RU2501948C1 - Method for hydrodynamic tomography of formation permeability - Google Patents
Method for hydrodynamic tomography of formation permeability Download PDFInfo
- Publication number
- RU2501948C1 RU2501948C1 RU2012120976/03A RU2012120976A RU2501948C1 RU 2501948 C1 RU2501948 C1 RU 2501948C1 RU 2012120976/03 A RU2012120976/03 A RU 2012120976/03A RU 2012120976 A RU2012120976 A RU 2012120976A RU 2501948 C1 RU2501948 C1 RU 2501948C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steady
- fan
- wells
- pressure
- interval time
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений и может быть использовано для мониторинга изменения пространственных характеристик пропускной способности продуктивного пласта.The present invention relates to the oil and gas industry in the field of monitoring the development of oil and gas fields and can be used to monitor changes in the spatial characteristics of the throughput of the reservoir.
В процессе эксплуатации месторождений пропускная способность пластов существенно изменяется за счет физико-химических процессов взаимодействия компонент входящих в состав флюидов (асфальтизация) пласта как изначальных, так и закачанных в пласт в процессе выполнения мероприятий по поддержанию пластового давления, а также за счет образования уплотненных низкопроницаемых зон, сформировавшихся за счет интенсивного воздействия на неныотоновские жидкости, к числу которых относится и нефть - вплоть до формирования застойных участков и полного купирования пропускной способности пласта, и вывода из эффективной эксплуатации значительных участки месторождения.In the process of field exploitation, the throughput of formations significantly changes due to physicochemical processes of interaction between the components of the fluid fluids (asphalt) of the reservoir, both initial and injected into the reservoir during the implementation of measures to maintain reservoir pressure, as well as due to the formation of compacted low-permeability zones formed due to the intense effect on non-Neotonic fluids, including oil, up to the formation of stagnant sections and Foot edema formation throughput capacity and output of the effective operation of significant portions of the deposit.
В настоящее время мониторинг динамики проницаемости пласта коллектора выполняется методами гидродинамического контроля, в частности гидропрослушивания [А. Чодри. Гидродинамические исследования нефтяных скважин / ООО Премиум Инжиниринг, 2011, 730 С.] путем нагнетания давления и последующего анализа характера его восстановления в локальной окрестности пласта с последующей интерполяцией результата такого исследования по всем скважинам в межскважинное пространство. В процессе интерполяции дополнительно используется имеющая геолого геофизическая информация [Паюнт РФ №2092691, Е21В 47/00 опубликованный в БИ N 28, 1997] либо выполняется моделирования процесса многофазной фильтрации с использованием комплекса геолого-геофизических данных [Патент РФ №2166630, Е21В 49/00, 43/16 опубликовано в Бюл. №13, 2001]. Известен способ нахождения непроводящих элементов нефтяного пласта [Патент РФ №. 2229020, МКИ Е21В 43/00, 2002.] на основании анализа матрицы корреляций между данными объемов закачки воды и дебитов нефти и воды, а также его развитие [Патент РФ №2298647, Е21В 47/10 (2006.01)], состоящее в закачке индикатора в нагнетательную скважину с последующем анализом траектории движения индикатора и оценки времени его движения. Этот путь и его аналоги не позволяет выявить локальные пространственные нарушения проницаемости пласта в межскважинной области, поскольку в используемых авторами исходных данных отсутствует информация о характере проницаемости во внутренней, межскважинной зоне пласта в пределах месторождения, достаточная для однозначного нахождения пространственного распределения коэффициента проницаемости. Вопрос о единственности нахождения проницаемости авторами замалчивается, и результаты расчетов в этой связи носят характер получения частной, субъективной модели.Currently, the monitoring of the dynamics of the permeability of the reservoir is carried out by hydrodynamic control methods, in particular hydraulic listening [A. Chodri. Hydrodynamic studies of oil wells / Premium Engineering LLC, 2011, 730 C.] by pressure injection and subsequent analysis of the nature of its recovery in the local vicinity of the formation, followed by interpolation of the result of such a study for all wells into the interwell space. In the process of interpolation, geological and geophysical information is additionally used [Paynt RF No. 2092691, Е21В 47/00 published in BI N 28, 1997] or a multiphase filtering process is simulated using a complex of geological and geophysical data [RF Patent No. 2166630, Е21В 49/00 , 43/16 published in Bul. No. 13, 2001]. A known method of finding non-conductive elements of an oil reservoir [RF Patent No. 2229020, MKI Е21В 43/00, 2002.] based on the analysis of the correlation matrix between the data of water injection volumes and oil and water production rates, as well as its development [RF Patent No. 2298647, Е21В 47/10 (2006.01)], which consists in downloading the indicator into the injection well, followed by analysis of the trajectory of the indicator and estimating the time of its movement. This path and its analogues do not allow revealing local spatial disturbances of the permeability of the formation in the interwell region, since the initial data used by the authors do not contain information about the nature of permeability in the inner, interwell zone of the reservoir within the field, sufficient to unambiguously find the spatial distribution of the permeability coefficient. The question of the uniqueness of finding permeability is ignored by the authors, and the results of calculations in this regard are of the nature of obtaining a private, subjective model.
В то же время получение такой, ранее недоступной информации о пространственном распределении неоднородной пропускной способности пласта исключительно важно для повышения коэффициента нефтеизвлечения, поскольку позволяет определить участки и направления технологических работ по декупированию застойных зон, и обеспечить включение в работу ранее оказавшиеся недоступные для извлечения продукта участков.At the same time, obtaining such previously inaccessible information about the spatial distribution of the heterogeneous reservoir capacity is extremely important for increasing the oil recovery coefficient, since it allows you to determine the areas and areas of technological work for the decoupling of stagnant zones, and to ensure the inclusion of previously inaccessible sections for product recovery.
Полноценный прототип предлагаемого нами изобретения отсутствует, поскольку постановка задачи пространственного изучения неоднородного по проводимости относительно движения флюидов пласта в пределах всего месторождения считалась неразрешимой [К.С. Басниев Н.М. Дмитриев, Р.Д. Каневская, В.М. Максимов Подземнаягидромеханика. Москва - Ижевск, 2006, 487 С.] и является таковой с точки зрения классических постановок краевых задач для уравнений движения флюидов.A full-fledged prototype of our invention is absent, since the statement of the problem of a spatial study of heterogeneous conductivity relative to the movement of formation fluids within the entire field was considered unsolvable [K.S. Basniev N.M. Dmitriev, R.D. Kanevskaya, V.M. Maksimov Underground Hydromechanics. Moscow - Izhevsk, 2006, 487 S.] and is such from the point of view of classical statements of boundary value problems for equations of fluid motion.
Возможность изучения пространственного изображения неоднородного (содержащего локальные минимумы и максимумы) распределения проницаемости пласта в пределах разбуренного участка месторождения в процессе его эксплуатации существует и основана на специализированной методике изучения интервальных времен распространения установившегося давления между парами скважин и современных информационных технологиях томографического типа. Использованию набора интервальных времен движения установившегося режима во всех допустимых для измерения парах скважин с последующей технологией построения пространственного изображения проницаемости пласта не обнаружено нами в патентной литературе.The possibility of studying a spatial image of an inhomogeneous (containing local minima and maxima) distribution of formation permeability within a drilled section of a field during its operation exists and is based on a specialized method for studying the interval times of steady-state pressure propagation between pairs of wells and modern tomographic-type information technologies. The use of a set of interval time intervals of steady state motion in all pairs of wells acceptable for measuring with the subsequent technology for constructing a spatial image of formation permeability was not found in the patent literature.
Задача изобретения состоит в том, чтобы представить достоверную информацию о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади, с целью информационной поддержки технологических мероприятий по увеличению дебита месторождений путем ликвидации найденных зон пониженной проводимости либо полного купирования проницаемости, выводящего фрагменты месторождения из эксплуатации.The objective of the invention is to provide reliable information on the spatial distribution of the variable effective permeability having the character of the flow capacity of the formation fluids under the influence of stationary pressure over the area, in order to information support technological measures to increase the flow rate of deposits by eliminating the found zones of reduced conductivity or complete relief of permeability, taking fragments of the field out of operation.
Этот набор действий и средств будем называть «Способ гидродинамической томографии проницаемого пласта», как томографии основанной на измерениях интервалов времен гидродинамической реакции в скважинах приемниках на гидродинамическое возбуждение в скважинах источниках в интервале изучаемого проницаемого пласта.This set of actions and means will be called the “Method of hydrodynamic tomography of a permeable formation”, as tomography based on measurements of intervals of time of a hydrodynamic reaction in wells of receivers for hydrodynamic excitation in wells of sources in the interval of the studied permeable formation.
Способ гидродинамической томографии проницаемого пласта направлен на нахождение томографического изображения проницаемости пласта, основан на специализированном формировании томографического набора данных для распространения флюида в пласте и последующего построения изображения с использованием томографической модификации методов интегральной геометрии, адаптированной к кинематическим уравнениям движения установившегося потока флюидов в неоднородной среде с использованием оптимизационных принципов.The method of hydrodynamic tomography of a permeable formation is aimed at finding a tomographic image of the permeability of the formation, based on specialized formation of a tomographic data set for fluid distribution in the formation and subsequent imaging using tomographic modification of integral geometry methods adapted to kinematic equations of motion of a steady flow of fluids in an inhomogeneous medium using optimization principles.
Основными элементами томографической модификации методов интегральной геометрии, адаптированной к кинематическим уравнениям движения установившегося потока флюидов в неоднородной среде с использованием оптимизационных принципов служат:The main elements of the tomographic modification of the methods of integral geometry, adapted to the kinematic equations of motion of a steady fluid flow in an inhomogeneous medium using optimization principles, are:
1. формирование кинематической модели движения установившегося потока флюидов в виде модели конечных элементов для функции скорости движения потока [Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. Москва, Наука, Глав. Ред. Физ - Мат. Литературы, 1980 г., 534 С.];1. The formation of a kinematic model of the motion of a steady fluid flow in the form of a finite element model for a function of the flow velocity [Marchuk G.I. Methods of Computational Mathematics. Moscow, Science, Head. Ed. Fiz - Mat. Literature, 1980, 534 S.];
2. моделирование интервальных времен движения установившегося режима движения флюидов по всем парам скважин источник - приемник месторождения на основе оптимизационных принципов [Болтянский В.Г. Математические методы оптимального управления. Москва. Наука. Главная редакция физ. - мат. лит. 1969 г. С.408.];2. modeling of the interval time of the steady-state fluid motion along all pairs of wells source-receiver of the field based on optimization principles [Boltyanskiy V.G. Mathematical methods of optimal control. Moscow. The science. The main editorial board - mat. lit. 1969, S. 408.];
3. расчет невязки между реально измеренными и смоделированными интервальными временами;3. calculation of the discrepancy between the actually measured and simulated interval times;
4. решение обратной задачи интегральной геометрии [Некорректные задачи математической физики и анализа / М.М. Лаврентьев и др. - М.: Наука, 1980. - 286 с.] для рассчитанной невязки и нахождение поправки к изначальной модели;4. solving the inverse problem of integral geometry [Invalid problems of mathematical physics and analysis / M.М. Lavrentiev et al. - M .: Nauka, 1980. - 286 p.] For the calculated discrepancy and finding the correction to the original model;
5. контроль точности полученной модели и в случае больших погрешностей возвращение к п.2.5. control of the accuracy of the resulting model and, in the case of large errors, return to step 2.
Способ гидродинамической томографии проницаемого пласта включает в себя следующие этапы:The method of hydrodynamic tomography of a permeable formation includes the following steps:
1) создание стационарного аномального (положительного либо отрицательного в зависимости от условий эксплуатации месторождения) давления в скважине источнике аномального давления в интервале продуктивного пласта;1) the creation of a stationary abnormal (positive or negative depending on the operating conditions of the field) pressure in the borehole source of abnormal pressure in the interval of the reservoir;
2) регистрацию времен распространения установившегося режима давления в том же пласте от скважины источника до всех скважин приемников распределенных по сети на площади месторождения образующих верную систему наблюдений;2) recording the propagation times of the steady-state pressure regime in the same reservoir from the source well to all receiver wells distributed over the network on the field’s area forming the correct observation system;
3) последовательное повторение верной регистрации интервального времени распространения установившегося давления с использованием в качестве скважин источника аномального давления всех скважин, участвующих в веерной регистрации;3) sequential repetition of the correct registration of the interval time of propagation of the steady-state pressure using as wells the source of abnormal pressure of all the wells participating in the fan registration;
4) обработкой полученных двухиндексных данных интервального времени по томографической модификации методов интегральной геометрии, адаптированной к кинематическим уравнениям движения установившегося потока флюидов в неоднородной среде с использованием оптимизационных принципов.4) processing the obtained two-index interval time data by tomographic modification of integral geometry methods adapted to the kinematic equations of motion of a steady fluid flow in an inhomogeneous medium using optimization principles.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012120976/03A RU2501948C1 (en) | 2012-05-22 | 2012-05-22 | Method for hydrodynamic tomography of formation permeability |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012120976/03A RU2501948C1 (en) | 2012-05-22 | 2012-05-22 | Method for hydrodynamic tomography of formation permeability |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012120976A RU2012120976A (en) | 2013-11-27 |
RU2501948C1 true RU2501948C1 (en) | 2013-12-20 |
Family
ID=49624970
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012120976/03A RU2501948C1 (en) | 2012-05-22 | 2012-05-22 | Method for hydrodynamic tomography of formation permeability |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2501948C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2166630C1 (en) * | 1999-09-03 | 2001-05-10 | Закрытое акционерное общество "Инжиниринговый центр ЮКОС" | Method of control over oil deposit development |
US6355928B1 (en) * | 1999-03-31 | 2002-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiber optic tomographic imaging of borehole fluids |
RU2229020C1 (en) * | 2002-11-05 | 2004-05-20 | Закрытое акционерное общество "Пангея" | Method for detecting non-conducting portions of oil deposit during its exploitation |
RU55987U1 (en) * | 2006-05-15 | 2006-08-27 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | DEVICE FOR RESEARCH OF MULTI-PHASE FILTRATION PROCESSES IN POROUS MEDIA |
RU2298647C2 (en) * | 2005-04-22 | 2007-05-10 | Закрытое акционерное общество "Пангея" | Oil reservoir investigation methods |
-
2012
- 2012-05-22 RU RU2012120976/03A patent/RU2501948C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6355928B1 (en) * | 1999-03-31 | 2002-03-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fiber optic tomographic imaging of borehole fluids |
RU2166630C1 (en) * | 1999-09-03 | 2001-05-10 | Закрытое акционерное общество "Инжиниринговый центр ЮКОС" | Method of control over oil deposit development |
RU2229020C1 (en) * | 2002-11-05 | 2004-05-20 | Закрытое акционерное общество "Пангея" | Method for detecting non-conducting portions of oil deposit during its exploitation |
RU2298647C2 (en) * | 2005-04-22 | 2007-05-10 | Закрытое акционерное общество "Пангея" | Oil reservoir investigation methods |
RU55987U1 (en) * | 2006-05-15 | 2006-08-27 | Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | DEVICE FOR RESEARCH OF MULTI-PHASE FILTRATION PROCESSES IN POROUS MEDIA |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012120976A (en) | 2013-11-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Guo et al. | INSIM-FT in three-dimensions with gravity | |
CN1930573B (en) | Method and apparatus for chemometric estimations of fluid density, viscosity, dielectric constant, and resistivity from mechanical resonator data | |
CA2808858C (en) | Wellbore real-time monitoring and analysis of fracture contribution | |
CA3055720C (en) | Predicting material distribution in a hydraulic fracturing treatment stage | |
CA3163349A1 (en) | Spectral analysis and machine learning for determining cluster efficiency during fracking operations | |
US8598882B2 (en) | Method of monitoring a hydrocarbon reservoir | |
BR112018070330A2 (en) | TRAINING MEASUREMENTS USING WELL BACKGROUND SOURCES | |
US20130231867A1 (en) | System and method for modeling shale discontinuity | |
US20130245952A1 (en) | System and method for characterizing a flow property of a production well site in a reservoir | |
Masciopinto et al. | An integrated approach based on numerical modelling and geophysical survey to map groundwater salinity in fractured coastal aquifers | |
Wang et al. | Predicting waterflooding performance in low-permeability reservoirs with linear dynamical systems | |
Shafquet et al. | Estimation of gas void formation in statically cooled waxy crude oil using online capacitance measurement | |
Jamshidian et al. | A novel estimation method for capillary pressure curves based on routine core analysis data using artificial neural networks optimized by Cuckoo algorithm–A case study | |
CN106285622B (en) | Method for correcting a compaction curve | |
Hansong et al. | Study on the influence law of temperature profile of vertical wells in gas reservoirs | |
RU2501948C1 (en) | Method for hydrodynamic tomography of formation permeability | |
CN106522919B (en) | The shoulder-bed correction method and device of three probe density logs | |
Macquet et al. | Semi-continuous electrical resistivity tomography monitoring for CO2 injection at the CaMI Field Research Station, Newell County, Alberta, Canada | |
Moir et al. | A simple inverse method for the interpretation of pumped flowing fluid electrical conductivity logs | |
Baranya et al. | Bedload estimation in large sand-bed rivers using Acoustic Mapping Velocimetry (AMV) | |
EP2317344A1 (en) | Method and system to monitor a hydrocarbon reservoir | |
Eltsov et al. | Invaded zone evolution reconstructed from logging data | |
Khairullin et al. | Multisensor research technologies of oil horizontal Wells on fields of the republic of tatarstan | |
US20240085584A1 (en) | System and Method for Combined Streaming Potential and Controlled-Source Electromagnetic Modeling | |
Jiang et al. | Inversion of production data using an ensemble smoother to determine the geometry of hydraulic fractures |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170523 |