11. Если исследование залежи методом гидропрослушивания или фильтрационных волн давления отсутствует, а в процедуре обработки КВД и КПП используют расчетную величину æ, оцененную в первом приближении по формуле (2), то уточняют коэффициент пьезопроводности пласта по формуле:11. If there is no study of the reservoir by the method of hydro-listening or filtering pressure waves, and the calculated value æ, estimated in the first approximation by the formula (2), is used in the HPC and PPC processing procedure, then the formation piezoelectric conductivity coefficient is specified by the formula:
где æ - уточненный коэффициент пьезопроводности пласта, м2/с; εo - коэффициент гидропроводности пласта при эксплуатации скважины на установившемся режиме с дебитом Qo, определяют по формуле (13), мкм2·см/(мПа·с); ho - эффективная толщина пласта, м; β* - коэффициент упругоемкости пласта, насыщенного жидкостью, МПа-1; 10-5 - переводной коэффициент.where æ is the specified coefficient of the piezoelectric conductivity of the reservoir, m 2 / s; ε o - the coefficient of hydraulic conductivity of the reservoir during well operation at a steady state with a flow rate of Q o , is determined by the formula (13), μm 2 · cm / (MPa · s); h o - effective thickness of the reservoir, m; β * - coefficient of elastic capacity of a reservoir saturated with liquid, MPa -1 ; 10 -5 - conversion factor.
Если исследование залежи методом гидропрослушивания или фильтрационных волн давления отсутствует, то в дальнейшей процедуре обработки КВД и КПП используют уточненный по формуле (16) коэффициент æ пьезопроводности пласта.If the study of the reservoir by the method of hydro-listening or filtering pressure waves is absent, then the coefficient процед of the piezoconductivity of the formation, refined by formula (16), is used in the further processing procedure for HPC and PPC.
12. Повторно вычисляют величины функции ψj влияния притока жидкости в скважину на распространение в пласте фронта возмущения. В отличие от первом приближения расчета в п.4, при дальнейшей реализации процедуры обработки КВД и КПП вычисления ψj при j=0, 1, 2, ...М производят по формуле:12. Recalculate the values of the function ψ j of the influence of fluid influx into the well on the propagation of a disturbance front in the formation. In contrast to the first approximation of the calculation in
где ψj - функция влияния притока жидкости в скважину на распространение в пласте фронта возмущения в моменты tj после остановки, м2; æ - коэффициент пьезопроводности пласта, м2/с; Qξ - приток жидкости в ствол скважины в момент tξ после остановки скважины, где ξ=1, 2, ...j (величины Qξ приведены в табл.1), л/мин или м3/сут; tj - текущий момент времени после остановки скважины (табл.1), с; tξ - предшествующие моменты времени, при этом ξ=1, 2, ...j (табл.1), с; εj - коэффициент гидропроводности пласта (табл.1), соответствующий притоку жидкости в скважину с дебитом Qj, определен в п.9 по формуле (14), мкм2·см/(мПа·с); εo - коэффициент гидропроводности пласта при эксплуатации скважины с дебитом Qo (табл.1), определен в п.8 по формуле (13).where ψ j is the function of the influence of fluid inflow into the well on the propagation of a disturbance front in the formation at moments t j after stopping, m 2 ; æ is the piezoelectric conductivity coefficient of the formation, m 2 / s; Q ξ - fluid flow into the wellbore at the moment t ξ after stopping the well, where ξ = 1, 2, ... j (Q ξ values are given in Table 1), l / min or m 3 / day; t j is the current time after the shutdown of the well (table 1), s; t ξ are the preceding instants of time, with ξ = 1, 2, ... j (Table 1), s; ε j is the coefficient of hydraulic conductivity of the formation (Table 1), corresponding to the influx of fluid into the well with a flow rate of Q j , is defined in
Для каждой величины ψj, рассчитанной по формуле (17), определяют ее десятичный логарифм Igψj.For each value of ψ j calculated by the formula (17), its decimal logarithm Igψ j is determined.
13. Полученные величины ψ(tj) и lgψ(tj) заносят в соответствующие колонки табл.1 и используют для повторного вычисления условного размера возмущенной области по аппроксимации (9) при j=0, 1, 2, ...М (табл.1).13. The obtained values ψ (t j ) and logψ (t j ) are entered in the corresponding columns of Table 1 and used to re-calculate the conditional size perturbed region by approximation (9) for j = 0, 1, 2, ... M (Table 1).
14. Повторяют приведенную процедуру обработки КВД и КПП (фиг.4), начиная с 6-го пункта, во втором, третьем ... приближении, полученные величины εj наносят на график (фиг.5) зависимости гидропроводности пласта ε=f[ΔP(rc)] от депрессии при установившихся режимах эксплуатации добывающей скважины. Приходят к заключению, что уже во втором-третьем приближении достигается необходимая точность, при этом погрешность вычисления ε составляет менее 4%.14. Repeat the above procedure for processing HPC and gearbox (Fig. 4), starting from the 6th point, in the second, third ... approximation, the obtained values of ε j are plotted on the graph (Fig. 5) of the formation hydraulic conductivity ε = f [ ΔP (r c )] from depression under steady-state operating conditions of a producing well. They conclude that already in the second or third approximation the necessary accuracy is achieved, while the calculation error ε is less than 4%.
Таким образом, итогом приведенной процедуры обработки КВД и КПП является повышение точности, сокращение времени, упрощение процедуры определения зависимости гидропроводности от депрессии на пласт в добывающих скважинах, а за счет сокращения простоев скважин уменьшение потерь добычи нефти.Thus, the result of the above HPC and PPC processing procedure is to increase accuracy, reduce time, simplify the procedure for determining the dependence of hydraulic conductivity on the depression on the formation in production wells, and by reducing well downtime, decrease in oil production losses.
Пример конкретного выполнения способаAn example of a specific implementation of the method
Нефтедобывающую скважину глубиной 2360 м эксплуатируют глубиннонасосной установкой на установившемся режиме с дебитом 14,5 м3/сут безводной нефти в пластовых условиях. Для реализованной схемы размещения скважин радиус дренируемого участка залежи rк=300 м.An oil producing well with a depth of 2360 m is operated by a deep pump installation at a steady state with a flow rate of 14.5 m 3 / day anhydrous oil in reservoir conditions. For the implemented layout of wells, the radius of the drained section of the reservoir r to = 300 m
После остановки глубинного насоса проводят исследование скважины методом восстановления давления, дополнительно к КВД выполняют исследование залежи методом гидропрослушивания, совместной интерпретацией определяют коэффициент пьезопроводности пласта ε=0,00208 м2/с.After stopping the submersible pump, the well is studied by pressure restoration, in addition to the HPC, the reservoir is studied by hydro-listening, and the joint piezoelectric conductivity coefficient ε = 0.00208 m 2 / s is determined by joint interpretation.
При исследовании методом восстановления давления в дискретные моменты времени t после остановки непосредственными замерами скважинными глубинными манометром и звукометрическими методами определяют величины (фиг.1):When researching the method of restoring pressure at discrete moments of time t after stopping by direct measurements with a borehole depth gauge and sound-measuring methods, the quantities are determined (Fig. 1):
продолжающегося притока нефти Q(t) из пласта в добывающую скважину;the continued flow of oil Q (t) from the reservoir into the producing well;
приращения ΔРс(t)=Рс(t)-Рс забойного давления Рс(t) после остановки скважины над забойным давлением Рс до остановки.increments ΔP s (t) = P s (t) -P s downhole pressure P s (t) after stopping the well above the bottomhole pressure P s to stop.
Полученные данные (КВД и КПП) образуют исходный массив tj, Oj, ΔРс(tj), в табл.1 приведено начало массива (j=0, 1, 2, ...35) для первых 175 мин процесса.The data obtained (HPC and PPC) form the initial array t j , O j , ΔР с (t j ), Table 1 shows the beginning of the array (j = 0, 1, 2, ... 35) for the first 175 min of the process.
Перед процедурой применения способа на КВД в осях ΔРс(t)-lgt выделяют заключительный участок, соответствующий плоскорадиальной неустановившейся фильтрации при отсутствии притока нефти в скважину (фиг.1). Далее по угловому коэффициенту касательной к заключительному участку и отрезку, отсекаемому касательной на оси ΔРс(t), определяют приведенный радиус скважины: rc=0,066 м.Before the procedure for applying the method to the HPC in the ΔР axes with (t) -lgt, a final section is identified that corresponds to a planar radial transient filtration in the absence of oil inflow into the well (Fig. 1). Then, using the angular coefficient of the tangent to the final section and the segment cut off by the tangent on the ΔР с (t) axis, the reduced well radius is determined: r c = 0.066 m.
Для применения способа задают вспомогательный массив значений радиуса R(t) фронта возмущения: 0,066 м=rc=R0; R1; R2; R3; ...Ri...RN=rк=300 м. В табл.2 показано начало массива (i=0; 1, 2, ...38). Для каждого значения Ri из вспомогательного массива по формулам (5), (6) вычисляют величины , например, для R38=1,75 м:To apply the method, an auxiliary array of values of the radius R (t) of the perturbation front is specified: 0.066 m = r c = R 0 ; R 1 ; R 2 ; R 3 ; ... R i ... R N = r k = 300 m. Table 2 shows the beginning of the array (i = 0; 1, 2, ... 38). For each value of R i from the auxiliary array by the formulas (5), (6) calculate the values , for example, for R 38 = 1.75 m:
ψ38={1,753+1,75·0.0662·[3-6·ln(1,75/0,066)]-4·0.0663}/[12·{1,75-ψ 38 = {1.75 3 + 1.75 · 0.066 2 · [3-6 · ln (1.75 / 0.066)] - 4 · 0.066 3 } / [12 · {1.75-
-0,066)]=0,258867 м2; lgψ38=-0,58692;-0.066)] = 0.258867 m 2 ; lgψ38 = -0.58692;
(R38)=1,75/(1,75-0,066)·ln(1,75/0,066)-1=2,40618.(R 38 ) = 1.75 / (1.75-0.066) ln (1.75 / 0.066) -1 = 2.40618.
Величины ψ38, lgψ38 и заносят (табл.2) в соответствующие колонки вспомогательного массива, аналогично определяют остальные величины Values ψ 38 , log 38 and are entered (Table 2) in the corresponding columns of the auxiliary array; the remaining quantities are determined similarly
Значения lgψ38=-0,58692, соответствующие R38=1,75 м, наносят на график (фиг.2): lgψ38 - на ось абсцисс; - ординат. Аналогично наносят остальные величины вспомогательного массива, выполняют аппроксимацию нанесенных точек полиномом 6-й степени (фиг.2):Values log 38 = -0.58692, corresponding to R 38 = 1.75 m, plotted on the graph (figure 2): log 38 - on the abscissa; - ordinate. The remaining values are applied in the same way. auxiliary array, perform the approximation of the applied points by a polynomial of the 6th degree (figure 2):
Каждому tj из исходного массива (табл.1) задают величину ψj, в первом приближении расчет ψj производят по формуле (8), например, для t35=10500 с:For each t j from the initial array (Table 1), the quantity ψ j is set , in a first approximation, the calculation of ψ j is performed according to formula (8), for example, for t 35 = 10500 s:
ψ35=t35·æ=10500·0,00208=21,84 м2, далее lgψ35=lg 21,84=1,3393.ψ 35 = t 35 · æ = 10500 · 0.00208 m 2 = 21.84, more lgψ 35 = lg 21,84 = 1,3393.
Величины ψ35 и lgψ35 заносят в соответствующие колонки табл.1.The values of ψ 35 and log 35 are entered in the corresponding columns of Table 1.
По формуле (18) для каждой lgψj рассчитывают и заносят в соответствующую колонку табл.1 величины например, для t35=10500 с:According to formula (18) for each lgψ j, values are calculated and entered in the corresponding column of Table 1 for example, for t 35 = 10500 s:
По формуле (10) для каждого tj вычисляют и заносят в соответствующую колонку табл.1 величины например, для t35=10500 с:According to the formula (10), for each t j, the values are calculated and entered in the corresponding column of Table 1 for example, for t 35 = 10500 s:
Найденные значения используют для построения графика в первом приближении (фиг.3). Например, координаты точки графика для t35=10500 с таковы: Q35=8,849 л/мин=12,74 м3/сут; The found values are used to plot in a first approximation (figure 3). For example, the coordinates of the graph point for t 35 = 10500 s are as follows: Q 35 = 8.849 l / min = 12.74 m 3 / day;
Полиномом (11) выполняют аппроксимацию точек графика (фиг.3) на заключительном участке при 0<Qj≤Qo/5:Polynomial (11) perform the approximation of points graph (figure 3) in the final section at 0 <Q j ≤Q o / 5:
Пересечение графиком оси ординат происходит в точке А [0; b0] с координатами соответственно (фиг.3):Intersection schedule the ordinate axis occurs at point A [0; b 0 ] with the coordinates, respectively (figure 3):
где b0 - свободный член полинома (19).where b 0 is the free term of polynomial (19).
Согласно формуле (13), в первом приближении коэффициент гидропроводности пласта εo при эксплуатации скважины с дебитом Qo=10,069 л/мин равен:According to the formula (13), in a first approximation, the coefficient of formation hydraulic conductivity ε o during well operation with a flow rate Q o = 10,069 l / min is equal to:
ε0=Q0/(λ·b0)=10,069/(3,76991·1,15934)=2,3039 мкм2·см/(мПа·с).ε 0 = Q 0 / (λ · b 0 ) = 10.069 / (3.76991 · 1.15934) = 2.3039 μm 2 · cm / (MPa · s).
По формуле (14) в первом приближении вычисляют и заносят в соответствующую колонку табл.1 величину коэффициента гидропроводности пласта εj, соответствующую притоку нефти в добывающую скважину с дебитом Qj, например, для Q35=8,849 л/мин:According to formula (14), to a first approximation, the value of the formation hydraulic conductivity coefficient ε j corresponding to the oil inflow into the production well with flow rate Q j is calculated and entered into the corresponding column of Table 1, for example, for Q 35 = 8.849 l / min:
По формуле (15) в первом приближении рассчитывают и заносят в соответствующую колонку табл.1 стационарную депрессию ΔPj(rc) на пласт, соответствующую притоку нефти с дебитом Qj в скважину из пласта гидропроводностью εj. Например, для Q35=8,849 л/мин и ε35=2,1578 мкм2·см/(мПа·с) депрессия ΔР35(rc) равна:According to formula (15), in a first approximation, the stationary depression ΔP j (r c ) is calculated and entered in the corresponding column of Table 1 to the reservoir, which corresponds to the influx of oil with flow rate Q j into the well from the reservoir with hydraulic conductivity ε j . For example, for Q 35 = 8.849 l / min and ε 35 = 2.1578 μm 2 · cm / (MPa · s), the depression ΔР 35 (r c ) is equal to:
ΔР35(rc)=Q35·ln(rк/rc)/(λ·ε35)=ΔP 35 (r c ) = Q 35 ln (r to / r c ) / (λ ε 35 ) =
=8,849·ln(300/0,066)/(3,76991·2,1578)=9,1618 МПа.= 8.849 · ln (300 / 0.066) / (3.76991 · 2.1578) = 9.1618 MPa.
На основе полученных результатов (табл.1) в первом приближении строят график εj=f[ΔPj(rc)] зависимости гидропроводности от депрессии на пласт при установившейся эксплуатации нефтедобывающей скважины (фиг.5). Полученный график в первом приближении ставит в соответствие коэффициент гидропроводности пласта стационарной депрессии при установившемся притоке нефти в скважину.On the basis of the results obtained (Table 1), in a first approximation, a graph is constructed ε j = f [ΔP j (r c )] of the dependence of hydraulic conductivity on depression in the formation during steady-state operation of an oil well (Fig. 5). As a first approximation, the resulting graph maps the coefficient of hydraulic conductivity of the formation of a stationary depression at a steady flow of oil into the well.
При дальнейшей реализации процедуры обработки КВД и КПП повторный расчет ψj во втором приближении для каждого tj производят по формуле (17), например, для t5=1500 с:With the further implementation of the procedure for processing HPC and gearbox, the second calculation of ψ j in the second approximation for each t j is performed according to the formula (17), for example, for t 5 = 1500 s:
ψ5=æ·{[Qo-0,5·(O1+Oo)]·(t1-to)+[Qo-0,5·(Q2+O1)]·(t2-t1)+ψ 5 = æ · {[Q o -0.5 · (O 1 + O o )] · (t 1 -t o ) + [Q o -0.5 · (Q 2 + O 1 )] · (t 2 -t 1 ) +
+[Qo-0,5·(Q3+Q2)]·(t3-t2)+[Qo-0,5·(Q4+Q3)]·(t4-t3)++ [Q o -0.5 · (Q 3 + Q 2 )] · (t 3 -t 2 ) + [Q o -0.5 · (Q 4 + Q 3 )] · (t 4 -t 3 ) +
+[Qo-0,5·(Q5+Q4)]·(t5-t4)}/(Qo-Q5·εo/ε5)=0,00208·{[10,069-+ [Q o -0.5 · (Q 5 + Q 4 )] · (t 5 -t 4 )} / (Q o -Q 5 · ε o / ε 5 ) = 0.00208 · {[10.069-
-0,5·(10,032+10,069)]·(300-0)+[10,069-0,5·(9,995+10,032]·(600-300)+-0.5 · (10.032 + 10.069)] · (300-0) + [10.069-0.5 · (9.995 + 10.032] · (600-300) +
+[10.069-0,5·(9,959+9,995)]·(900-600)+[10,069-0,5·(9,922+9,959)·→+ [10.069-0.5 · (9.959 + 9.995)] · (900-600) + [10.069-0.5 · (9.922 + 9.959) →
→·(1200-900)+[10,069-0,5·(9,885+9,922)]·(1500-1200)}/→→ · (1200-900) + [10.069-0.5 · (9.885 + 9.922)] · (1500-1200)} / →
→/(10,069-9,885·2,3039/2,2823)=3,178 м2,→ / (10.069-9.885 · 2.3039 / 2.2823) = 3.178 m 2 ,
отсюда: lgψ5=lg 3,178=0,5021.from here: log 5 = log 3,178 = 0.5021.
Полученные величины ψ(tj) и lgψ(tj) заносят в соответствующие колонки табл.1 и используют для повторного вычисления по аппроксимации (18) при j=0, 1, 2, ...М, например, для j=35 (табл.1):The obtained values ψ (t j ) and logψ (t j ) are entered in the corresponding columns of Table 1 and used for re-calculation by approximation (18) for j = 0, 1, 2, ... M, for example, for j = 35 (Table 1):
По формуле (10) для каждого tj повторно вычисляют и заносят в соответствующую колонку табл.1 величины например, для t35=10500 с:According to the formula (10) for each t j, the values are recalculated and entered in the corresponding column of Table 1 for example, for t 35 = 10500 s:
Найденные значения используют для построения графика во втором приближении (фиг.4), например, координаты точки графика для t35=10500 с таковы: Q35=8,845 л/мин=12,74 м3/сут; Выполняют аппроксимацию полиномом (11) точек графика (фиг.4) на заключительном участке при 0<Qj≤Qo/5:The found values are used to plot in a second approximation (Fig. 4), for example, the coordinates of the graph point for t 35 = 10500 s are as follows: Q 35 = 8.845 l / min = 12.74 m 3 / day; The approximation by polynomial (11) points graph (figure 4) in the final section at 0 <Q j ≤Q o / 5:
График пересекает ось ординат в точке А [0, b0] с координатами (фиг.4) соответственно:Schedule crosses the ordinate axis at point A [0, b 0 ] with the coordinates (figure 4), respectively:
где b0 - свободный член полинома (20).where b 0 is the free term of polynomial (20).
Согласно формуле (13), коэффициент гидропроводности пласта ε0 при эксплуатации скважины с дебитом Qo=10,069 л/мин во втором приближении равен:According to the formula (13), the coefficient of hydraulic conductivity of the formation ε 0 during well operation with a flow rate of Q o = 10,069 l / min in the second approximation is equal to:
ε0=Qo/(λ·b0)=10,069/(3,76991·1,1751)=2,273 мкм2·см/(мПа·с).ε 0 = Q o / (λ · b 0 ) = 10.069 / (3.76991 · 1.1751) = 2.273 μm 2 · cm / (MPa · s).
По формуле (14) во втором приближении вычисляют и заносят в соответствующую колонку табл.1 величину коэффициента гидропроводности пласта εj, соответствующую притоку нефти с дебитом Qj, например, для Q35=8,849 л/мин:According to formula (14), in a second approximation, the value of the reservoir hydraulic conductivity coefficient ε j corresponding to the oil flow with flow rate Q j is calculated and entered in the corresponding column of Table 1, for example, for Q 35 = 8.849 l / min:
По формуле (15) во втором приближении рассчитывают и заносят в соответствующую колонку табл.1 стационарную депрессию ΔРj(rc) на пласт, соответствующую притоку нефти с дебитом Qj в скважину из пласта гидропроводностью εj. Например, для Q35=8,849 л/мин и ε35=2,1269 мкм2·см(мПа·с) депрессия ΔР35(rс) равна:According to formula (15), in a second approximation, the stationary depression ΔР j (r c ) is calculated and recorded in the corresponding column of Table 1 to the formation corresponding to the flow of oil with flow rate Q j into the well from the formation with hydraulic conductivity ε j . For example, for Q 35 = 8.849 l / min and ε 35 = 2.1269 μm 2 · cm (MPa · s), the depression ΔР 35 (r s ) is equal to:
ΔP35(rc)=Q35·ln(rк/rc)/(λ·ε35)=ΔP 35 (r c ) = Q 35 ln (r to / r c ) / (λ ε 35 ) =
=8,849·ln(300/0,066)/(3,76991·2,1269)=9,2948 МПа.= 8.849 ln (300 / 0.066) / (3.76991 2.1269) = 9.2948 MPa.
На основе полученных результатов (табл.1) во втором приближении строят график εj=f[ΔPj(rc)] зависимости коэффициента гидропроводности от депрессии на пласт при эксплуатации нефтедобывающей скважины (фиг.5). Полученный график во втором приближении ставит в соответствие коэффициент гидропроводности пласта депрессии при установившемся притоке нефти в скважину.Based on the results obtained (Table 1), in a second approximation, a graph is constructed ε j = f [ΔP j (r c )] of the dependence of the coefficient of hydraulic conductivity on the depression in the reservoir during the operation of an oil well (Fig. 5). The resulting graph, in a second approximation, maps the coefficient of hydraulic conductivity of the depression formation at a steady flow of oil into the well.
График ε=f[ΔР(rc)], рассчитанный в третьем приближении, практически совпадает с графиком (фиг.5) для второго приближения.The graph ε = f [ΔР (r c )] calculated in the third approximation practically coincides with the graph (Fig. 5) for the second approximation.
Для оценки точности и достоверности зависимости гидропроводности пласта от депрессии ε=f[ΔP(rc)], полученной по КВД и КПП предлагаемым способом, на графике фиг.5 представляют результаты математического моделирования нефтедобывающей скважины в пласте с переменным коэффициентом гидропроводности ε. Здесь же приводят результаты определения ε по КВД известным методом касательной после эксплуатации скважины с дебитами 14,5 и 3,2 м3/сут нефти в пластовых условиях.To assess the accuracy and reliability of the dependence of the hydraulic conductivity of the formation on the depression ε = f [ΔP (r c )] obtained by HPC and PPC by the proposed method, the graph in Fig. 5 presents the results of mathematical modeling of an oil producing well in a formation with a variable coefficient of hydraulic conductivity ε. It also gives the results of determining ε from the well pressure coefficient using the known tangent method after well operation with a production rate of 14.5 and 3.2 m 3 / day of oil under reservoir conditions.
Сравнение показывает, что уже во втором-третьем приближении достигают необходимой точности, при этом погрешность вычисления гидропроводности пласта в рассмотренном диапазоне депрессий составляет менее 4%.The comparison shows that already in the second or third approximation the necessary accuracy is achieved, while the error in calculating the hydraulic conductivity of the formation in the considered range of depressions is less than 4%.
Применение предлагаемого способа повышает точность, сокращает время и упрощает процедуру определения зависимости гидропроводности пласта от депрессии, уменьшает потери добычи нефти.The application of the proposed method improves accuracy, reduces time and simplifies the procedure for determining the dependence of reservoir hydraulic conductivity on depression, reduces oil production losses.
Источники информацииInformation sources
1. Заявка на изобретение РФ №93053328, кл. Е21В 43/04, 1996 г.1. Application for the invention of the Russian Federation No. 93053328, class. ЕВВ 43/04, 1996
2. Методическое руководство по определению гидродинамических параметров пласта и пластового давления на месторождениях объединения "Нижневолжскнефть" // Трухачев Н.С., Сафронов В.А. и др. - Волгоград: ВолгоградНИПИнефть, 1977. - 24 с., прототип.2. Methodological guidelines for determining the hydrodynamic parameters of the reservoir and reservoir pressure in the fields of the association "Nizhnevolzhskneft" // Trukhachev NS, Safronov VA et al. - Volgograd: VolgogradNIPIneft, 1977. - 24 p., prototype.
3. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластах. - М.: Недра. 1984. - 208 с.3. Diyashev R.N. Joint development of oil reservoirs. - M .: Subsoil. 1984. - 208 p.
4. Идентификация гидродинамической модели неоднородных пластов // Донков П.В., Леонов В.А. и др. // Интенсификация добычи нефти и газа. Труды международного технологического симпозиума. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2003. - с.227-234.4. Identification of the hydrodynamic model of heterogeneous formations // Donkov PV, Leonov VA et al. // Intensification of oil and gas production. Proceedings of the international technology symposium. - M .: Institute of the oil and gas business, 2003. - p.227-234.
Исходные данные и результаты обработки КВД и КПП нефтедобывающей скважины предлагаемым способомTable 1
The source data and the results of processing the HPC and the checkpoint of an oil well of the proposed method
Вспомогательный массив к обработке КВД и КПП нефтедобывающей скважины предлагаемым способомtable 2
Auxiliary array for processing HPC and gearbox oil wells of the proposed method
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006129779/03A RU2301886C1 (en) | 2006-08-17 | 2006-08-17 | Reservoir conductivity determination method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006129779/03A RU2301886C1 (en) | 2006-08-17 | 2006-08-17 | Reservoir conductivity determination method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2301886C1 true RU2301886C1 (en) | 2007-06-27 |
Family
ID=38315548
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006129779/03A RU2301886C1 (en) | 2006-08-17 | 2006-08-17 | Reservoir conductivity determination method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2301886C1 (en) |
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2011062474A1 (en) * | 2009-11-17 | 2011-05-26 | Petroliam Nasional Berhad | Enhanced dynamic well model for reservoir pressure determination |
RU2455482C2 (en) * | 2010-09-30 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determination of fluid-movement profile and parameters of near-wellbore |
RU2464418C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-20 | Иван Иванович Полын | Method of defining productive bed water permeability factor by varying gravity |
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) |
RU2476669C1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining filtration parameters of formation |
RU2522579C1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-07-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for integral status assessment of bottomhole formation zone |
US9250346B2 (en) | 2011-05-31 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining geometric characteristics of a hydraulic fracture |
EA024788B1 (en) * | 2014-04-29 | 2016-10-31 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method of reservoir hydraulic conductivity determination |
CN107503739A (en) * | 2017-08-21 | 2017-12-22 | 中国石油大学(北京) | A kind of pressure monitoring method that inflow direction is differentiated for horizontal well |
EA030391B1 (en) * | 2016-07-15 | 2018-07-31 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determining an oil reservoir hydroconductivity, and device for implementing the same |
RU2669980C1 (en) * | 2017-12-18 | 2018-10-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геологоразведка" | Method for determining hydrodynamic parameters of productive formation |
CN109441415A (en) * | 2018-12-19 | 2019-03-08 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | The Well Test Data Analysis Method of Polymer Flooding Reservoirs testing well based on disturbance from offset wells |
CN111581584A (en) * | 2020-05-21 | 2020-08-25 | 西安石油大学 | Quantitative calculation method for pressure drop heat exchange in geothermal development process |
-
2006
- 2006-08-17 RU RU2006129779/03A patent/RU2301886C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ТРУХАЧЕВ Н.С. и др. Методическое руководство по определению гидродинамических параметров пласта и пластового давления на месторождениях объединения "Нижневолжскнефть". - Волгоград: ВолгоградНИПИнефть, 1977, с.3-24. * |
Cited By (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9200511B2 (en) | 2009-11-17 | 2015-12-01 | Petroliam Nasional Berhad | Enhanced dynamic well model for reservoir pressure determination |
WO2011062474A1 (en) * | 2009-11-17 | 2011-05-26 | Petroliam Nasional Berhad | Enhanced dynamic well model for reservoir pressure determination |
RU2455482C2 (en) * | 2010-09-30 | 2012-07-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of determination of fluid-movement profile and parameters of near-wellbore |
US8656994B2 (en) | 2010-09-30 | 2014-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determination of fluid influx profile and near-wellbore area parameters |
RU2464418C1 (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-20 | Иван Иванович Полын | Method of defining productive bed water permeability factor by varying gravity |
US9250346B2 (en) | 2011-05-31 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Method for determining geometric characteristics of a hydraulic fracture |
RU2476669C1 (en) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determining filtration parameters of formation |
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) |
RU2522579C1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-07-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for integral status assessment of bottomhole formation zone |
EA024788B1 (en) * | 2014-04-29 | 2016-10-31 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method of reservoir hydraulic conductivity determination |
EA030391B1 (en) * | 2016-07-15 | 2018-07-31 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determining an oil reservoir hydroconductivity, and device for implementing the same |
CN107503739A (en) * | 2017-08-21 | 2017-12-22 | 中国石油大学(北京) | A kind of pressure monitoring method that inflow direction is differentiated for horizontal well |
CN107503739B (en) * | 2017-08-21 | 2019-10-18 | 中国石油大学(北京) | A kind of pressure monitoring method differentiating inflow direction for horizontal well |
RU2669980C1 (en) * | 2017-12-18 | 2018-10-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром геологоразведка" | Method for determining hydrodynamic parameters of productive formation |
CN109441415A (en) * | 2018-12-19 | 2019-03-08 | 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 | The Well Test Data Analysis Method of Polymer Flooding Reservoirs testing well based on disturbance from offset wells |
CN109441415B (en) * | 2018-12-19 | 2021-03-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Well testing interpretation method of polymer flooding oil reservoir test well based on adjacent well interference |
CN111581584A (en) * | 2020-05-21 | 2020-08-25 | 西安石油大学 | Quantitative calculation method for pressure drop heat exchange in geothermal development process |
CN111581584B (en) * | 2020-05-21 | 2023-03-24 | 西安石油大学 | Quantitative calculation method for pressure drop heat exchange in geothermal development process |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2301886C1 (en) | Reservoir conductivity determination method | |
Raghavan | Well test analysis: Wells producing by solution gas drive | |
RU2362875C2 (en) | Method of evaluating pressure in underground reservoirs | |
CN107045671A (en) | Water-producing gas well hydrops Risk Forecast Method | |
EP0217684A1 (en) | Process for measuring flow and determining the parameters of multilayer hydrocarbon-producing formations | |
CN106204304B (en) | A kind of poly- determination method for driving permeability saturation curve of Conglomerate Reservoir | |
CN105931125B (en) | Method for predicting yield of compact oil staged multi-cluster volume fracturing horizontal well | |
CN111353205A (en) | Method for calculating stratum pressure and dynamic capacity of water-producing gas well of tight gas reservoir | |
Serra et al. | Well-Test Analysis for Solution-Gas-Drive Reservoirs: Part 1—Determination of Relative and Absolute Permeabilities | |
CN109915128B (en) | Stratum pressure-bearing capacity dynamic testing method and well cementation method | |
CN112257349B (en) | Method for judging whether tight sandstone movable water-gas reservoir gas well has development value | |
RU2494236C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2752802C1 (en) | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby | |
Aronovici et al. | Soil‐permeability as a criterion for drainage‐design | |
CN112647930A (en) | Horizontal well oil reservoir engineering water exploration method | |
Thomas | Analysis of pressure build-up data | |
CN114169204B (en) | Sand control opportunity determination method for offshore oil and gas field development and production | |
Templeton et al. | A study of gravity counterflow segregation | |
Batycky et al. | Trapped gas saturations in Leduc-age reservoirs | |
CN113294147B (en) | Single-hole type broken solution reservoir well testing interpretation method considering gravity factor influence | |
RU2559247C1 (en) | Express method to determine characteristics of bottomhole zone in stripped wells used for well completion and system for its implementation | |
CN108180006B (en) | Horizontal well productivity prediction method based on formation energy uplift after volume fracturing | |
RU2328593C1 (en) | Process of oil recovery intensification at wells with waterflooded collector | |
Brownscombe et al. | Pressure distribution in unsaturated oil reservoirs | |
RU2768341C1 (en) | Well production rate prediction method taking into account anisotropy of permeability of carbonate rocks |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090818 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20100710 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110818 |