RU2385413C1 - Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти - Google Patents
Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2385413C1 RU2385413C1 RU2008138641/03A RU2008138641A RU2385413C1 RU 2385413 C1 RU2385413 C1 RU 2385413C1 RU 2008138641/03 A RU2008138641/03 A RU 2008138641/03A RU 2008138641 A RU2008138641 A RU 2008138641A RU 2385413 C1 RU2385413 C1 RU 2385413C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- well
- measured
- signals
- saturation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000000341 volatile oil Substances 0.000 title claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 27
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к разработке залежей летучей нефти и может быть использовано для определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне добывающей скважины в пласте-коллекторе. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения значения газонасыщенности в призабойной зоне как обсаженной, так и необсаженной скважины. Для чего до начала эксплуатации скважины измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида традиционными методами каротажа, включая нейтронный, и путем анализа проб керна и флюида. Для эксплуатационной скважины создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности. Предполагаемую газонасыщенность определяют путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости. В процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж. Сравнивают измеренные сигналы нейтронного каротажа и сигналы созданной численной модели. Определяют текущую газонасыщенность по результатам совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. 1 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к разработке залежей летучей нефти и может быть использовано при исследованиях для определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте-коллекторе летучей нефти.
При разработке залежи летучей нефти возникает необходимость определения текущей газонасыщенности пласта, поскольку производительность скважин часто резко снижается в связи с выделением газа в призабойной зоне скважины и частичной блокировкой притока нефти в скважину. Предлагаемым изобретением решается задача определения текущего значения газонасыщенности в призабойной зоне скважины как обсаженной, так и необсаженной.
До настоящего момента текущая газонасыщенность в призабойной зоне скважины геофизическими методами исследования скважин не определялась.
В соотвестствии с предлагаемым способом определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте летучей нефти измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида до начала скопления газа в призабойной зоне скважины, создают численную модель изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности, осуществляют эксплуатацию скважины, при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, а затем сравнивают измеренные сигналы с модельными расчетами и определяют газонасыщенность на основе обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Параметры пласта-коллектора и пластового флюида, измеряемые до начала эксплуатации скважины, включают в себя пористость пласта, минеральный состав породы, водонасыщенность и состав воды, давление, объем и температуру пластовой нефти, включая состав и точку разгазирования. Указанные параметры определяют традиционными методами каротажа, включая нейтронный каротаж, а также путем анализа проб керна и флюида.
Предполагаемую газонасыщенность определяют путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для заданных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а для обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа производят коррекцию функций фазовой проницаемости.
Изобретение основывается на новом подходе к интерпретации данных повторного нейтронного каротажа и позволяет определить текущую газонасыщенность в призабойной зоне скважины.
На первом этапе пласт летучей нефти, вскрытый вновь пробуренной скважиной, исследуется с помощью традиционного каротажного оборудования, а также путем проведения испытаний и опробования пласта. Исходная газонасыщенность в пласте равна нулю или пренебрежимо мала. В результате этих стандартных измерений будет получен набор характеристических данных о пласте и пластовом флюиде, которые включают в себя данные о пористости пласта, минеральном составе породы, водонасыщенности и составе воды, параметрах давления, объема и температуры пластовой нефти, включая состав и точку насыщения (начала разгазирования). После этого скважина используется в качестве эксплуатационной скважины. На данном этапе, в случае если давление в пласте падает ниже точки насыщения, происходит процесс выделения газа. Это ведет к образованию газонасыщенной зоны вокруг ствола скважины.
После некоторого периода эксплуатации скважины можно ожидать значительного повышения газонасыщенности вокруг ствола скважины. Косвенно это можно наблюдать как снижение коэффициента продуктивности. На данном этапе можно использовать нейтронный каротаж для оценки текущей газонасыщенности в газонасыщенной зоне. Может применяться любой метод нейтронного каротажа, который чувствителен к водородному индексу. Скважина может быть необсаженной или обсаженной, так как нейтронный поток может проходить сквозь стальные трубы. Наблюдаемый сигнал сам по себе не может отличить газонасыщенность от нефтенасыщенности, так как он зависит от насыщенности, плотности фаз и состава фаз (при условии, что другие факторы, такие как параметры породы и воды, остаются без изменений). Однако неопределенность свойств газонефтяной смеси можно свести лишь к неизвестной насыщенности с помощью традиционных программ гидродинамического моделирования состава. Действительно, зная историю эксплуатации скважины, можно провести ряд численных экспериментов, которые отличаются друг от друга по функциям фазовой проницаемости. В результате численных экспериментов будет получен набор теоретических вариантов параметров газонефтяной смеси, которые существенно отличаются друг от друга по значениям насыщенности. С помощью этого набора вариантов можно смоделировать теоретические сигналы нейтронного каротажа. Сравнивая их с измеренным сигналом, можно определить фактически реализующийся вариант состояния газонефтяной смеси вблизи эксплуатационной скважины. Это позволит зафиксировать текущую газонасыщенность и другие свойства газонефтяной смеси.
Используя программу гидродинамического моделирования летучей нефти, получаем в качестве выходных данных предполагаемую газонасыщенность, состав газа и нефти. Класс программ, позволяющих решить обсуждаемую задачу, базируется на модели трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации (см., например, Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений. Часть 2. Фильтрационные модели. - М.: АОА ВНИИОЭНГ, 2003). В частности, может быть использована программа Eclipse-300. Входные данные расчетного варианта для моделирующей программы включают в себя данные о локальном геологическом строении (включая распределение фильтрационно-емкостных свойств по стволу скважины), данные о пластовом давлении и температуре, данные о термодинамических и физико-химических свойствах пластовых флюидов, полученные в результате стандартных измерений до начала эксплуатации скважины, данные по истории работы скважины и функции фазовой проницаемости. Функции фазовой проницаемости могут быть приняты как некоторое текущее приближение (из данных кернового анализа или по аналогии с каким-то похожим пластом).
Для оценки текущей газонасыщенности пласта используется численная модель изменения сигнала нейтронного каротажа для эксплуатирующейся добывающей скважины. Входные параметры для модели включают пористость и водонасыщенность пласта, состав воды, минеральный состав породы, пластовое давление, объем и температуру пластовой нефти, включая состав и точку насыщения, а также предполагаемую газонасыщенность, состав газа и нефти, полученные в результате гидродинамического моделирования параметров газонефтяной смеси.
Текущая газонасыщенность определяется по результатам наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа в пределах точности воспроизведения водородного индекса, характерной для данного нейтронного метода. При несовпадении результатов производят коррекцию функций фазовой проницаемости таким образом, чтобы получить наилучшее приближение измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Возможным вариантом коррекции функций фазовых проницаемостей является изменение показателя степени при степенной аппроксимации этих функций. При более сложном многопараметрическом задании функций фазовых проницаемостей следует варьировать набор этих определяющих параметров. Итерационная последовательность останавливается, когда расхождение между реальным каротажным сигналом и смоделированным сигналом является незначительным. В этот момент получают следующий набор данных: газонасыщенность, состав газа и нефти в пласте, функции фазовой проницаемости. В процессе эксплуатации скважины могут быть произведены отдельные или многократные замеры состава добываемой газонефтяной смеси и на этапе гидродинамического моделирования эта информация может быть использована как дополнительный критерий сходимости модельных и фактических данных в пределах точности измерения вышеуказанного состава.
Claims (2)
1. Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте летучей нефти, в соответствии с которым до начала эксплуатации скважины измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида традиционными методами каротажа, включая нейтронный, и путем анализа проб керна и флюида, для эксплуатационной скважины создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности, определяемой путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а в процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, затем сравнивают измеренные сигналы с сигналами созданной численной модели и определяют текущую газонасыщенность на основе обеспечения совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа.
2. Способ определения текущей газонасыщенности по п.1, отличающийся тем, что параметры пласта-коллектора и пластового флюида, измеряемые до начала эксплуатации скважины, включают в себя пористость пласта, минеральный состав породы, водонасыщенность и состав воды, давление, объем и температуру пластовой нефти, включая ее состав и точку насыщения.
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138641/03A RU2385413C1 (ru) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
| US13/121,282 US8606522B2 (en) | 2008-09-30 | 2009-09-30 | Method to determine current gas saturation in a near-wellbore zone in a volatile oil formation |
| PCT/RU2009/000502 WO2010039060A1 (ru) | 2008-09-30 | 2009-09-30 | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
| NO20110645A NO20110645A1 (no) | 2008-09-30 | 2011-04-29 | Fremgangsmate for a bestemme gassmetning i en bunnhullssone for en bronn i en volatil oljeforekomst |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008138641/03A RU2385413C1 (ru) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2385413C1 true RU2385413C1 (ru) | 2010-03-27 |
Family
ID=42073694
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008138641/03A RU2385413C1 (ru) | 2008-09-30 | 2008-09-30 | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8606522B2 (ru) |
| NO (1) | NO20110645A1 (ru) |
| RU (1) | RU2385413C1 (ru) |
| WO (1) | WO2010039060A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2386027C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
| CN102505932A (zh) * | 2011-10-08 | 2012-06-20 | 长春大学 | 基于提取混沌特征参量的储集层流体性质的识别方法 |
| CN103015975B (zh) * | 2012-12-31 | 2015-06-24 | 河南理工大学 | 煤层气垂直井产气量测试模拟装置 |
| CN103334740B (zh) * | 2013-07-12 | 2015-10-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 考虑启动压力梯度的确定泄油前缘的方法 |
| CN105350959B (zh) * | 2015-11-06 | 2018-03-16 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 由测井岩性密度确定页岩气储层含气饱和度的方法 |
| CN105370270B (zh) * | 2015-11-06 | 2018-04-10 | 中石化石油工程技术服务有限公司 | 由偶极声波纵、横波时差确定页岩气储层含气饱和度的方法 |
| US11126942B2 (en) * | 2016-08-26 | 2021-09-21 | Conduent Business Services, Llc | System and method for facilitating parking enforcement officer performance in real time with the aid of a digital computer |
| US10817814B2 (en) * | 2016-08-26 | 2020-10-27 | Conduent Business Services, Llc | System and method for coordinating parking enforcement officer patrol in real time with the aid of a digital computer |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU589382A1 (ru) * | 1976-06-01 | 1978-01-25 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ определени газонасыщенности пластов |
| US5528030A (en) * | 1995-03-17 | 1996-06-18 | Western Atlas International, Inc. | System for determining gas saturation of a formation and a wellbore through casing |
| US5909772A (en) * | 1997-04-04 | 1999-06-08 | Marathon Oil Company | Apparatus and method for estimating liquid yield of a gas/condensate reservoir |
| RU2232409C1 (ru) | 2003-03-24 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" | Способ определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах и устройство для его осуществления |
| RU2386027C1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
-
2008
- 2008-09-30 RU RU2008138641/03A patent/RU2385413C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-09-30 US US13/121,282 patent/US8606522B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-09-30 WO PCT/RU2009/000502 patent/WO2010039060A1/ru active Application Filing
-
2011
- 2011-04-29 NO NO20110645A patent/NO20110645A1/no not_active Application Discontinuation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЗОТОВ Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 1981, с.301. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20110645A1 (no) | 2011-04-29 |
| WO2010039060A1 (ru) | 2010-04-08 |
| US20110276270A1 (en) | 2011-11-10 |
| US8606522B2 (en) | 2013-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2385413C1 (ru) | Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в залежи летучей нефти | |
| CN109838230B (zh) | 油藏水淹层的定量评价方法 | |
| CA2692425C (en) | Method, program and computer system for scaling hydrocarbon reservoir model data | |
| US20110191029A1 (en) | System and method for well test design, interpretation and test objectives verification | |
| RU2479716C2 (ru) | Способ для расчета отношения относительных проницаемостей текучих сред формации и смачиваемости скважинной формации и инструмент для испытания формации для осуществления этого способа | |
| RU2386027C1 (ru) | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе | |
| Miller et al. | Petrophysics in tight gas reservoirs—key challenges still remain | |
| Li et al. | Ensemble-based relative permeability estimation using B-spline model | |
| WO2018012995A1 (ru) | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом импульсно-кодового гидропрослушивания (икг) | |
| Zeinabady et al. | Estimating reservoir permeability and fracture surface area using the flowback DFIT (DFIT-FBA) | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| Baek et al. | Shale Gas Well Production Optimization using Modified RTA Method-Prediction of the Life of a Well | |
| Sabea et al. | Geological model of the Khabour Reservoir for studying the gas condensate blockage effect on gas production, Akkas Gas Field, Western Iraq | |
| RU2479714C1 (ru) | Способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта | |
| RU2468198C1 (ru) | Способ определения свойств продуктивного пласта | |
| CN111241652A (zh) | 一种确定地层原油粘度的方法及装置 | |
| Aslanyan et al. | Assessing macroscopic dynamic permeability through pressure and noise analysis | |
| Albrecht et al. | Laboratory measurements of fluid transport properties on tight gas sandstones and applications | |
| RU2531499C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине | |
| SU1795095A1 (en) | Method to determine coefficients of open porosity and oil and gas saturation of pay bed | |
| RU2752913C1 (ru) | Способ определения анизотропии проницаемости горных пород | |
| Nie et al. | Time-tracking tests and interpretation for a horizontal well at different wellbore positions | |
| Lubnin et al. | System approach to planning the development of multilayer offshore fields | |
| CN104781702B (zh) | 量化热液影响的方法 | |
| RU2819121C1 (ru) | Способ определения гидродинамической связи между участками продуктивного пласта и фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства сеноманской залежи при запуске промысла после остановок по результатам интегрального гидропрослушивания на скважинах |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201001 |