RU2464418C1 - Method of defining productive bed water permeability factor by varying gravity - Google Patents
Method of defining productive bed water permeability factor by varying gravity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2464418C1 RU2464418C1 RU2011116243/03A RU2011116243A RU2464418C1 RU 2464418 C1 RU2464418 C1 RU 2464418C1 RU 2011116243/03 A RU2011116243/03 A RU 2011116243/03A RU 2011116243 A RU2011116243 A RU 2011116243A RU 2464418 C1 RU2464418 C1 RU 2464418C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- reservoir
- gas
- coefficients
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к гравиметрической разведке, а именно к гравиметрическому методу мониторинга нефтяных и газовых месторождений - к способу определения основной комплексной характеристики продуктивных пластов - коэффициента гидропроводности по вариациям силы тяжести.The invention relates to gravimetric exploration, and in particular to a gravimetric method for monitoring oil and gas fields - to a method for determining the main complex characteristics of productive formations - the coefficient of hydraulic conductivity by variations of gravity.
Известен способ определения текущих запасов газа в месторождении, его распределения и перемещения масс флюидов по площади месторождения, включающий измерение гравитационного поля и пластового давления, выявление зависимости между этими величинами и ее применение к определению текущих запасов газа, его распределения и перемещения по месторождению (см. патент RU 2307379, кл. G01V 7/00, опубл. 27.09.2007).A known method for determining the current gas reserves in a field, its distribution and movement of fluid masses over the field area, including measuring the gravitational field and reservoir pressure, identifying the relationship between these values and its application to determining the current gas reserves, its distribution and movement in the field (see patent RU 2307379, class G01V 7/00, publ. 09/27/2007).
Однако этот метод не позволяет определить комплексные характеристики нефтегазовых пластов, в том числе по нему невозможно определить коэффициент гидропроводности пластов. В практике разработки месторождений коэффициенты указанных зависимостей определяют опытным путем по данным исследования скважин при установившихся режимах. Скважины исследуются на пяти-шести режимах, на каждом из которых измеряется дебит и определяется забойное давление. Процесс связан с закрытием или остановкой скважин после каждого режима исследований. По этой методике значения давления скважины соответствуют практически одному времени (продолжительностью времени остановки скважины можно пренебречь), но разным режимам скважины. По данным этих замеров строят индикаторные диаграммы. Однако такой метод слишком труднозатратный, а измерения требуют больших промежутков времени и периодического простоя скважин.However, this method does not allow to determine the complex characteristics of oil and gas reservoirs, including it is impossible to determine the coefficient of hydraulic conductivity of the reservoirs using it. In the practice of field development, the coefficients of these dependencies are determined empirically from the data of well research under steady-state conditions. Wells are studied in five to six modes, in each of which the flow rate is measured and the bottomhole pressure is determined. The process is associated with the closure or shutdown of wells after each research regime. According to this technique, the well pressure values correspond to almost the same time (the duration of the well shut-off time can be neglected), but to different well modes. According to these measurements, indicator charts are built. However, this method is too costly, and measurements require large periods of time and periodic downtime of the wells.
Задачей изобретения является устранение указанных недостатков. Технический результат заключается в уменьшении времени проведения измерений и повышении точности полученных данных. Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что согласно способу определения коэффициента гидропроводности углеводородного пласта, включающему измерение гравитационного поля и пластового давления, выявление зависимости между этими величинами и вычисление коэффициента гидропроводности, коэффициент гидропроводности определяют как - для газового пласта и как для нефтяного пласта, где Рат - атмосферное давление, Rk и rс - радиусы контура питания скважины и самой скважины соответственно, а А=γ+аα, А1=γ1+aα1, причем γ, а и α, γ1 и α1 определяют как коэффициенты прямых в случае газового пласта или прямой в случае нефтяного пласта и прямой , построенных по экспериментальным точкам зависимостей изменения гравитационного поля g и изменения значений , ΔР=Рк-Рз, где Рк и Р3 - давления на контуре питания и на забое скважины за время мониторинга разработки месторождения от суммарного объема Q=qt углеводородов, извлеченных из скважины за время t при объемном дебите q. Для пласта с линейным фильтрационным потоком коэффициенты а и α1 устанавливают равными нулю.The objective of the invention is to remedy these disadvantages. The technical result consists in reducing the time of measurement and increasing the accuracy of the data. The problem is solved, and the technical result is achieved by the fact that according to the method for determining the coefficient of hydraulic conductivity of a hydrocarbon reservoir, including measuring the gravitational field and reservoir pressure, identifying the relationship between these values and calculating the coefficient of hydraulic conductivity, the coefficient of hydraulic conductivity is determined as - for gas reservoir and how for an oil reservoir, where P at is atmospheric pressure, R k and r c are the radii of the well supply circuit and the well itself, respectively, and A = γ + a α, A 1 = γ 1 + a α 1 , with γ, a and α , γ 1 and α 1 are defined as the coefficients of the lines in case of gas reservoir or direct in case of oil reservoir and direct constructed from the experimental points of dependences of the change in the gravitational field g and the change in values , ΔР = Р к -Р з , where Р к and Р 3 are the pressures on the supply circuit and on the bottom of the well during the monitoring of field development from the total volume Q = qt of hydrocarbons extracted from the well during time t at volumetric flow rate q. For a formation with a linear filtration flow, the coefficients a and α 1 are set equal to zero.
Таким образом, в предлагаемом способе используются изменения значений пластового давления и дебитов скважин за время t, которые соответствует разным временам измерений, но одному режиму работы скважины. Этот метод не требует остановки скважин и проведения специальных измерений - время гравиметрического мониторинга разработки месторождений совмещают с временем предусмотренных технологией разработки сопутствующих измерений давления.Thus, in the proposed method, changes in the values of the reservoir pressure and well production over time t are used, which correspond to different measurement times, but one well operation mode. This method does not require stopping wells and conducting special measurements - the time of gravimetric monitoring of field development is combined with the time provided for by the development technology of associated pressure measurements.
На фиг.1 представлены экспериментальные точки, отражающие зависимость P2/Q от g/Q;Figure 1 presents the experimental points reflecting the dependence of P 2 / Q on g / Q;
на фиг.2 - зависимость g/Q от Q;figure 2 - dependence of g / Q on Q;
на фиг.3 представлены зоны изменения различных значений проницаемости сеноманского комплекса отложений газового месторождения Тюменской области.figure 3 presents the zone of change of different values of the permeability of the Cenomanian complex of deposits of the gas field of the Tyumen region.
К основным и наиболее применяемым характеристикам продуктивных пластов относятся следующие величины.The main and most applicable characteristics of reservoirs are as follows.
Коэффициент гидропроводностиWater conductivity coefficient
где kпр - проницаемость пласта в районе исследуемой скважины; h - работающая толщина пласта; µ - вязкость жидкости или газа. Коэффициент d - наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.where k CR - the permeability of the reservoir in the area of the investigated wells; h is the working thickness of the reservoir; µ is the viscosity of a liquid or gas. The coefficient d is the most capacious characteristic of the reservoir, which determines its productivity in the well.
Коэффициент проводимостиConductivity coefficient
который характеризует подвижность флюида в пластовых условиях в районе скважины. Коэффициенты d, d1 относятся к наиболее применяемым на практике комплексным характеристикам продуктивных пластов нефтегазовых месторождений, учитывающих одновременно два-три их основных свойств, влияющих на разработку залежей.which characterizes fluid mobility in reservoir conditions in the well area. The coefficients d, d 1 relate to the most widely used complex characteristics of productive strata of oil and gas fields, which take into account two or three of their main properties that affect the development of deposits.
Коэффициент проницаемости пласта kпр - основная фильтрационная характеристика пласта.The permeability coefficient of the formation k pr is the main filtration characteristic of the formation.
В настоящее время эти коэффициенты определяют по соответствующим индикаторным диаграммам или линиям с использованием получаемых из них коэффициента продуктивности A1 (для нефтяной скважины) или коэффициент фильтрационного сопротивления А (для газовой скважины).Currently, these coefficients are determined from the corresponding indicator diagrams or lines using the productivity coefficient A 1 (for an oil well) or filtration resistance coefficient A (for a gas well) obtained from them.
В практике разработки месторождений индикаторные диаграммы строят по опытным данным исследования скважин при установившихся режимах. Скважины исследуются на пяти-шести режимах, на каждом из которых измеряется дебит и определяется забойное давление. Затем скважину закрывают, а установившееся давление на забое остановленной скважины принимают за контурное.In the practice of field development, indicator charts are built according to experimental data from well research under steady-state conditions. Wells are studied in five to six modes, in each of which the flow rate is measured and the bottomhole pressure is determined. Then the well is closed, and the steady-state pressure at the bottom of a stopped well is taken as a contour.
Согласно заявленному способу построение индикаторных диаграмм и определение всех указанных выше коэффициентов А1, A, d, d1 и kпр проводят по значениям вариаций силы тяжести (изменения гравитационного поля), получаемым на дневной поверхности в процессе мониторинга разработки месторождений нефти и газа. Предлагаемый способ малозатратен, использует изменения значений гравитационного поля, дебита скважин и пластового давления, а значит, не требует остановки скважин.According to the claimed method, the construction of indicator charts and the determination of all the above coefficients A 1 , A, d, d 1 and k pr are carried out according to the values of gravity variations (changes in the gravitational field) obtained on the surface during monitoring of the development of oil and gas fields. The proposed method is low-cost, uses changes in the values of the gravitational field, flow rate of wells and reservoir pressure, and therefore does not require stopping the wells.
Способ заключается в следующем. Рассмотрим вначале случай газовых месторождений. В практике разработки газовых месторождений индикаторную диаграмму или индикаторную линию строят с использованием зависимостиThe method is as follows. Let us first consider the case of gas fields. In the practice of developing gas fields, an indicator diagram or indicator line is constructed using the dependence
где Рk и Рз - давления на контуре питания и забое скважины, q - объемный дебит скважины, А и В - коэффициенты равенства.where P k and P s are the pressures on the feed circuit and the bottom of the well, q is the volumetric flow rate of the well, A and B are the equality coefficients.
ОбозначимDenote
. .
Тогда равенство (3) примет видThen equality (3) takes the form
ОтсюдаFrom here
Это выражение определяет уравнение индикаторной линии, А и В являются коэффициентами этой линии. На практике разработки газовых месторождений эти коэффициенты определяют по методике исследования скважин на пяти-шести установившихся режимах, на каждом из которых измеряется дебит и определяется забойное давление. Эта методика, связанная с исследованиями скважины на разных режимах и с их остановкой, требует определенного времени и затрат.This expression defines the equation of the indicator line, A and B are the coefficients of this line. In practice, the development of gas fields, these coefficients are determined by the method of researching wells in five to six steady-state modes, at each of which the flow rate is measured and the bottomhole pressure is determined. This technique, associated with well research in different modes and with their shutdown, requires a certain time and cost.
Для определения указанных коэффициентов предлагается использовать аналитические выраженияTo determine these coefficients, it is proposed to use analytical expressions
где Q=qt - суммарный объем газа, извлеченного из залежи за время t (определяется по дебитам скважины за время t), g, P - изменения значений гравитационного поля и пластового давления (вариации силы тяжести), получаемые в процессе мониторинга месторождения за время t, а, b и γ, α - коэффициенты выражений (6) и (7).where Q = qt is the total volume of gas extracted from the reservoir during time t (determined by well flow rates during time t), g, P are the changes in the gravitational field and reservoir pressure (gravity variations) obtained during monitoring of the field during time t , a , b, and γ, α are the coefficients of expressions (6) and (7).
Уравнения (6) и (7) перепишем в следующем видеWe rewrite equations (6) and (7) as follows
Эти равенства также определяют уравнения прямых с коэффициентами а, b и γ, α, которые являются постоянными для каждой данной скважины и характеризуют фильтрационные сопротивления среды.These equalities also determine the equations of lines with coefficients a , b, and γ, α, which are constant for each given well and characterize the filtration resistance of the medium.
Сравнивая уравнения (5), (8) и (9) видим, что все они имеют одинаковый вид и структуру. Поэтому коэффициенты А и В можно выразить через значения а, b и γ, α, и, следовательно, можно определить их через значения гравитационного поля, что намного легче и малозатратно.Comparing equations (5), (8) and (9), we see that they all have the same form and structure. Therefore, the coefficients A and B can be expressed in terms of the values of a , b and γ, α, and, therefore, it is possible to determine them in terms of the gravitational field, which is much easier and less costly.
После небольших преобразований из этих равенств получимAfter small transformations, from these equalities we obtain
Эти выражения позволяют определить коэффициенты уравнения (3), следовательно, и уравнения индикаторной линии (5) через коэффициенты равенств (8) и (9), получаемые по значениям вариаций силы тяжести.These expressions make it possible to determine the coefficients of equation (3), therefore, the equations of the indicator line (5) through the coefficients of equalities (8) and (9), obtained from the values of the variations of gravity.
В случае кругового пласта, в центре которого находится скважина, при плоскорадиальном фильтрационном потоке коэффициенты равенства определяются по формуламIn the case of a circular reservoir, in the center of which there is a well, with a flat radial filtration flow, the equality coefficients are determined by the formulas
где Рат - нормальное атмосферное давление, ρат - плотность газа в нормальных условиях, β - коэффициент объемного сжатия газа, Rk и rc - радиусы контура питания скважины и самой скважины.where P at is the normal atmospheric pressure, ρ at is the gas density under normal conditions, β is the volumetric compression coefficient of gas, R k and r c are the radii of the supply circuit of the well and the well itself.
При определении основных комплексных характеристик продуктивных пластов газовых месторождений - коэффициентов гидропроводности d (равенства (1)) и проводимости d1 (равенство (2)) используется только значение коэффициента А. Из выражений (1), (2) и (11) получимWhen determining the main complex characteristics of productive strata of gas fields - the coefficients of hydraulic conductivity d (equality (1)) and conductivity d 1 (equality (2)), only the value of coefficient A is used. From expressions (1), (2) and (11) we obtain
С использованием формулы (10) найдемUsing formula (10) we find
Поделив это выражение на h, получим значение коэффициента проводимости пласта. Кроме того, зная величину µ, из равенства (2) можно найти коэффициент проницаемости пласта k. А зная k и µ, из выражения (1) можно определить мощность газоносных отложений h.Dividing this expression by h, we obtain the value of the conductivity coefficient of the reservoir. In addition, knowing the value of µ, from equality (2) we can find the permeability coefficient of the formation k. And knowing k and µ, from the expression (1) it is possible to determine the thickness of gas-bearing deposits h.
В случае нефтяных месторождений равенство (3) имеет видIn the case of oil fields, equality (3) has the form
Уравнение индикативной линииIndicative Line Equation
гдеWhere
Равенства (9) и (8) для нефтяных месторождений имеют видEqualities (9) and (8) for oil fields have the form
При этих обозначениях для определения коэффициентов A1 и d получим выраженияWith these notations, to determine the coefficients A 1 and d we obtain the expression
Все, что было изложено выше, относилось к более общему случаю нелинейной фильтрации нефти и газа в породах.All of the above was related to the more general case of nonlinear oil and gas filtration in rocks.
В случае линейного фильтрационного потока приведенные выражения упрощаются. Равенства, определяющие значения комплексных характеристик нефтегазовых пластов, принимают более простой вид. При этом коэффициенты α и α1 устанавливают равными нулю.In the case of a linear filtration flow, the above expressions are simplified. Equalities that determine the complex characteristics of oil and gas reservoirs take on a simpler form. The coefficients α and α 1 are set equal to zero.
Зная коэффициент гидропроводности d и толщину пласта h, отсюда можно определить коэффициент проводимости пласта d1, по значениям h, µ и d1 определяется проницаемость пласта kпр. При этом коэффициенты для случая линейной фильтрации - искомые комплексные характеристики продуктивных пластов - можно определить только по значениям вариаций силы тяжести и пластового давления (минуя значения дебитов скважин).Knowing the coefficient of hydraulic conductivity d and the thickness of the formation h, from here it is possible to determine the coefficient of conductivity of the formation d 1 , the permeability of the formation k pr is determined from the values of h, μ and d 1 Moreover, the coefficients for the case of linear filtration — the desired complex characteristics of productive formations — can only be determined by the values of the variations in gravity and reservoir pressure (bypassing the values of the flow rates of the wells).
Опробование предлагаемого способа построения индикаторной линии скважины и определения комплексных характеристик пластов проведено на материалах одной из газовых месторождений Тюменской области. На фиг.1 и фиг.2 представлены графики изменения зависимостей (8) и (9) одной из скважин.The testing of the proposed method for constructing the indicator line of the well and determining the complex characteristics of the layers was carried out on the materials of one of the gas fields of the Tyumen region. Figure 1 and figure 2 presents graphs of changes in the dependencies (8) and (9) of one of the wells.
По построенным по точкам зависимостей прямым найдены значения коэффициентов:The values of the coefficients are found from the straight lines constructed from the dependency points:
С учетом этих коэффициентов по формулам (10) определены значения A и В:Given these coefficients, the values of A and B are determined by formulas (10):
Зная числа Rk и rc, по известному значению А по формуле (13) легко определить величину искомого коэффициента гидропроводности пласта d, a далее нетрудно находить числа d1 и проницаемость пласта k.Knowing the numbers R k and r c , using the well-known value A using the formula (13), it is easy to determine the value of the desired coefficient of hydraulic conductivity of the formation d, and then it is easy to find the numbers d 1 and the permeability of the formation k.
Указанным путем найдены числа А, d, d1, и проницаемость сеноманского комплекса отложений рассматриваемого газового месторождения. Зоны изменения различных значений проницаемости этих отложений указаны на фиг.3. Информация на фиг.3 имеет важное практическое значение и используется при разработке нефтегазовых месторождений.In this way, the numbers A, d, d 1 , and the permeability of the Cenomanian complex of deposits of the gas field under consideration were found. The zones of change in various values of the permeability of these deposits are shown in figure 3. The information in figure 3 is of great practical importance and is used in the development of oil and gas fields.
Из изложенного материала следует, что предложенный способ позволяет строить индикаторные диаграммы и определить все указанные выше коэффициенты A, d, d1 и k по значениям вариаций силы тяжести, получаемым на дневной поверхности в процессе мониторинга разработки месторождений нефти и газа. Предлагаемый способ использует только изменения значений гравитационного поля, дебитов скважин и пластового давления, а значит, не требует специальных исследований и остановки скважин, что уменьшает время проведения измерений при одновременном повышении точности полученных данных.From the above material it follows that the proposed method allows you to build indicator charts and determine all of the above coefficients A, d, d 1 and k from the values of the gravity variations obtained on the surface during monitoring of the development of oil and gas fields. The proposed method uses only changes in the values of the gravitational field, flow rates of wells and reservoir pressure, which means that it does not require special studies and shutdown of wells, which reduces the time of measurements while increasing the accuracy of the data obtained.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011116243/03A RU2464418C1 (en) | 2011-04-26 | 2011-04-26 | Method of defining productive bed water permeability factor by varying gravity |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011116243/03A RU2464418C1 (en) | 2011-04-26 | 2011-04-26 | Method of defining productive bed water permeability factor by varying gravity |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2464418C1 true RU2464418C1 (en) | 2012-10-20 |
Family
ID=47145444
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011116243/03A RU2464418C1 (en) | 2011-04-26 | 2011-04-26 | Method of defining productive bed water permeability factor by varying gravity |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2464418C1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4495805A (en) * | 1983-03-15 | 1985-01-29 | Texaco Inc. | In-situ permeability determining method |
RU2112138C1 (en) * | 1996-02-25 | 1998-05-27 | Василий Иванович Тищенко | Method for examination of oil ( fluid ) wells operated at dynamic level by unsteady condition of filtration |
RU2172404C2 (en) * | 1999-05-13 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of differentiated determination of filtration parameters of jointly operated producing formations |
RU2301886C1 (en) * | 2006-08-17 | 2007-06-27 | Анастасия Викторовна Белова | Reservoir conductivity determination method |
-
2011
- 2011-04-26 RU RU2011116243/03A patent/RU2464418C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4495805A (en) * | 1983-03-15 | 1985-01-29 | Texaco Inc. | In-situ permeability determining method |
RU2112138C1 (en) * | 1996-02-25 | 1998-05-27 | Василий Иванович Тищенко | Method for examination of oil ( fluid ) wells operated at dynamic level by unsteady condition of filtration |
RU2172404C2 (en) * | 1999-05-13 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of differentiated determination of filtration parameters of jointly operated producing formations |
RU2301886C1 (en) * | 2006-08-17 | 2007-06-27 | Анастасия Викторовна Белова | Reservoir conductivity determination method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN106295095B (en) | Method based on Conventional Logs prediction low permeability sandstone reservoir production capacity | |
Wu et al. | Numerical simulation of mud-filtrate invasion in deviated wells | |
US9348058B2 (en) | Method for determining the profile of an inflow and the parameters of a well-surrounding area in a multipay well | |
RU2455482C2 (en) | Method of determination of fluid-movement profile and parameters of near-wellbore | |
CN107563899A (en) | Oil & Gas Productivity Forecasting Methodology and device | |
RU2475646C1 (en) | Method of construction of geologic and hydrodynamic model of oil and gas deposits | |
Xu et al. | Experimental evaluation of guar-fracture-fluid filter-cake behavior | |
Zhang et al. | An evaluation method of volume fracturing effects for vertical wells in low permeability reservoirs | |
RU2460878C2 (en) | Method for determining profile of fluid influx and parameters of borehole environment | |
CN109424362A (en) | Calculate the method and system of bottom water reservoir single well-controlled crude oil reserve | |
CN109209307A (en) | A kind of method of quantitative analysis waterflood development of low-permeability reservoirs effect | |
Nguyen et al. | Pressure dependent permeability: Unconventional approach on well performance | |
Baek et al. | Shale Gas Well Production Optimization using Modified RTA Method-Prediction of the Life of a Well | |
Sheikha et al. | The effect of pressure-decline rate and pressure gradient on the behavior of solution-gas drive in heavy oil | |
RU2464418C1 (en) | Method of defining productive bed water permeability factor by varying gravity | |
Lazutkin et al. | Oil Production Enhancement Operations Recommendations by Well-Testing and Decline Analyze | |
Zeng et al. | Gas well production analysis with non-Darcy flow and real-gas PVT behavior | |
Zhang et al. | A novel dynamic reserve evaluation method by division between oil and water in isolated fractured-caved carbonate reservoirs | |
O'Reilly et al. | Analytical Rate-Transient Analysis and Production Performance of Waterflooded Fields with Delayed Injection Support | |
RU2558549C1 (en) | Method of research and interpretation of results of well research | |
CN110318742B (en) | Method and system for determining fracture closure length based on fractured well production data | |
Andrews et al. | Injection wells: A case study from the Statfjord Field | |
Fan | A hybrid transient flow model for performance evaluation of shale gas reservoirs | |
Ganat et al. | Permeability | |
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: 20180427 |