RU2474687C1 - Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей - Google Patents

Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей Download PDF

Info

Publication number
RU2474687C1
RU2474687C1 RU2011143218/03A RU2011143218A RU2474687C1 RU 2474687 C1 RU2474687 C1 RU 2474687C1 RU 2011143218/03 A RU2011143218/03 A RU 2011143218/03A RU 2011143218 A RU2011143218 A RU 2011143218A RU 2474687 C1 RU2474687 C1 RU 2474687C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
reservoir
temperature
fluid
production
Prior art date
Application number
RU2011143218/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Валерий Васильевич Шако
Вячеслав Павлович ПИМЕНОВ
Бертран Тевени
Original Assignee
Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмберже Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмберже Текнолоджи Б.В.
Priority to RU2011143218/03A priority Critical patent/RU2474687C1/ru
Priority to US14/353,432 priority patent/US20140288836A1/en
Priority to EP12844033.6A priority patent/EP2772610B1/en
Priority to PCT/RU2012/000872 priority patent/WO2013062446A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2474687C1 publication Critical patent/RU2474687C1/ru

Links

Images

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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • 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
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes 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
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
    • 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
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (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 (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
  • Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройствам для измерения количества нефти и нефтяного газа, извлекаемого из недр, и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции нефтяных и газоконденсатных скважин, как отдельных, так и кустов. Техническим результатом является повышение эффективности. Указанный технический результат достигается тем, что способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине предусматривает измерения температуры в скважине в процессе выстойки скважины после бурения, определение температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, после перфорации на начальной стадии добычи. Удельный дебит для каждого продуктивного пласта определяют по скорости изменения измеренных температур. 6 з.п. ф-лы, 10 ил.

Description

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов.
Обычно при оценке дебита отдельных продуктивных пластов по температурным данным производятся измерения температуры по всему стволу скважины при квазистационарных условиях добычи, а температура коллектора вблизи скважины считается близкой к температуре невозмущенного коллектора.
Так, известен способ определения относительного дебита продуктивных пластов по квазистационарным температурам потока, измеренным вдоль ствола скважины, описанный, например, в работе Череменский Г.А. Прикладная геотермия. Недра, 1977, стр 181. Основное допущение традиционного подхода состоит в том, что невозмущенная температура коллектора вблизи скважины должна быть известна до испытаний. Это допущение не выполняется, если температура в скважине измеряется на начальном этапе добычи вскоре после перфорирования скважины. Влияние собственно перфорации не очень существенно, но, как правило, температура призабойного пласта значительно меньше температуры невозмущенного коллектора в силу охлаждения, которое происходит в результате предшествующих технологических операций: бурения, циркуляции и цементирования.
Технический результат настоящего изобретения заключается в обеспечении возможности определения профиля притока на начальной стадии добычи, сразу после перфорации скважины, и в повышении точности определения профиля притока за счет обеспечения возможности определения профиля притока по нестационарным температурным данным.
Указанный технический результат достигается тем, что в процессе выстойки скважины после бурения осуществляют измерения температуры в скважине, осуществляют перфорацию скважины и определяют температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, на начальной стадии добычи. Удельный дебит для каждого продуктивного пласта определяют по скорости изменения измеренных температур.
В случае непосредственного измерения температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, удельный дебит каждого продуктивного пласта определяют по формуле
Figure 00000001
,
где Qi - дебит i-го продуктивного пласта,
Figure 00000002
- скорость восстановления температуры в скважине перед проведением перфорации,
Figure 00000003
- скорость изменения температуры флюида, поступающего в скважину из i-го продуктивного пласта на начальной стадии добычи,
hi - толщина i-го продуктивного пласта,
а - температуропроводность коллектора,
Figure 00000004
,
ρfcf - объемная теплоемкость флюида,
ρrcr=ϕ·ρfcf+(1-ϕ)·ρmcm - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом,
ρmcm - объемная теплоемкость основной породы,
ϕ - пористость резервуара.
В случае невозможности непосредственного измерения температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, температуру флюидов определяют с помощью датчиков, установленных на колонне НКТ, используемой для перфорации, над каждым интервалом перфорации. Удельный дебит нижнего пласта определяют по формуле
Figure 00000005
,
где Q1 - дебит нижнего продуктивного пласта,
Figure 00000006
- скорость восстановления температуры в скважине перед проведением перфорации,
Figure 00000007
- скорость изменения температуры флюида, поступающего в скважину из продуктивного пласта на начальной стадии добычи, измеренной над нижним интервалом перфорации,
h1 - толщина этого продуктивного пласта,
а - температуропроводность коллектора,
Figure 00000008
,
ρfcf - объемная теплоемкость флюида,
ρrcr=ϕ·ρfcf+(1-ϕ)·ρmcm - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом,
ρmcm - объемная теплоемкость основной породы,
ϕ - пористость резервуара.
Затем по температурам, измеренным установленными на колонне НКТ датчиками, последовательно определяют удельные дебиты вышележащих пластов, при этом используют значения дебитов, определенные для нижних пластов.
Выстойку скважины обычно производят в течение 5-10 суток.
Температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов на начальной стадии добычи, предпочтительно измеряют в течение 3-5 часов с момента начала добычи.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема с тремя интервалами перфорации и тремя датчиками температуры; на фиг.2а и 2b приведены результаты расчета профилей притока для двух вариантов значений проницаемости пластов; на фиг.3 приведены температуры поступающих в скважину флюидов и температуры соответствующих датчиков для случая, показанного на фиг.2а, на фиг.4 - температуры поступающих в скважину флюидов и температуры соответствующих датчиков для случая, показанного на фиг.2b; на фиг.5 - производные по времени температуры флюида и температуры датчика №1 для случая, показанного на фиг.2а, на фиг.6 - производные по времени температуры флюида и температуры датчика №1 для случая, показанного на фиг.2b, на фиг.7 показаны отношения скоростей роста температур
Figure 00000009
и
Figure 00000010
для фиг.5 на фиг.8 показаны те же отношения для фиг.6; на фиг.9 приведена корреляция между производной по времени Tin и удельным дебитом q.
Предлагаемый метод может быть использован при проведении перфорации с использованием НКТ. При этом используют тот факт, что околоскважинное пространство в результате бурения скважины обычно имеет более низкую температуру, чем окружающие породы.
После бурения скважины, циркуляции и цементирования температура коллектора в призабойной зоне существенно (на 10-20 К и более) меньше, чем исходная температура окружающего коллектора на рассматриваемой глубине. После этих этапов следует относительно длительная выстойка скважины (5-7 дней), во время которой проводятся другие технологические операции в скважине, включая установку испытательной колонны с перфораторами. В процессе выстойки скважины после бурения, которое вызывает охлаждение призабойных пород, осуществляют измерения температуры в скважине.
После перфорации следует начальная стадия добычи - очистка призабойной области. На начальной стадии добычи, когда происходит существенное изменение температуры флюидов, поступающих в скважину (обычно в течение 3-5 часов), измеряют температуру флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта.
В случае однородного коллектора радиальный профиль температуры в коллекторе вблизи скважины перед началом очистки определяется при помощи некой общей зависимости, которая следует из уравнения кондуктивной передачи тепла (1).
Figure 00000011
где а - температуропроводность коллектора.
С физической точки зрения будет обоснованным предположить, что при большом времени выстойки скважины существует некая прискважинная зона (r<rc), в которой скорость увеличения температуры в пласте примерно постоянна, т.е. она не зависит от расстояния до скважины:
Figure 00000012
Уравнения (1) и (2) имеют следующие граничные условия на оси скважины:
Figure 00000013
;
Figure 00000014
где Ta - температура на оси (r=0).
Решение задачи (1), (2), (3) таково
Figure 00000015
где
Figure 00000016
Формулы (4), (5) дают приближенный радиальный профиль температуры вблизи скважины перед началом добычи. Численное моделирование показывает, что для произвольного возможного (до закрытия) профиля температуры после 50 часов выстойки эти формулы достоверны для r<0.5÷0.7 м (с точностью 1÷5%).
Формулы (4), (5) не учитывают влияния тепловыделения при перфорации и радиальной неоднородности тепловых свойств скважины и коллектора, поэтому после сравнения с результатами численного моделирования в эти формулы может понадобиться введение некого поправочного коэффициента.
После начала добычи радиальный профиль температуры в пласте и переходных температур вырабатываемого флюида определяется, главным образом, конвективной теплопередачей, определяемой формулой
Figure 00000017
где
Figure 00000018
является скоростью радиальной фильтрации флюида, q [м3/м/с] - удельный дебит, ρfcf - объемная теплоемкость флюида,
ρrcr=ϕ·ρfcf+(1-ϕ)·ρmcm - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом, ρmcm - объемная теплоемкость основной породы, ϕ - пористость резервуара.
Уравнение (6) не учитывает кондуктивной теплопередачи, эффект Джоуля-Томсона и адиабатический эффект. Влияние кондуктивной теплопередачи будет учтено ниже, а эффект Джоуля-Томсона (ΔT=ε0ΔP) и адиабатический эффект малы в силу небольшого перепада давления ΔP и относительно большого типичного охлаждения призабойной зоны (5-10 К) перед началом добычи.
Уравнение (6) имеет следующее решение
Figure 00000019
где T0(r) - начальный профиль температуры в пласте (4),
Figure 00000020
.
Температура флюида, поступающего в скважину, равна (4), (8):
Figure 00000021
или
Figure 00000022
где
Figure 00000023
Figure 00000024
В соответствии с (9), скорость увеличения температуры флюида на входе составляет
Figure 00000025
,
Эта формула для скорости увеличения температуры добываемого флюида не вполне корректна, т.к. уравнение (6) не учитывает кондуктивную теплопередачу. Даже в случае очень малой производительности (q→0) температура притока должна увеличиваться из-за кондуктивной теплопередачи, и приближенную формулу, учитывающую этот эффект, можно записать следующим образом
Figure 00000026
Таким образом, при непосредственном измерении температуры флюида, поступающего в скважину, удельный дебит каждого продуктивного пласта Qi может быть определен по формуле
Figure 00000027
Для тех случаев, когда нет возможности непосредственно измерить температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, предлагается использовать результаты измерений температуры над каждым интервалом перфорации, например, посредством датчиков, установленных на колонне НКТ, используемой для перфорации. Согласно численному моделированию, через 20÷30 минут после начала добычи разность между температурой поступающего в скважину флюида Tin,1 и температурой T1, зарегистрированной в скважине над первым интервалом перфорации, практически постоянна: Тin,1-Т1=ΔT1≈const, a
Figure 00000028
. В соответствии с формулой (12), это означает, что можно оценить дебит нижнего продуктивного пласта Q1 (Q1=h1·q1) (h1 - толщина этого продуктивного пласта) по температуре, измеренной выше первого интервала перфорации:
Figure 00000029
или, учитывая формулу (11), находим
Figure 00000030
Все параметры в этой формуле можно приблизительно оценить (а и χ) или измерить. Значение
Figure 00000031
измеряют при помощи датчиков температуры после установки НКТ до перфорации. Значение
Figure 00000032
измеряют выше первого интервала перфорации на начальной стадии добычи.
В случае трех и более зон перфорации для определения профиля притока можно использовать численное моделирование. Для любого множества значений дебита {Qi} (i=1, 2 … n, где n - количество зон перфорации) переходные температуры добываемых флюидов можно рассчитать следующим образом (9):
Figure 00000033
Figure 00000034
Параметр β (11) одинаков для всех зон; параметры αi различны, т.к. они зависят от зарегистрированной в скважине температуры коллектора Ta,i перед началом добычи.
Для данного множества значений расхода численная модель продуктивной скважины должна рассчитывать переходные температуры потока на каждой глубине размещения датчика с учетом теплопотерь в окружающий коллектор, калориметрического закона для флюидов, смешивающихся в скважине, и теплового влияния ствола скважины, понимаемого здесь как влияние теплоемкости флюида, первоначально заполняющего скважину. Дебит определяется при помощи процедуры подгонки, минимизирующей различия между зарегистрированной и расчетной температурами датчиков.
Приближенное решение проблемы можно получить при помощи описанной ниже аналитической модели, которая использует скорости увеличения температуры датчиков.
Калориметрический закон для второй зоны перфорации описывается уравнением
Figure 00000035
где
Figure 00000036
и
Figure 00000037
являются температурами флюида ниже и выше зоны перфорации. В соответствии с численным моделированием разность между Т1 и
Figure 00000038
, T2 и
Figure 00000039
остается практически постоянной, и вместо (18) мы можем использовать следующее уравнение для производных от измеренных температур по времени:
Figure 00000040
Учитывая представленные выше соотношения (11) и (16), эту формулу можно записать как уравнение относительно безразмерного дебита y2 второй зоны перфорации y2=Q2/Q1:
Figure 00000041
где
Figure 00000042
,
Figure 00000043
.
Если
Figure 00000044
(f21>1), существует единственное решение. В противоположном варианте (f21<1) это уравнение имеет два решения. Физическое значение этой особенности вполне очевидно для f21=1, что соответствует равным скоростям увеличения температур Т2 и Т1. Действительно, это может иметь место в двух случаях:
(1) Q2=0 (y2=0) и выше верхней зоны поведение температуры такое же, как и ниже нее (2) Q2=Q1 (y2=1) - обе зоны одинаковы и имеют одну и ту же скорость увеличения температуры.
Возможное решение проблемы неединственности решения состоит в сочетании двух подходов. После оценки Q1 при помощи (12) и определения y2 по (20) можно выбрать истинное значение y2, используя известный общий дебит Q (для двух зон перфорации):
Figure 00000045
Относительный дебит для 3 и 4 зоны перфорации можно рассчитать, используя безразмерные значения y2, y3 и так далее, которые были определены ранее для расположенных ниже по потоку зон перфорации.
Figure 00000046
Figure 00000047
где
Figure 00000048
,
Figure 00000049
,
Figure 00000050
,
Figure 00000051
.
Возможность определения профиля притока при помощи предлагаемого метода для случая, когда непосредственное измерение температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, невозможно, была проверена на синтетических примерах, подготовленных при помощи программы численного моделирования продуктивной скважины, которая осуществляет моделирование нестационарного поля давления в системе «скважина-пласт», потока неизотермических флюидов в пористой среде, смешения потоков в скважине и теплопередачи в системе «скважина-пласт» и т.д.
Было проведено моделирование технологической операции, проводимой по следующему графику:
- Циркуляция скважины в течение 110 ч. Предполагается, что температура флюидов на глубине залегания пласта составляет 40°C.
- Выстойка скважины 90 ч.
- Добыча в течение 6 ч с дебитом Q=60 м3/сут
Геотермический градиент составляет 0,02 К/м. Температура невозмущенного коллектора на глубине датчика №1 (274 м) равна 65,5°C, на глубине датчика №3 (230 м) - 64,6°C. Температуропроводность коллектора составляет а=10-6 м2/с и χ=0.86.
На фиг.1 изображена схема скважины с тремя интервалами перфорации (№1: 280-290 м, №2: 260-270 м, №3: 240-250 м,) и тремя датчиками температуры: T1 на глубине 274 м, Т2 на глубине 254 м и Т3 на глубине 230 м. Рассматривалось два варианта с различными сочетаниями проницаемости пласта и следующими показателями дебита:
Вариант 1 (фиг.2а): Q1=10 м3/сут, Q2=23,4 м3/сут, Q3=26,6 м3/сут и
Вариант 2 (фиг.2b): Q1=46 м3/сут, Q2=13 м3/сут, Q3=1 м3/сут.
Во время циркуляции и выстойки скважины температура коллектора/скважины одинакова в обоих рассматриваемых случаях. В конце выстойки скорость увеличения температуры составляет
Figure 00000052
.
На фиг.3 и 4 для рассматриваемых случаев приведены температуры добываемых флюидов (тонкие кривые) и температуры соответствующих датчиков (толстые кривые). Разность между Тin,1 и T1 остается практически постоянной после ~1 ч добычи. Производные по времени температуры флюида и температуры датчика №1 представлены на фиг.5 и 6. Можно увидеть, что примерно через 3 часа после начала добычи разность между dTin,1/dt и
Figure 00000053
составляет около 6-8%, что подтверждает наше допущение, принятое в проведенном выше анализе.
Корреляция между производной по времени Тin и удельным дебитом q (используются данные по всем зонам перфорации) представлены на фиг.9. Для стремящегося к нулю дебита q уравнение линейной регрессии дает:
Figure 00000054
. Это значение близко к представленной выше скорости восстановления температуры
Figure 00000055
за счет кондуктивной теплопередачи. Этот результат подтверждает предложенную выше формулу (14) для корреляции между дебитом и скоростью увеличения температуры добываемого флюида.
Оценим абсолютные значения дебита из низшей зоны перфорации. При продолжительности добычи 4 часа фиг.5 и 8 дают: Вариант №1 -
Figure 00000056
, Вариант №2 -
Figure 00000057
. Подставляя эти значения в формулу (15), находим:
Вариант №1: Q1=11 м3/сут (истинное значение Q1=10 м3/сут);
Вариант №2: Q1=46,5 м3/сут (истинное значение Q1=46 м3/сут).
Значения дебита для других зон перфорации определяются по формулам (20), (23).
Вариант №1:
Для приведенного выше оценочного значения Q1=11 м3/сут находим yа=1.1. Фиг.7 для добычи продолжительностью 4 часа дает f21≈1.45, a уравнение (20) дает одно положительное решение y2=2.346 и дебит Q2=Q1·y2=25.8 м3/сут.
Для третьей зоны перфорации фиг.7 дает f32≈1.08, и из уравнения (22) находим одно положительное решение y3=0.75 и Q3=(Q1+Q2)·y3=27.6 м3/сут.
Общий дебит, рассчитанный по данным температуры, составляет
Qe=Q1+Q2+Q3=64.4 м3/сут (истинное значение 60 м3/сут).
Используя это значение для определения относительных дебитов, находим:
Figure 00000058
; Y2=0.4; Y3=0.43
Соответствующие значения дебита для различных зон составляют:
Q1=Q·Y1=10.2 м3/сут (истинное значение 10 м3/сут).
Q2=Q·Y2=24 м3/сут (истинное значение 23,4 м3/сут).
Q1=Q·Y1=25.8 м3/сут (истинное значение 26,6 м3/сут).
Относительные погрешности (в части общего дебита) составляют 0,3%, 1% и 1,3%.
Вариант №2:
Для оцененного выше значения дебита Q1=46,5 м3/сут находим ya=0.25. Фиг.8 для добычи продолжительностью 4 часа дает f21≈0.85. В этом случае уравнение (20) не имеет решения, и в качестве приближенного решения надо взять значение y2, соответствующее минимальному значению f21(f21min≈0.863), которое обеспечивает действительное решение: y2=0.413.
Соответствующий дебит составляет Q2=19.85 м3/сут.
Для третьей зоны перфорации фиг.8 дает f32≈0.96, а из уравнения (22) находим два корня:
y3=0.5, Q3=(Q1+Q2)·y3=34 м3/сут и общий дебит Qe=102 м3/сут и
y3=0.062, Q3=(Q1+Q2)·y3=4.18 м3/сут и общий дебит Qe=72 м3/сут.
В качестве приближенного решения задачи возьмем значение y3=0.062, которое дает более близкое к истинному значение общего дебита Qe=72 м3/сут.
Во втором случае оценка Q1 является более надежной, чем оценка Q2 и Q3, следовательно, мы фиксируем значение Q1 и используем определенные значения Q2 и Q3 для распределения оставшегося дебита Q-Q1 между этими зонами:
Figure 00000059
и
Figure 00000060
Наконец, определенные показатели дебита таковы:
Q1=46.5 м3/сут (истинное значение 46 м3/сут).
Q2=11.2 м3/сут (истинное значение 13 м3/сут).
Q3=2.3 м3/сут (истинное значение 1 м3/сут).
Относительные погрешности (по отношению к общему дебиту) составляют 0,8%, 3% и 2,2%.
Для решения обратной задачи этот профиль притока (низкий дебит верхней зоны) является наиболее сложным. Тем не менее, результаты решения обратной задачи хорошо согласуются с данными, использованными при прямом моделировании.
В общем случае наиболее надежную инверсию температуры, измеренной между интервалами перфорации немедленно после перфорации, можно провести при помощи специализированной численной модели и подгонки данных переходной температуры с учетом абсолютных значений температуры, а также производных температуры по времени.

Claims (7)

1. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине, в соответствии с которым:
- в процессе выстойки скважины после бурения осуществляют измерения температуры в скважине,
- осуществляют перфорацию скважины,
- определяют температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, на начальной стадии добычи, и определяют удельный дебит для каждого продуктивного пласта по скорости изменения измеренных температур с учетом толщины продуктивного пласта, температуропроводности многопластового коллектора, объемной теплоемкости флюида, поступающего в скважину, и объемной плотности породы, насыщенной флюидом.
2. Способ по п.1, в соответствии с которым температуру флюидов определяют посредством непосредственного измерения температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, а удельный дебит каждого продуктивного пласта определяют по формуле
Figure 00000061

где Qi - дебит i-го продуктивного пласта,
Figure 00000062
- скорость восстановления температуры в скважине перед проведением перфорации,
Figure 00000063
- скорость изменения температуры флюида, поступающего в скважину из i-го продуктивного пласта на начальной стадии добычи,
hi - толщина i-го продуктивного пласта,
а - температуропроводность коллектора,
Figure 00000064
,
ρfcf - объемная теплоемкость флюида,
ρrcr=ϕ·ρfcf+(1-ϕ)·ρmcm - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом,
ρmcm - объемная теплоемкость основной породы,
ϕ - пористость резервуара.
3. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.1, в соответствии с котором выстойку скважины производят в течение 5-10 суток.
4. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.1, в соответствии с которым измеряют температуру флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта на начальной стадии добычи, в течение 3-5 ч с момента начала добычи.
5. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.1, в соответствии с которым температуру флюидов определяют с помощью датчиков, установленных на колонне НКТ, используемой для перфорации, над каждым интервалом перфорации, удельный дебит нижнего пласта определяют по формуле
Figure 00000065

где Q1 - дебит нижнего продуктивного пласта,
Figure 00000066
- скорость восстановления температуры в скважине перед проведением перфорации,
Figure 00000067
- скорость изменения температуры флюида, поступающего в скважину из продуктивного пласта на начальной стадии добычи, измеренной над нижним интервалом перфорации,
h1 - толщина этого продуктивного пласта,
а - температуропроводность коллектора,
Figure 00000068

ρfcf - объемная теплоемкость флюида,
ρrcr=ϕ·ρfcf+(1-ϕ)·ρmcm - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом,
ρmcm - объемная теплоемкость основной породы,
ϕ - пористость резервуара,
после чего по температурам, измеренным установленными на колонне НКТ датчиками, последовательно определяют удельные дебиты вышележащих пластов, при этом используют значения дебитов, определенных для нижних пластов.
6. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.5, в соответствии с котором выстойку скважины производят в течение 5-10 суток.
7. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.5, в соответствии с которым измеряют температуру флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, на начальной стадии добычи в течение 3-5 ч с момента начала добычи.
RU2011143218/03A 2011-10-23 2011-10-26 Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей RU2474687C1 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011143218/03A RU2474687C1 (ru) 2011-10-26 2011-10-26 Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей
US14/353,432 US20140288836A1 (en) 2011-10-23 2012-10-25 Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits
EP12844033.6A EP2772610B1 (en) 2011-10-26 2012-10-25 Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits
PCT/RU2012/000872 WO2013062446A1 (ru) 2011-10-26 2012-10-25 Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011143218/03A RU2474687C1 (ru) 2011-10-26 2011-10-26 Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2474687C1 true RU2474687C1 (ru) 2013-02-10

Family

ID=48168147

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011143218/03A RU2474687C1 (ru) 2011-10-23 2011-10-26 Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20140288836A1 (ru)
EP (1) EP2772610B1 (ru)
RU (1) RU2474687C1 (ru)
WO (1) WO2013062446A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2531499C1 (ru) * 2013-08-23 2014-10-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
RU2645692C1 (ru) * 2016-12-21 2018-02-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине
RU2651832C2 (ru) * 2017-02-20 2018-04-24 Юрий Васильевич Коноплёв Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2671985C2 (ru) 2013-05-17 2018-11-08 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Способ и устройство для определения характеристик потока текучей среды

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU905443A1 (ru) * 1980-03-28 1982-02-15 Производственный Геофизический Трест Газовой Промышленности "Союзгазгеофизика" Способ определени профил притока флюида
SU1079827A1 (ru) * 1982-02-08 1984-03-15 Ташкентский Ордена Дружбы Народов Политехнический Институт Им.А.Р.Бируни Способ определени интервалов притока пластового флюида в скважине
SU1328502A1 (ru) * 1985-12-20 1987-08-07 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Способ вы влени интервалов заколонного движени жидкости в скважине
RU2143064C1 (ru) * 1999-03-26 1999-12-20 Акционерное общество закрытого типа "Нефтегазэкспертиза" Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей
RU2194855C1 (ru) * 2001-07-26 2002-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" Способ исследования скважин
US6618677B1 (en) * 1999-07-09 2003-09-09 Sensor Highway Ltd Method and apparatus for determining flow rates

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2004309118B2 (en) * 2003-12-24 2008-06-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of determining a fluid inflow profile of wellbore
RU2290507C2 (ru) * 2005-01-11 2006-12-27 Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов
US20080065362A1 (en) * 2006-09-08 2008-03-13 Lee Jim H Well completion modeling and management of well completion
US8151907B2 (en) * 2008-04-18 2012-04-10 Shell Oil Company Dual motor systems and non-rotating sensors for use in developing wellbores in subsurface formations
WO2011081552A1 (ru) * 2009-12-31 2011-07-07 Шлюмберже Холдингс Лимитед Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU905443A1 (ru) * 1980-03-28 1982-02-15 Производственный Геофизический Трест Газовой Промышленности "Союзгазгеофизика" Способ определени профил притока флюида
SU1079827A1 (ru) * 1982-02-08 1984-03-15 Ташкентский Ордена Дружбы Народов Политехнический Институт Им.А.Р.Бируни Способ определени интервалов притока пластового флюида в скважине
SU1328502A1 (ru) * 1985-12-20 1987-08-07 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Способ вы влени интервалов заколонного движени жидкости в скважине
RU2143064C1 (ru) * 1999-03-26 1999-12-20 Акционерное общество закрытого типа "Нефтегазэкспертиза" Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей
US6618677B1 (en) * 1999-07-09 2003-09-09 Sensor Highway Ltd Method and apparatus for determining flow rates
RU2194855C1 (ru) * 2001-07-26 2002-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" Способ исследования скважин

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ЧЕРЕМИНСКИЙ Г.А. Прикладная геотермия. - Л.: Недра, 1977, с.181-183. *

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2531499C1 (ru) * 2013-08-23 2014-10-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
RU2645692C1 (ru) * 2016-12-21 2018-02-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине
RU2651832C2 (ru) * 2017-02-20 2018-04-24 Юрий Васильевич Коноплёв Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин

Also Published As

Publication number Publication date
US20140288836A1 (en) 2014-09-25
EP2772610A4 (en) 2016-01-27
EP2772610B1 (en) 2017-07-26
WO2013062446A1 (ru) 2013-05-02
EP2772610A1 (en) 2014-09-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2002300917B2 (en) Method of predicting formation temperature
Ramazanov et al. Thermal modeling for characterization of near wellbore zone and zonal allocation
RU2455482C2 (ru) Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
US10480315B2 (en) Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures
US9348058B2 (en) Method for determining the profile of an inflow and the parameters of a well-surrounding area in a multipay well
CA2864964A1 (en) Method of conducting diagnostics on a subterranean formation
US10174612B2 (en) Method for determining a water intake profile in an injection well
WO2004076815A1 (en) Determining an inflow profile of a well
US8606523B2 (en) Method to determine current condensate saturation in a near-wellbore zone in a gas-condensate formation
RU2474687C1 (ru) Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей
US8606522B2 (en) Method to determine current gas saturation in a near-wellbore zone in a volatile oil formation
WO2018215764A1 (en) Improvements in or relating to injection wells
RU2460878C2 (ru) Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
Valiullin et al. Interpretation of non-isothermal testing data based on the numerical simulation
Muradov et al. Some case studies of temperature and pressure transient analysis in Horizontal, multi-zone, intelligent wells
RU2569522C1 (ru) Способ определения давления в скважине
Mao et al. Fracture diagnostic using distributed temperature measurements during a pause in flow-back period
McCullagh et al. Coupling distributed temperature sensing (DTS) based wellbore temperature models with microseismic data for enhanced characterization of hydraulic fracture stimulation
CN105003238A (zh) 利用井筒压力温度剖面分析井下蒸汽干度方法
Liu et al. A Novel Workflow to Characterize Production Profiles of Shale Gas Horizontal Wells Using Distributed Temperature Sensing Data
RU2651647C1 (ru) Способ определения параметров ближней зоны пласта
RU2531499C1 (ru) Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
Coimbra et al. Flow rate measurement using test separator and PDG data allows individual and commingled production zone flow rate history calculation
Lavery et al. Determining Produced Fluid Properties for Accurate Production Profiling During a Drill Stem Test Using Thermal Imaging Technology.
GB2590280A (en) Method for determining the flow profile and hydrodynamic parameters of reservoirs