RU2352774C2 - Method and device for magnetic indicated tracing of oil deposits - Google Patents
Method and device for magnetic indicated tracing of oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2352774C2 RU2352774C2 RU2007112023/03A RU2007112023A RU2352774C2 RU 2352774 C2 RU2352774 C2 RU 2352774C2 RU 2007112023/03 A RU2007112023/03 A RU 2007112023/03A RU 2007112023 A RU2007112023 A RU 2007112023A RU 2352774 C2 RU2352774 C2 RU 2352774C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- indicators
- fluid
- magnetic resonance
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, конкретно - к области информационно-аналитического контроля и оптимизации разработки залежей нефти на основе промыслово-геофизических исследований пластовых флюидов методикой/техникой ядерного магнитного резонанса (ЯМР).The invention relates to the field of exploitation of oil fields, specifically to the field of information-analytical control and optimization of the development of oil deposits based on field-geophysical studies of reservoir fluids using nuclear magnetic resonance (NMR) techniques.
Известны различные способы геофизических, гидродинамических и геохимических исследований фильтрации/движения нефти/воды в поровом пространстве, в особенности индикаторные, при разработке продуктивных пластов на основе заводнения [1-3].There are various methods of geophysical, hydrodynamic and geochemical studies of the filtration / movement of oil / water in the pore space, especially indicator, when developing productive formations based on water flooding [1-3].
Известен способ индикации движения пластовой воды с использованием меченой жидкости на водной основе и метящего вещества -тиомочевины/карбамида, которую закачивают через нагнетательную скважину в пласт и регистрируют поступившее в добывающие скважины ее количество/объем во времени; по этим данным оценивают фильтрационные характеристики заводненного пласта и строят его модель. Вместе с тем меченая жидкость на основе пластовой воды обладает физико-химическими свойствами, отличными от свойств движущейся по пласту нефти, а полученная таким образом информация характеризует в основном фазовую фильтрацию нагнетаемой воды. К практическим ограничениям такой меченой жидкости относятся сложность и невысокая точность ее химического анализа, значительное разбавление и сорбция горной породой при миграции по пласту [Авт. свид. СССР №646036].A known method for indicating the movement of produced water using labeled water-based fluid and a thiourea / urea labeling substance, which is pumped through an injection well into the formation and its quantity / volume received in production wells is recorded over time; according to these data, the filtration characteristics of the flooded reservoir are evaluated and its model is built. At the same time, labeled liquid based on formation water has physicochemical properties different from those of oil moving through the formation, and the information thus obtained characterizes mainly phase filtration of injected water. The practical limitations of such a labeled fluid include the complexity and low accuracy of its chemical analysis, significant dilution and sorption of rock during migration through the reservoir [Auth. testimonial. USSR No. 646036].
Известен способ применения меченой жидкости на основе нефти и метящего вещества - трития. Наряду с известными достоинствами, использование радиоактивных изотопов трития при контроле за разработкой месторождений связано со значительными ограничениями, в том числе с изотопным обменом его атомов, распадом содержащих тритий веществ под действием собственного излучения и неконтролируемым изменением концентрации метящего вещества, особенно при повышенных давлениях и температурах. Биологическая и экологическая опасность соединений трития и большой период полураспада (12,3 года) ограничивают использование такой меченой жидкости [1-3].A known method of using labeled liquid based on oil and a labeling substance - tritium. Along with the well-known advantages, the use of radioactive isotopes of tritium in monitoring the development of deposits is associated with significant limitations, including the isotopic exchange of its atoms, the decay of tritium-containing substances under the influence of their own radiation, and uncontrolled changes in the concentration of the labeling substance, especially at elevated pressures and temperatures. The biological and environmental hazards of tritium compounds and the long half-life (12.3 years) limit the use of such labeled liquids [1-3].
Известна меченая жидкость на нефтяной основе с метящим веществом, содержащим для повышения ее стабильности при высокой температуре в пластовых условиях фторуглеродные соединения [Авт. свидетельство СССР №977720].Known labeled oil-based liquid with a labeling substance containing fluorocarbon compounds to increase its stability at high temperature in reservoir conditions [Auth. USSR certificate No. 977720].
Наиболее близким аналогом к предлагаемому способу (прототипом) по методической сущности является способ определения емкостно-фильтрационных свойств горных пород на базе ядерного/протонного магнитного резонанса (ЯМР/ПМР), согласно которому последовательно измеряют амплитудные характеристики сигналов свободной индукции (ССИ) от водородо-(протоно-)содержащих жидкостей, сравнивают измеренные величины ССИ и оценивают количества/объемы этих жидкостей в образце горной породы, на основе чего определяют емкость/пористость последней [Авт. свид. СССР №601606].The closest analogue to the proposed method (prototype) by methodological essence is a method for determining the capacitance-filtration properties of rocks based on nuclear / proton magnetic resonance (NMR / PMR), according to which the amplitude characteristics of free induction (SSI) signals from hydrogen ( proton-containing fluids, compare the measured values of SSI and evaluate the amount / volume of these fluids in a rock sample, on the basis of which the capacity / porosity of the latter is determined [Auth. testimonial. USSR No. 601606].
Наиболее близким аналогом к предлагаемому устройству (прототипом) по технической сущности является устройство для определения пористости/водородосодержания горных пород на основе ЯМР/ПМР, включающее пробоотборник, блок измерения сигналов импульсного ЯМР и блок регистрации этих сигналов от водородосодержащих жидкостей различной природы (нефть, вода) [Авт. свид. СССР №1073654].The closest analogue to the proposed device (prototype) in technical essence is a device for determining porosity / hydrogen content of rocks based on NMR / PMR, including a sampler, a unit for measuring pulsed NMR signals and a unit for recording these signals from hydrogen-containing liquids of various nature (oil, water) [Auth. testimonial. USSR No. 1073654].
Цель настоящего изобретения - повышение информативности и эффективности контроля за разработкой нефтяного месторождения посредством магнитно-индикаторного трассирования (МИТ) и системных исследований фильтрации/движения полифазного флюида по пласту на основе методики/техники импульсного ЯМР.The purpose of the present invention is to increase the information content and effectiveness of monitoring the development of an oil field by means of magnetic indicator tracing (MIT) and systematic studies of the filtration / movement of polyphase fluid in the reservoir based on the pulsed NMR technique / technique.
Поставленная цель достигается тем, что меченую жидкость (МЖ), содержащую базовое вещество - пластовую нефть/воду и метящее вещество (MB) на основе магнитно-резонансных индикаторов-трассеров различного состава/назначения, закачивают в необходимом объеме через нагнетательную скважину в разрабатываемый, например, заводнением, пласт/объект. По мере последующего поступления МЖ в контрольные/ добывающие скважины отбирают наземные/поверхностные пробы пластовой продукции, которые анализируют на содержание MB посредством методики/техники ЯМР. При этом в качестве водорастворимых индикаторов-трассеров MB избирательно применяют неорганические соли различных металлов или/и водный раствор дейтерия, а в составе нефтерастворимых MB - органические соединения/комплексы, которые влияют на магнитно-резонансно-зависимые характеристики разнородных МЖ. Полученные таким образом данные о содержании MB в водной и нефтяной фазах этой продукции и его распределении во времени и пространстве эксплуатируемого пласта/объекта используют, совместно с промыслово-технологическими показателями, для систематического контроля и эффективного управления его разработкой.This goal is achieved by the fact that the labeled fluid (MF) containing the base substance - reservoir oil / water and a labeling substance (MB) based on magnetic resonance tracer indicators of various composition / purpose, is pumped in the required volume through an injection well into a well being developed, for example , waterflooding, layer / object. As the MF subsequently enters the control / production wells, surface / surface samples of the reservoir products are taken, which are analyzed for the MB content using the NMR technique / technique. In this case, inorganic salts of various metals and / or an aqueous solution of deuterium are selectively used as water-soluble MB tracer indicators, and organic compounds / complexes that affect the magnetic resonance-dependent characteristics of heterogeneous MFs are used as oil-soluble MB. The data obtained in this way on the MB content in the water and oil phases of this product and its distribution in time and space of the reservoir / object in use are used, together with field technological indicators, for systematic monitoring and effective management of its development.
Отличительными особенностями патентуемого изобретения служат:Distinctive features of the patented invention are:
а) одновременное использование МВ/МЖ с водными и нефтяными индикаторами-трассерами;a) the simultaneous use of CF / MF with water and oil tracer indicators;
б) совместное применение нескольких метящих соединений с разными свойствами в нефтяном MB, органично связанных с различными углеводородными комплексами, например, легкими/подвижными и тяжелыми/вязкими;b) the combined use of several labeling compounds with different properties in petroleum MB organically linked to various hydrocarbon complexes, for example, light / mobile and heavy / viscous;
в) синхронный анализ состава и свойств нефтяной МЖ и нефти, в целом, в процессе пластовой фильтрации.c) synchronous analysis of the composition and properties of oil MF and oil, in General, in the process of reservoir filtration.
Достижение этой цели на основе предлагаемого способа/устройства опирается на нижеследующие принципиальные положения.Achieving this goal based on the proposed method / device is based on the following fundamental provisions.
1.В качестве ядерно-магнитно-резонансных индикаторов-трассеров (искусственных) в составе MB используют:1. As a nuclear magnetic resonance tracer indicators (artificial) in the composition of MB use:
1.1. на водной основе (МВВ):1.1. water-based (MVV):
1.1.1. MB на базе водорастворимых неорганических образований, например, солей/окислов металлов переходной группы Периодической системы элементов, в том числе 2-х - и 3-х валентных (Cu, Mn, Ni и Fe, Cr, соответственно).1.1.1. MB based on water-soluble inorganic formations, for example, salts / metal oxides of the transition group of the Periodic system of elements, including 2- and 3-valence ones (Cu, Mn, Ni and Fe, Cr, respectively).
1.1.2. MB на базе водного раствора дейтерия.1.1.2. MB based on an aqueous solution of deuterium.
1.2. На нефтяной основе (МВН):1.2. Oil Based (MVN):
1.2.1. MB на базе нефтерастворимых органических, например, фторуглеродистых соединений - производных бензола, толуола и тяжелых углеводородов, в том числе С6H5F, С6H4FNO3, С7Н3FO3, С7Cl3F5.1.2.1. MB based on oil-soluble organic, for example, fluorocarbon compounds - derivatives of benzene, toluene and heavy hydrocarbons, including C 6 H 5 F, C 6 H 4 FNO 3 , C 7 H 3 FO 3 , C 7 Cl 3 F 5 .
1.2.2. MB на базе металлоорганических и парамагнитных комплексов, в том числе олигомеров, хелатов и стеаратов и других образований двухвалентных кобальта и марганца.1.2.2. MB based on organometallic and paramagnetic complexes, including oligomers, chelates and stearates, and other formations of divalent cobalt and manganese.
1.3. на водной и нефтяной основах (МВВН), которые базируются на водорастворимом дейтерии (по п.1.1.2) и нефтерастворимых органических, фторуглеродистых соединениях (по п.1.2.1), соответственно.1.3. on water and oil bases (MVVN), which are based on water-soluble deuterium (according to 1.1.2) and oil-soluble organic, fluorocarbon compounds (according to 1.2.1), respectively.
2. В качестве естественных протонно-магнитно-резонансных индикаторов фильтрации пластовой нефти используют природные группы углеводородных и других ее соединений, в том числе легкие/подвижные бензиновые и керосиновые фракции и тяжелые/вязкие асфальтено-смолистые вещества.2. As natural proton-magnetic resonance indicators of reservoir oil filtration, natural groups of hydrocarbon and its other compounds are used, including light / mobile gasoline and kerosene fractions and heavy / viscous asphaltene-resinous substances.
3. Используемые в составе водных и нефтяных MB соединения/комплексы индикаторов-трассеров термохимически инертны, стабильны во времени и не сорбируются горной породой, причем свойства меченой жидкости с MB на водной основе практически не отличаются от свойств пластовой воды, а скорость движения - от скорости ее фильтрации, тогда как свойства и скорость перемещения МЖ/МВ на нефтяной основе фактически совпадают со свойствами и подвижностью пластовой нефти.3. The compounds / complexes of indicator tracers used in the composition of water and oil MBs are thermochemically inert, stable in time, and are not sorbed by rock, and the properties of labeled liquid with a water-based MB practically do not differ from the properties of produced water, and the speed of movement does not differ from speed its filtration, while the properties and speed of movement of oil-based MF / MB actually coincide with the properties and mobility of reservoir oil.
4. Применяемые концентрации индикаторов-трассеров в составе МЖ в рабочем диапазоне обеспечивают необходимую точность их количественной регистрации методикой/техникой ЯМР/ПМР, а также удовлетворяют требованиям экологической безопасности и экономической рентабельности.4. The applied concentrations of tracer indicators in the MF in the operating range provide the necessary accuracy of their quantitative registration by NMR / PMR methods / techniques, and also satisfy the requirements of environmental safety and economic profitability.
5. Одновременное использование МЖ с водо- и нефтерастворимыми индикаторами способствует синхронному проведению полифазного трассирования/прослеживания движения разнородных фаз пластового флюида в естественных условиях гетерогенной породы-коллектора.5. The simultaneous use of MFs with water- and oil-soluble indicators contributes to the simultaneous conduct of polyphase tracing / tracking the movement of the heterogeneous phases of the reservoir fluid under natural conditions of a heterogeneous reservoir rock.
6. Совместное применение нескольких МВН с различными свойствами, например, плотностными, реологическими, в составе МЖ на нефтяной основе обеспечивает мультииндикаторное трассирование фильтрации доминирующих составляющих пластовой нефти, в том числе легких и тяжелых ее составляющих.6. The combined use of several MVN with various properties, for example, density, rheological, as part of an oil-based MF provides multi-indicator tracing of the filtration of the dominant components of reservoir oil, including its light and heavy components.
7. Системное использование в нефтяных МЖ/МВ фторуглеродных индикаторов способствует, синхронно с магнитно-индикаторным трассированием движения пластовой нефти, систематическому анализу ее состава и свойств, в том числе посредством двухчастотной методики/техники импульсного ЯМР/ПМР.7. The systematic use of fluorocarbon indicators in oil MF / MB contributes, in parallel with magnetic indicator tracing of the movement of reservoir oil, to a systematic analysis of its composition and properties, including through a two-frequency pulsed NMR / PMR technique.
8. Обоснованный выбор комплекса индикаторов-трассеров для магнитно-индикаторного трассирования на основе методики/техники ЯМР обусловлен промыслово-геологическими задачами, геотехническими условиями и режимом разработки нефтяной залежи/пласта.8. A justified choice of a set of indicator tracers for magnetic indicator tracing based on the NMR technique / technique is determined by field and geological tasks, geotechnical conditions and the mode of development of the oil reservoir / reservoir.
9. Применение такой методики/техники при магнитно-индикаторном трассировании разрабатываемых нефтяных месторождений/залежей/пластов базируется на нижеследующих отличительных особенностях:9. The application of such a technique / technique for magnetic indicator tracing of developed oil fields / deposits / formations is based on the following distinctive features:
9.1. Между количеством/объемом водородо-/протоносодержащего вещества/жидкости и амплитудной характеристикой сигналов свободной индукции (ССИ) ЯМР/ПМР на резонансной частоте ядер водорода (1H) - протонов, установлена прямая функциональная связь.9.1. A direct functional relationship has been established between the quantity / volume of the hydrogen / proton-containing substance / liquid and the amplitude characteristic of free induction (NMR) NMR / NMR signals at the resonant frequency of hydrogen nuclei ( 1 H) - protons.
9.2. Аналогичная зависимость существует между объемом/количеством фторорганической жидкости и максимальной амплитудой ССИ, измеряемых методикой/техникой ЯМР/ФМР на резонансной частоте ядер фтора (19F).9.2. A similar relationship exists between the volume / quantity of an organofluorine liquid and the maximum amplitude of the SSI, as measured by the NMR / FMR technique / technique at the resonant frequency of fluorine nuclei ( 19 F).
9.3. Важной прикладной особенностью импульсного ЯМР/ПМР служит высокая чувствительность к молекулярной и макроподвижности нефтей/вод, в том числе в поровом пространстве пласта-коллектора.9.3. An important applied feature of pulsed NMR / PMR is its high sensitivity to the molecular and macro mobility of oils / waters, including in the pore space of a reservoir.
9.4. Установлена прямая зависимость скорости/времени протонной спин-решеточной/спин-спиновой релаксации (СРР/ССР) водного раствора ионов солей металлов, в том числе Cu, Mn и Fe от его молярности, магнитного момента и содержания ионов.9.4. A direct dependence of the proton spin-lattice / spin-spin relaxation rate (SRP / SSR) of an aqueous solution of metal salt ions, including Cu, Mn, and Fe, on its molarity, magnetic moment, and ion content was established.
9.5. Между содержанием/концентрацией индикаторов в МВ/МЖ и временем их поступления на устье добывающей скважины, с одной стороны, структурой и составом породы и ее нефтеводонасыщенности, с другой, установлена функциональная связь/зависимость, на основе которой определяют гетерогенность пласта-коллектора и пластового флюида.9.5. Between the content / concentration of indicators in the MV / MF and the time of their arrival at the wellhead, on the one hand, the structure and composition of the rock and its oil saturation, on the other hand, a functional relationship / dependence has been established, on the basis of which the heterogeneity of the reservoir and formation fluid is determined .
10. При практической реализации установленной зависимости амплитудной характеристики ССИ, например, от фторосодержания нефти в пластовой продукции, применяют градуировочно-аппаратную палетку (ГАП), а аналогичной зависимости скорости протонной ралаксации (ССР/СРР), например, от содержания неорганических солей переходных металлов в пластовой жидкости, - протонно-релаксационную палетку (ПРП), причем эти палетки получают предварительно по данным синхронных определений известных их содержаний в стандартных образцах воды/нефти и соответствующих измерений значений ЯМР характеристик.10. In the practical implementation of the established dependence of the amplitude characteristic of the SSI, for example, on the fluorine content of oil in the reservoir products, a calibration and hardware palette (HAP) is used, and a similar dependence of the proton relaxation rate (SSR / SRP), for example, on the content of inorganic salts of transition metals in formation fluid, - proton relaxation palette (PRP), and these palettes are preliminarily obtained according to the data of synchronous determinations of their known contents in standard water / oil samples and correspond measurements of NMR characteristics.
11. Для измерения магнитно-резонансно-чувствительных ЯМР характеристик водонефтесодержащих жидкостей, в том числе пластовых и МЖ, при решении геолого-промысловых задач наиболее эффективно применение импульсной модификации ЯМР на резонансных частотах ядер водорода и фтора (ПМР/ФМР) в сильном магнитном поле, достаточно близких при радиотехнически простой реализации, - например, при напряженности магнитного поля 14,1 кГс резонансная частота 1H составляет 60 мГц, a 19F 56,5 мГц.11. To measure magnetic resonance-sensitive NMR characteristics of oil-water-containing liquids, including reservoir and MF, when solving geological field problems, it is most effective to use pulsed modification of NMR at the resonant frequencies of hydrogen and fluorine nuclei (PMR / FMR) in a strong magnetic field, close enough for a radio technically simple implementation, for example, for a magnetic field of 14.1 kG, the resonant frequency of 1 H is 60 MHz, and 19 F 56.5 MHz.
12. Методико-технические операции настройки и измерения, обработки и регистрации ЯМР характеристик, а также оценки/определения содержания/концентрации индикаторов-трассеров (ИТ) в поверхностных пробах пластовой жидкости при МИТ проводят автоматически в едином технологическом процессе и системной последовательности.12. Methodological and technical operations of tuning and measuring, processing and recording NMR characteristics, as well as evaluating / determining the content / concentration of tracer indicators (IT) in surface samples of formation fluid at MIT, are carried out automatically in a single technological process and system sequence.
13. Для технической реализации предлагаемого способа используют специальное устройство на базе импульсной аппаратуры ЯМР, дополнительно включающее блоки автоматической настройки, измерения и обработки на частотах ПМР и ФМР, автопереключающий узел и модули автоматической оценки содержаний/концентрации протоно- и фторосодержащих соединений/комплексов в водной и нефтяной фазах пластовой продукции и определения состава/подвижности последней, а также графоаналитического моделирования.13. For the technical implementation of the proposed method, a special device based on pulsed NMR equipment is used, which additionally includes units for automatic tuning, measurement and processing at the frequencies of PMR and FMR, a switching unit and modules for the automatic assessment of the contents / concentration of proton and fluorine-containing compounds / complexes in water and oil phases of reservoir production and determination of the composition / mobility of the latter, as well as graphoanalytical modeling.
14. Работа технического устройства для реализации предлагаемого способа последовательно осуществляется следующим образом (чертеж): вначале посредством блока 1 проводится автоматическая настройка аппаратуры ЯМР на резонансную частоту ядер водорода - протонов, после чего блоком 2 измеряется приведенная амплитуда ССИ и/или протонная кривая СРР, которая обрабатывается блоком 3 с выделением медленно- и долгоживущих компонент, соответствующих водной и нефтяной фазам пластовой жидкости, затем модулем 4 по величине приведенной амплитуды ССИ и/или скорости СРР водной фазы с помощью функциональных палеток ГАП и/или ПРП оценивается содержание МВВ и концентрация ИТ в водной фазе этой жидкости, а модулем 5 определяется состав и подвижность нефтяной фазы последней повременной характеристике СРР ее долгоживущей компоненты, после чего узлом 6 переключается, а блоком 7 проводится автонастройка аппаратуры на резонансную частоту ФМР и блоком 8 измеряется амплитудная характеристика ССИ от фторсодержащих соединений нефтяной фазы, по которой с помощью модуля 9 и палетки КАП оценивается содержание фтора в нефтяных соединениях/комплексах МВН, а затем - концентрация фторных ИТ в пластовой жидкости; в заключение модулем 10 на основе концентрационно-временных и промыслово-геологических данных проводятся соответствующие графоаналитические расчеты и построения.14. The operation of the technical device for implementing the proposed method is sequentially carried out as follows (drawing): first, by means of block 1, the NMR equipment is automatically tuned to the resonant frequency of hydrogen nuclei - protons, after which block 2 measures the reduced SSI amplitude and / or proton SRP curve, which is processed by block 3 with the release of slow and long-lived components corresponding to the water and oil phases of the reservoir fluid, then module 4 in terms of the reduced amplitude of the SSI and / and whether the SRP rate of the aqueous phase using the HAP and / or PRP functional palettes is used to estimate the MBP content and IT concentration in the aqueous phase of this fluid, and module 5 determines the composition and mobility of the oil phase of the last time-based characteristic of the CPP of its long-lived component, after which it switches over by node 6, and Block 7 performs auto-tuning of the equipment at the resonant FMR frequency and block 8 measures the amplitude response of the SSR from fluorine-containing compounds of the oil phase, according to which, using module 9 and the KAP palette, the content of fluorine neighing in oil compounds / MVN complexes, and then the concentration of fluorine IT in the reservoir fluid; finally, module 10, based on the concentration-time and production-geological data, conducts the corresponding graphoanalytical calculations and constructions.
15. Для реализации этой цели выход блока 1 настройки на протонно-резонансную частоту соединен со входом измерительного блока 2, а его выход - со входом блока 3 автообработки, выход которого соединен со входами определительских модулей 4 и 5 и переключающего узла 6, чей выход соединен со входом блока 7 автонастройки на частоту ФМР, а его выход - со входом блока 8 измерения характеристик сигналов ФМР, выход которого соединен со входом концентрационного блока 9, а выход последнего - со входом графоаналитического модуля 10, связанного с дисплеем ПК и принтером аппаратуры МР.15. To achieve this goal, the output of the proton resonance frequency tuning unit 1 is connected to the input of the measuring unit 2, and its output is connected to the input of the automatic processing unit 3, the output of which is connected to the inputs of the detection modules 4 and 5 and the switching unit 6, whose output is connected with the input of the unit 7 auto-tuning to the FMR frequency, and its output - with the input of the unit 8 measuring the characteristics of the FMR signals, the output of which is connected to the input of the concentration unit 9, and the output of the latter - with the input of the graph-analytical module 10 associated with the PC display, etc. nterom MR equipment.
На основе использования настоящего изобретения проведены промыслово-геологические работы и технико-технологические мероприятия по контролю за разработкой нефтяных месторождений в Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Волго-Уральской нефтеносных провинциях России. При этом решались основные проблемы/задачи оптимизации эксплуатации продуктивных пластов/объектов, в том числе оценка характера и степени их выработки, изучение фильтрационной неоднородности, установление гидродинамической связи между скважинами, определение направления и скорости движения пластового флюида.Based on the use of the present invention, field geological work and technical and technological measures were carried out to control the development of oil fields in the West Siberian, Timan-Pechora and Volga-Ural oil-bearing provinces of Russia. At the same time, the main problems / tasks of optimizing the operation of productive formations / objects were solved, including assessing the nature and degree of their development, studying filtering heterogeneity, establishing a hydrodynamic connection between wells, determining the direction and speed of formation fluid.
Патентуемые способ и устройство магнитно-индикаторного трассирования продуктивных пластов, особенно на поздней стадии их разработки с заводнением, выгодно отличаются селективной и/или совместной системой контроля движения углеводородной и водной фаз пластового флюида. Такая система позволяет оперативно контролировать и вариативно управлять в режиме on-line рациональной и рентабельной разработкой даже выработанных залежей с оптимальным обеспечением текущей добычи нефти и повышения их конечной нефтеотдачи.Patented method and device for magnetic indicator tracing of productive formations, especially at the late stage of their development with water flooding, are favorably distinguished by a selective and / or joint system for monitoring the movement of hydrocarbon and water phases of the formation fluid. Such a system allows you to quickly monitor and variably manage on-line rational and cost-effective development of even developed deposits with optimal provision for current oil production and increase their ultimate oil recovery.
Промышленно-экономическая эффективность настоящего изобретения обеспечивается значительным повышением информативности и точности, оперативности, объективности и производительности геолого-технических мероприятий, работ и исследований на разрабатываемых нефтяных месторождениях России и за рубежом.Industrial and economic efficiency of the present invention is provided by a significant increase in information content and accuracy, efficiency, objectivity and productivity of geological and technical measures, work and research at the developed oil fields in Russia and abroad.
Источники информацииInformation sources
1. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра. 1978.1. Guidance on the application of field-geophysical methods to control the development of oil fields. M., Nedra. 1978.
2. Соколовский Э.В., Зайцев В.М. Применение изотопов на нефтяных промыслах. М., Недра. 1971.2. Sokolovsky E.V., Zaitsev V.M. The use of isotopes in the oil fields. M., Nedra. 1971.
3. Методическое руководство по технологии исследования пластов и скважин с использованием индикаторов при контроле и регулировании разработки нефтегазовых залежей для осуществления методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-0147428-246-89. М., МНиГП. 1990.3. A methodological guide to the technology for studying reservoirs and wells using indicators in monitoring and regulating the development of oil and gas deposits to implement methods for increasing oil recovery. RD 39-0147428-246-89. M., MNiGP. 1990.
Claims (18)
а) водорастворимые неорганические соли металлов переходной группы Периодической системы элементов, например Cu, Mn, Ni, Fe, Cr;
б) водный раствор дейтерия (2H).2. The method according to claim 1, characterized in that as indicators-tracers in the composition of the labeling substances on a water basis use:
a) water-soluble inorganic salts of metals of the transition group of the Periodic system of elements, for example Cu, Mn, Ni, Fe, Cr;
b) an aqueous solution of deuterium ( 2 H).
а) фторуглеродные соединения, например производные бензола, толуола и более тяжелых углеводородов, в том числе C6H5F, C6H4FNO3, C7Cl5F5, органично связанные с различными нефтяными структурами;
б) металлоорганические и парамагнитные комплексы, в том числе хелаты, стеараты и другие образования кобальта и марганца.3. The method according to claim 1, characterized in that the oil-based labeling substance as oil-soluble tracer indicators contains:
a) fluorocarbon compounds, for example derivatives of benzene, toluene and heavier hydrocarbons, including C 6 H 5 F, C 6 H 4 FNO 3 , C 7 Cl 5 F 5 , organically associated with various oil structures;
b) organometallic and paramagnetic complexes, including chelates, stearates and other cobalt and manganese formations.
а) проводят амплитудные измерения водной фазы этой жидкости при установленном - "индикационном" периоде задержки измерения, а протонно-амплитудную зависимость/палетку получают предварительно путем измерений ССИ от коллекции/набора эталонных/стандартных проб с известным содержанием водного метящего вещества в рабочем диапазоне;
б) измеряют содержание этого вещества по протонной скорости спин-решеточной/спин-спиновой релаксации водной фазы продукции, причем функциональную зависимость спин-спиновой релаксации используют предпочтительно при значительном разбавлении растворенного вещества, а протонно-релаксационную палетку получают по релаксационным характеристикам водных растворов с определенным его содержанием;
в) оценивают относительную концентрацию индикаторов-трассеров в водной составляющей текущей жидкости посредством сравнения содержаний водного метящего вещества в ней и исходно закачанной в пласт меченой жидкости.12. The method according to claim 1, characterized in that, for the purpose of correctly assessing the content of the aqueous labeling substance in the labeled water-based liquid and the concentration of water-soluble indicators in the reservoir product:
a) conduct amplitude measurements of the aqueous phase of this liquid with a set “indication” period of measurement delay, and the proton-amplitude dependence / palette is obtained previously by means of SSI measurements from a collection / set of standard / standard samples with a known content of the aqueous labeling substance in the operating range;
b) the content of this substance is measured by the proton velocity of the spin-lattice / spin-spin relaxation of the aqueous phase of production, the functional dependence of spin-spin relaxation being preferably used with significant dilution of the dissolved substance, and the proton-relaxation palette is obtained from the relaxation characteristics of aqueous solutions with a certain content;
c) evaluate the relative concentration of tracer indicators in the aqueous component of the flowing fluid by comparing the contents of the aqueous tagging substance in it and the labeled fluid initially pumped into the formation.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007112023/03A RU2352774C2 (en) | 2007-04-03 | 2007-04-03 | Method and device for magnetic indicated tracing of oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007112023/03A RU2352774C2 (en) | 2007-04-03 | 2007-04-03 | Method and device for magnetic indicated tracing of oil deposits |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007112023A RU2007112023A (en) | 2008-10-10 |
| RU2352774C2 true RU2352774C2 (en) | 2009-04-20 |
Family
ID=39927374
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007112023/03A RU2352774C2 (en) | 2007-04-03 | 2007-04-03 | Method and device for magnetic indicated tracing of oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2352774C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105954308A (en) * | 2016-04-29 | 2016-09-21 | 大连工业大学 | Method for quickly detecting oil content of oil-containing microorganism |
| RU2704671C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Общество с ограниченной ответственностью «НТЦ Татнефть» | Method of determining viscosity of heavy oil by nuclear magnetic resonance in porous space of a collector and free volume |
| RU2776786C1 (en) * | 2021-07-21 | 2022-07-26 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз" | Method for increasing the informative value of tracer surveys in petroleum and gas deposits |
-
2007
- 2007-04-03 RU RU2007112023/03A patent/RU2352774C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105954308A (en) * | 2016-04-29 | 2016-09-21 | 大连工业大学 | Method for quickly detecting oil content of oil-containing microorganism |
| CN105954308B (en) * | 2016-04-29 | 2018-09-28 | 大连工业大学 | A kind of method of quick detection oil-containing microorganism oil content |
| RU2704671C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Общество с ограниченной ответственностью «НТЦ Татнефть» | Method of determining viscosity of heavy oil by nuclear magnetic resonance in porous space of a collector and free volume |
| RU2776786C1 (en) * | 2021-07-21 | 2022-07-26 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз" | Method for increasing the informative value of tracer surveys in petroleum and gas deposits |
| RU2821873C1 (en) * | 2023-12-28 | 2024-06-27 | Дмитрий Юрьевич Каюков | Method for tracer (marker) analysis of bottomhole zone of horizontal wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007112023A (en) | 2008-10-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6346813B1 (en) | Magnetic resonance method for characterizing fluid samples withdrawn from subsurface formations | |
| Elsayed et al. | A review on the applications of nuclear magnetic resonance (NMR) in the oil and gas industry: laboratory and field-scale measurements | |
| Mehana et al. | Shale characteristics impact on Nuclear Magnetic Resonance (NMR) fluid typing methods and correlations | |
| US10527566B2 (en) | Methods for determining oil and water compositions in drilling muds | |
| CA2505293C (en) | Method and apparatus for using pulsed field gradient nmr measurements to determine fluid properties in a fluid sampling well logging tool | |
| Cai et al. | Monitoring oil displacement and CO2 trapping in low-permeability media using NMR: A comparison of miscible and immiscible flooding | |
| Zhang et al. | Characterizing pore-level oil mobilization processes in unconventional reservoirs assisted by state-of-the-art nuclear magnetic resonance technique | |
| US20130057277A1 (en) | Method for Determining Rock Formation Fluid Interaction Properties Using Nuclear Magnetic Resonance Well Logging Measurements | |
| CN101915716A (en) | Method for judging wettability of reservoir rock | |
| US3456183A (en) | Detection of oil by nuclear magnetic resonance | |
| US9459370B2 (en) | Method of determining formation parameter | |
| Lichtenberger | Field applications of interwell tracers for reservoir characterization of enhanced oil recovery pilot areas | |
| Hürlimann et al. | NMR well logging | |
| Guntupalli et al. | A Successful ASP Sweep Evaluation in a Field Pilot | |
| RU2352774C2 (en) | Method and device for magnetic indicated tracing of oil deposits | |
| US20050221495A1 (en) | Method and composition for improving NMR analysis of formation fluids | |
| Al-Obaidi et al. | Express study of rheological properties and group composition of oil and condensate using nuclear magnetic resonance–relaxometry | |
| Olaide et al. | A review of the application of nuclear magnetic resonance in petroleum industry | |
| RU2386122C2 (en) | Method and device for monitoring preparation and exploitation of oil pool | |
| Motta Cabrera et al. | Estimation of bitumen and solids content in fine tailings using low-field NMR technique | |
| US11493461B1 (en) | Wettability estimation using T2 distributions of water in wetting and non-wetting phases | |
| Song et al. | A new method to determine wettability of tight sandstone: Water imbibition evaporation rate ratio measurements | |
| Liang et al. | A potential NMR-based wettability index using free induction decay for rocks | |
| Petrakis et al. | The utilization of nuclear magnetic resonance spectroscopy for petroleum, coal, oil shale, petrochemicals, and polymers. Phenomenology, paradigms of applications, and instrumentation | |
| Brown et al. | Processing and display of nuclear magnetism logging signals: application to residual oil determination |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090404 |