RU2447282C2 - Method to detect hydrocarbon-containing beds in process of their opening with drilling - Google Patents
Method to detect hydrocarbon-containing beds in process of their opening with drilling Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447282C2 RU2447282C2 RU2010119320/03A RU2010119320A RU2447282C2 RU 2447282 C2 RU2447282 C2 RU 2447282C2 RU 2010119320/03 A RU2010119320/03 A RU 2010119320/03A RU 2010119320 A RU2010119320 A RU 2010119320A RU 2447282 C2 RU2447282 C2 RU 2447282C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- radon
- hydrocarbon
- indicator fluid
- fluid
- gamma
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин, в частности к выявлению углеводородсодержащих пластов в бурящихся, эксплуатационных и другого назначения скважинах.The invention relates to geophysical methods for researching wells, in particular to the identification of hydrocarbon-containing formations in drilled, production and other purposes wells.
Известно, что в процессе вскрытия пластов-коллекторов основными факторами, искажающими свойства пласта в прискважинной зоне, являются активное и глубокое оттеснение пластового флюида вглубь пласта от стенки скважины и кольматация его порового пространства продуктами фильтрации.It is known that during the opening of reservoir formations, the main factors that distort the properties of the formation in the near-wellbore zone are the active and deep displacement of the formation fluid deeper into the formation from the borehole wall and the mudding of its pore space by filtration products.
Так как между моментом вскрытия коллектора и его исследованием проходит длительный промежуток времени, искажающие факторы настолько сильно изменяют первоначальную проницаемость и состав насыщающего пласт флюида, что установить их с помощью традиционных способов электрического, акустического, термометрического и радиометрического каротажей становится практически невозможно.Since a long period of time elapses between the moment the collector is opened and its investigation, distorting factors change the initial permeability and composition of the fluid saturating fluid so much that it becomes almost impossible to establish them using traditional methods of electrical, acoustic, thermometric and radiometric logging.
Гидродинамическими способами, в связи со сложностью определения первоначальной проницаемости и флюидонасыщенности, невозможно привязать эти параметры к конкретному пласту, так как они дают интегральные характеристики интересующих параметров.Hydrodynamic methods, due to the complexity of determining the initial permeability and fluid saturation, it is impossible to bind these parameters to a specific reservoir, since they give integral characteristics of the parameters of interest.
Известен метод радиоактивных индикаторов определения проницаемых пластов в околоскважинном пространстве бурящейся скважины, оценки их фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщенности, описанный в книге Филиппова В.П. Применение индикаторного метода по радону. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2003. - 272 с., который заключается в том, что в процессе бурения после вскрытия исследуемого интервала и проведения контрольного каротажа, с целью определения проницаемых пластов, в ствол скважины через бурильные трубы в исследуемый интервал закачивают индикаторную жидкость с радоном.The known method of radioactive indicators for determining permeable formations in the near-borehole space of a drilled well, for assessing their filtration-capacitive properties and the nature of saturation, described in the book by Filippov V.P. The use of the indicator method for radon. - M.: VNIIOENG OJSC. - 2003. - 272 s., Which consists in the fact that the drilling fluid is injected with radon into the wellbore through the drill pipe into the test interval after drilling, after opening the test interval and conducting control logging, in order to determine the permeable formations.
После формирования, путем спуско-подъемных операций, зоны проникновения индикатора в пласты-коллекторы, замещения при промывке скважины порции радиоактивной индикаторной жидкости на нерадиоактивную проводят повторный гамма-каротаж. Анализируя диаграммы гамма-каротажей, разделяют пласты-коллекторы по фильтрационно-емкостным свойствам и характеру насыщенности по графику зависимости Jп/Jр (m), где Jп - интенсивность гамма-излучения пласта с радоном без фона, Jр - интенсивность гамма-излучения в стволе скважины против пласта после закачки радона, m - пористость пласта.After the formation, by means of tripping and lifting operations, of the zone of indicator penetration into the reservoirs, the replacement of a portion of the radioactive indicator fluid with non-radioactive when flushing the well, repeated gamma-ray logging is performed. By analyzing gamma-ray logs, reservoirs are separated according to reservoir properties and saturation according to the dependence graph J p / J p (m), where J p is the gamma radiation intensity of the formation with radon without background, J p is the gamma radiation in the wellbore against the formation after injection of radon, m is the porosity of the formation.
Недостатком данного метода является то, что оценить характер насыщенности выделенных пластов невозможно, так как при спуско-подъемных операциях бурильной колонны нельзя достичь необходимой глубины проникновения индикаторной жидкости в пласты-коллекторы по причине небольших значений по абсолютной величине и длительности развиваемого давления, а также знакопеременного по характеру воздействия (за спуском колонны следует ее подъем).The disadvantage of this method is that it is impossible to assess the saturation nature of the selected formations, since during the round-trip operations of the drill string it is not possible to achieve the required depth of penetration of the indicator fluid into the reservoirs due to small values in absolute value and duration of the developed pressure, as well as alternating the nature of the impact (after the descent of the column follows its rise).
Вследствие указанных причин радон из проникшего в пласт фильтрата не успевает перераспределиться в углеводородную фазу пористого пространства коллектора.Due to these reasons, radon from the filtrate penetrated into the formation does not have time to redistribute into the hydrocarbon phase of the porous space of the reservoir.
Однократное повышение давления для формирования зоны проникновения индикатора в пласты-коллекторы в том виде, как предлагается в книге, также не позволит выделить углеводородсодержащие пласты, так как данная технология не ставит целью наиболее полный переход радона из фильтрата в углеводородную фазу.A single increase in pressure to form the zone of penetration of the indicator into the reservoirs, as proposed in the book, will also not allow the separation of hydrocarbon-containing formations, since this technology does not aim at the most complete transition of radon from the filtrate to the hydrocarbon phase.
Наиболее близким является патент №2375569, «Способ выявления углевод ородсодержащих пластов», авторы: Киляков В.Н. и др.The closest is the patent No. 2375569, "A method for detecting carbohydrate-bearing strata", authors: V. Kilyakov. and etc.
Данный способ применяется при разбуривании перспективных горизонтов.This method is used when drilling prospective horizons.
Основная цель способа - выделение углеводородсодержащих пластов в процессе бурения скважины.The main objective of the method is the allocation of hydrocarbon-containing formations in the process of drilling a well.
Это достигается путем активирования индикаторной жидкости радоном. По окончании проходки, после подъема бурильной колонны, проводят гамма-каротаж и по значениям интенсивности гамма-излучения выделяют углеводородсодержащие пласты.This is achieved by activating the indicator fluid with radon. At the end of the sinking, after the drill string is lifted, gamma-ray logging is carried out and hydrocarbon-containing formations are isolated by gamma-radiation intensity values.
Недостатком данного способа является то, что он неприменим в обсаженных перфорированных скважинах, а также в интервалах, проницаемость которых искажена кольматацией.The disadvantage of this method is that it is not applicable in cased perforated wells, as well as in intervals whose permeability is distorted by mudding.
Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, заключается в повышении достоверности выявления перспективных углеводородсодержащих пластов в открытом стволе скважины после их вскрытия.The technical result, to which the claimed invention is directed, is to increase the reliability of identifying promising hydrocarbon-containing formations in an open wellbore after opening them.
Это достигается за счет многократной закачки индикаторной жидкости с радоном через поровое пространство проницаемых пластов в зоне толщиной 0,03-0,05 м от стенки скважины вглубь пласта.This is achieved due to the multiple injection of indicator fluid with radon through the pore space of permeable formations in an area 0.03-0.05 m thick from the borehole wall into the formation.
Использование предлагаемого способа позволит выделить углеводородсодержащие пласты в протяженных открытых интервалах исследования (200-300 м) через длительное время после их проходки, а также в перфорированных обсаженных интервалах расконсервированных скважин, т.е. в тех пластах, где невозможно создать глубокого проникновения индикаторной жидкости в пласт существующими способами.Using the proposed method will allow us to distinguish hydrocarbon-containing formations in extended open intervals of the study (200-300 m) a long time after their penetration, as well as in perforated cased intervals of unconserved wells, i.e. in those formations where it is impossible to create a deep penetration of the indicator fluid into the reservoir by existing methods.
Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе, включающем проведение гамма-каротажа, закачку индикаторной жидкости с радоном в поровое пространство пластов, причем закачку индикаторной жидкости с радоном в поровое пространство проницаемых пластов в зоне толщиной 0,03-0,05 м от стенки скважины вглубь пласта осуществляют не менее трех раз, проводят гамма-каротаж, индикаторную жидкость смещают по стволу скважины путем закачки с устья 0,1 м3 бурового раствора для поддержания исходной концентрации радона в индикаторной жидкости и о наличии углеводородсодержащих пластов судят по зависимости Jп/Jр(m), где:To achieve the named technical result in the proposed method, including gamma-ray logging, injection of indicator fluid with radon into the pore space of the formations, and the injection of indicator fluid with radon into the pore space of the permeable formations in an area 0.03-0.05 m thick from the well wall into the formation is carried out at least three times, is carried out gamma ray, the indicator fluid is displaced through the borehole by pumping from the mouth of 0.1 m 3 of mud to maintain the original concentration of radon in the indicator second fluid and the presence of hydrocarbon reservoirs is judged by the function J n / J p (m), where:
Jп - интенсивность гамма-излучения пласта с радоном без фона;J p - the intensity of gamma radiation of the formation with radon without background;
Jр -интенсивность гамма-излучения в стволе скважины против пласта после закачки радона;J p - the intensity of gamma radiation in the wellbore against the formation after injection of radon;
m - пористость пласта.m is the porosity of the reservoir.
Способ включает проведение фонового гамма-каротажа, закачку в интервал залегания изучаемых пластов индикаторной жидкости с радоном, проведение спуско-подъемных операций бурильной колонны с целью формирования зоны проникновения в поровое пространство пласта индикаторной жидкости с радоном, периодическое создание давления на устье скважины, выдерживание скважины под давлением, медленное снижение давления, промывку зоны исследования от индикатора, проведение гамма-каротажа после каждой операции.The method includes conducting gamma-ray logging, injection into the interval of the studied formations of the indicator fluid with radon, tripping of the drill string to form a zone of penetration into the pore space of the formation of indicator fluid with radon, periodically creating pressure at the wellhead, keeping the well under pressure, slow pressure reduction, flushing the test area from the indicator, conducting gamma-ray logging after each operation.
В процессе бурения, после остановки скважины на исследование в изучаемом интервале открытого ствола скважины, проводят замер фонового гамма-каротажа. Изотоп вводят с помощью цементировочного агрегата в расчетный объем индикаторной жидкости для исследования протяженного интервала (200-300 м) открытого ствола скважины. Через колонну бурильных труб данный объем меченой индикаторной жидкости закачивают в исследуемый интервал и выполняют формирование зоны проникновения индикаторной жидкости путем спуско-подъемных операций бурильной колонны с последующим попеременным ступенчатым подъемом давления на устье скважины и медленным его снижением (не менее трех раз). Для достижения прохождения через поровое пространство пласта в зоне толщиной 0,03-0,05 м от стенки скважины индикаторную жидкость смещают по стволу скважины путем закачки с устья 0,1 м3 бурового раствора для поддержания исходной концентрации радона в индикаторной жидкости против углеводородного пласта. Результаты каждой операции в открытом стволе контролируют гамма-каротажем. О наличии углеводородсодержащих пластов судят по зависимости Jп/Jр(m), где:In the process of drilling, after stopping the well for research in the studied interval of the open wellbore, the background gamma-ray logging is measured. The isotope is injected with the help of a cementing unit into the calculated volume of indicator fluid to study an extended interval (200-300 m) of an open wellbore. Through the drill pipe string, this volume of labeled indicator fluid is pumped into the test interval and the formation of the penetration zone of the indicator fluid is performed by round-trip operations of the drill string followed by alternating stepwise pressure increase at the wellhead and its slow decrease (at least three times). To achieve passage through the pore space of the formation in an area 0.03-0.05 m thick from the well wall, the indicator fluid is displaced along the wellbore by injecting 0.1 m 3 of drilling fluid from the wellhead to maintain the initial radon concentration in the indicator fluid against the hydrocarbon reservoir. The results of each open-hole operation are controlled by gamma-ray logging. The presence of hydrocarbon-containing formations is judged by the dependence of J p / J p (m), where:
Jп - интенсивность гамма-излучения пласта с радоном без фона;J p - the intensity of gamma radiation of the formation with radon without background;
Jр - интенсивность гамма-излучения в стволе скважины против пласта после закачки радона;J p - the intensity of gamma radiation in the wellbore against the formation after injection of radon;
m - пористость пласта.m is the porosity of the reservoir.
Claims (1)
Jп/Jp(m),
где Jп - интенсивность гамма-излучения пласта с радоном без фона;
Jp - интенсивность гамма-излучения в стволе скважины против пласта после закачки радона;
m - пористость пласта. A method for identifying hydrocarbon-containing formations during drilling by gamma-ray logging, injection of indicator fluid with radon into the pore space of the formations, characterized in that the injection of indicator fluid with radon into the pore space of the permeable formations in an area of 0.03-0.05 thickness m from the wellbore wall into the interior of the reservoir is performed at least three times, is carried out gamma ray, the indicator fluid is displaced through the borehole by pumping from the mouth of 0.1 m 3 of mud to maintain the initial concentration and radon in the indicator fluid and the presence of hydrocarbon-bearing strata are judged on the dependence
J p / J p (m),
where J p - the intensity of gamma radiation of the formation with radon without background;
J p - the intensity of gamma radiation in the wellbore against the formation after injection of radon;
m is the porosity of the reservoir.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010119320/03A RU2447282C2 (en) | 2010-05-13 | 2010-05-13 | Method to detect hydrocarbon-containing beds in process of their opening with drilling |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010119320/03A RU2447282C2 (en) | 2010-05-13 | 2010-05-13 | Method to detect hydrocarbon-containing beds in process of their opening with drilling |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010119320A RU2010119320A (en) | 2011-11-20 |
RU2447282C2 true RU2447282C2 (en) | 2012-04-10 |
Family
ID=45316425
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010119320/03A RU2447282C2 (en) | 2010-05-13 | 2010-05-13 | Method to detect hydrocarbon-containing beds in process of their opening with drilling |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2447282C2 (en) |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5001342A (en) * | 1989-06-20 | 1991-03-19 | Shell Oil Company | Radioactive tracer cement thickness measurement |
SU1721223A1 (en) * | 1989-10-11 | 1992-03-23 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of locating oil, gas and water-bearing formations and relevant device |
RU2054537C1 (en) * | 1993-01-12 | 1996-02-20 | Анатолий Николаевич Горбунов | Method for determination of quality of well cementing |
RU2069263C1 (en) * | 1991-04-04 | 1996-11-20 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности | Method for evaluation of active volume of oil-saturated pores of producing formations |
RU2079650C1 (en) * | 1995-08-01 | 1997-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Акционерного общества открытого типа "Пермнефть" | Method of detection of water-saturated and oil-saturated formations in drilled-in productive reservoir |
EP0816631A2 (en) * | 1996-06-28 | 1998-01-07 | Norsk Hydro ASA | Method for the determination of inflow of oil and/or gas into a well |
RU2248444C2 (en) * | 2003-05-20 | 2005-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Method for determination of remainder oil saturation of beds |
RU2337239C2 (en) * | 2006-08-21 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Diagnostic method of casing string-borehole annulus tightness |
RU2375569C2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Method for reveal of hydrocarbon-bearing beds |
-
2010
- 2010-05-13 RU RU2010119320/03A patent/RU2447282C2/en active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5001342A (en) * | 1989-06-20 | 1991-03-19 | Shell Oil Company | Radioactive tracer cement thickness measurement |
SU1721223A1 (en) * | 1989-10-11 | 1992-03-23 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of locating oil, gas and water-bearing formations and relevant device |
RU2069263C1 (en) * | 1991-04-04 | 1996-11-20 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности | Method for evaluation of active volume of oil-saturated pores of producing formations |
RU2054537C1 (en) * | 1993-01-12 | 1996-02-20 | Анатолий Николаевич Горбунов | Method for determination of quality of well cementing |
RU2079650C1 (en) * | 1995-08-01 | 1997-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Чернушканефть" Акционерного общества открытого типа "Пермнефть" | Method of detection of water-saturated and oil-saturated formations in drilled-in productive reservoir |
EP0816631A2 (en) * | 1996-06-28 | 1998-01-07 | Norsk Hydro ASA | Method for the determination of inflow of oil and/or gas into a well |
RU2248444C2 (en) * | 2003-05-20 | 2005-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Method for determination of remainder oil saturation of beds |
RU2337239C2 (en) * | 2006-08-21 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Diagnostic method of casing string-borehole annulus tightness |
RU2375569C2 (en) * | 2007-06-28 | 2009-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть" (ООО "ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть") | Method for reveal of hydrocarbon-bearing beds |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ФИЛЛИПОВ В.П. Применение индикаторного метода по радону. - М.: ОАО "ВНИИОНГ", 2003, с.112, 157, 177, 229, 232. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010119320A (en) | 2011-11-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9822626B2 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
CN108713089B (en) | Estimating formation properties based on borehole fluid and drilling logs | |
US9725987B2 (en) | System and method for performing wellbore stimulation operations | |
US10126448B2 (en) | Formation measurements using downhole noise sources | |
US11519895B2 (en) | In situ evaluation of gases and liquids in low permeability reservoirs | |
US3817328A (en) | Neutron absorption and oxygen log for measuring oil content of formation | |
US7886591B2 (en) | Method for improving the determination of earth formation properties | |
RU2688714C1 (en) | Device and method of determining, during drilling, coefficient of fortress according to protodyakov of the tunnel roof rock based on the sound level meter | |
Wiese et al. | Well-based hydraulic and geochemical monitoring of the above zone of the CO 2 reservoir at Ketzin, Germany | |
US11613989B2 (en) | Systems and methods for differentiating non-radioactive tracers downhole | |
Butsch et al. | Integration of well-based subsurface monitoring technologies: Lessons learned at SECARB study, Cranfield, MS | |
RU2347901C1 (en) | Acid formation treatment control method | |
RU2447282C2 (en) | Method to detect hydrocarbon-containing beds in process of their opening with drilling | |
RU2604247C1 (en) | Method of determining efficiency of formation hydraulic fracturing of well | |
US20130020075A1 (en) | Pulsed Neutron Monitoring of Hydraulic Fracturing and Acid Treatment | |
Yang et al. | Permeability interpretation from wireline formation testing measurements with consideration of effective thickness | |
RU2405934C2 (en) | Method for determination of technical condition of wells | |
Wijaya et al. | Success novel of integrating pulsed neutron and comprehensive production data analysis to optimize well production | |
RU2351756C2 (en) | Method of assessement of reservoirs with abnormally high permeability | |
Dance | Post-Injection Reservoir Characterisation: Case Study from the Otway Stage 2c Project | |
RU2113723C1 (en) | Process investigating collectors of oil and gas | |
RU2755100C1 (en) | Method for isolating brine-saturated intervals in the geological section of wells of oil and gas condensate fields according to the data of multimethod multi-probe neutron logging | |
CA1049663A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining water saturations in a reservoir | |
RU2799223C1 (en) | Method for determining cement stone voids filled with mineralized fluid in cased wells of oil and gas condensate fields | |
RU2499137C2 (en) | Method of determination of low-permeability beds in well being drilled |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner |