RU2505672C1 - Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине - Google Patents

Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине Download PDF

Info

Publication number
RU2505672C1
RU2505672C1 RU2012131302/03A RU2012131302A RU2505672C1 RU 2505672 C1 RU2505672 C1 RU 2505672C1 RU 2012131302/03 A RU2012131302/03 A RU 2012131302/03A RU 2012131302 A RU2012131302 A RU 2012131302A RU 2505672 C1 RU2505672 C1 RU 2505672C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
formation
temperature
fluid
value
Prior art date
Application number
RU2012131302/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Валерий Васильевич Шако
Вячеслав Павлович ПИМЕНОВ
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.
Application granted granted Critical
Publication of RU2505672C1 publication Critical patent/RU2505672C1/ru

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
    • G01V9/005—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00 by thermal methods, e.g. after generation of heat by chemical reactions
    • 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
    • E21B47/00—Survey of 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
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure
    • E21B47/07—Temperature
    • 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
    • E21B49/008—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 by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
    • G—PHYSICS
    • G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
    • G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
    • G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
    • 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

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Theoretical Computer Science (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Software Systems (AREA)
  • Mathematical Physics (AREA)
  • Databases & Information Systems (AREA)
  • Data Mining & Analysis (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)
  • Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства. Согласно способу изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта. Величину удельного дебита q каждого пласта определяют по приведенному математическому выражению. Определяют дебит Q каждого пласта скважины, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов. Техническим результатом является повышение точности определения параметров скважины. 5 ил.

Description

Область техники
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и может быть использовано, в частности, при определении профиля притока скважины и параметров околоскважинного пространства (параметры зоны перфорации, параметры загрязнений призабойной зоны) и др.
Предшествующий уровень техники
Параметры околоскважинного пространства определяются в условии наличия притоков при нестационарном режиме работы скважины на основании полученных температурных данных притока, которые, в свою очередь, могут быть получены как с помощью известных устройств, так и с помощью устройства, описанного в данном изобретении.
Так, нестационарный режим работы скважины характерен, в частности, для периода от момента начала работы скважины после длительного простоя, изменения дебита скважины, т.е. для ситуаций, когда температура притока (-ов) изменяется во времени.
Известно, что одним из параметров, количественно характеризующим призабойную зону, является скин-фактор скважины (S) - гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами дополнительного сопротивления являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны и нелинейные эффекты, связанные с высокими скоростями течения флюидов в пористой среде в околоскважинной области.
Так, если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учетом погрешности определения: - 1<S<1), то приствольная зона пласта считается неизмененной, а скважина совершенной. Большая положительная величина скин-фактора S>1 свидетельствует о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины, что требует проведения дополнительных мероприятий по интенсификации притока (дополнительная перфорация, гидроразрыв пласта и др.). Значительная отрицательная величина скин-фактора S<-1 наблюдается в случае повышенной проницаемости приствольной зоны пласта (трещины, каверны и т.д.).
В настоящее время известны способы гидродинамического исследования скважины (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М., Недра, 1984), позволяющие определить в том числе и величину скин-фактора. Однако эти способы, как правило, определяют величину среднего скин-фактора сразу для нескольких работающих продуктивных пластов и не позволяют установить факторы, определяющие величину этого скин-фактора, т.е. оценить параметры зоны перфорации и параметры загрязнений призабойной зоны.
С другой стороны, из уровня техники известно (см. Чекалюк Е.В. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965, стр.238), что температура втекающего в скважину флюида, даже из изначально изотермического пласта, изменяется со временем (в технической литературе этот эффект именуется нестационарным эффектом Джоуля-Томсона). Информация о скорости изменения температуры притока со временем может быть использована для определения параметров загрязненной околоскважинной области с пониженной проницаемостью (см. Yu.A.Popov, V.Р.Pimenov, V.V.Tertychnyi, Developments of Geothermal Investigations of Oil and Gas Fields, Oilfield review, spring 2001, pp.4-11).
Однако для всех продуктивных пластов, кроме самого нижнего, эту информацию практически невозможно получить из данных по температуре, получаемой при каротаже в стволе скважины. Кроме того, теория, приведенная в (см. Чекалюк Е.В. Термодинамика нефтяного пласта М., Недра, 1965, стр.238), справедлива только для цилиндрически симметричного потока и напрямую не может быть использована для сложной пространственной структуры потока флюида в зоне перфорации.
Заявителем из предшествующего уровня техники не выявлены аналоги, в которых реализована возможность определения указанных параметров скважины с использованием измерений температуры флюида, поступающего в скважину из пласта в условиях нестационарного режима работы скважины.
Раскрытие изобретения
Техническим результатом настоящего изобретения явилось повышение точности определения параметров скважины (профиль притока, параметры зоны перфорации и параметры загрязнений призабойной зоны) с использованием измерений температуры втекающего в скважину флюида при ее нестационарной работе, которые в дополнение к существующим, например, гидродинамическим методам дают более детальную и более точную оценку таких параметров.
Заявленный технический результат достигается тем, что изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔTp начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:
Figure 00000001
 ,
где ε0 - коэффициент Джоуля-Томсона, η - вязкость флюида, π - математическая константа, равная 3,14159, ke- проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:
Figure 00000002
 ,
где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:
Figure 00000003
 ,
где ΔP - разность между давлением в пласте и давлением в скважине,
Figure 00000004
 , rp - радиус перфорационного канала, nр - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, Lp - длина перфорационного канала, re - радиус внешней границы пласта, rc - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени ts, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:
Figure 00000005
 ,
где
Figure 00000006
 , ϕ - пористость, ρmсm и ρfcf - объемные теплоемкости материала скелета горной породы (в отсутствие поровых флюидов) и флюида соответственно,
причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.
Так, для реализации заявленного способа определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине может быть использовано устройство для определения температуры втекающего в скважину флюида притока, описанное ниже.
Устройство для измерения параметров флюида притока (Фиг.1) состоит из корпуса 1, который содержит заднюю стенку 4, крышку 6 и боковые стенки 5, которые выполнены сплошными и герметично соединенными между собой. Задняя стена 4 выполнена из слабодеформируемого, теплоизолирующего материала; крышка 6 и боковые стенки 5 выполнены из упругодеформируемого теплоизолирующего материала, например, упругого пластика или из резины. Корпус 1 может быть дополнительно снабжен днищем 7 с как минимум одним отверстием 8. В этом случае, крышка 7 также герметично соединяется с задней 4 и боковыми стенками 5 корпуса 1.
Внутри корпуса 1 расположена объемная сетчатая структура измерительных ячеек 2, выполненная также из упругодеформируемого теплоизолирующего материала. Сетчатая структура имеет равную высоту измерительных ячеек. Каждая измерительная ячейка содержит датчик температуры 3 и является независимым измерительным элементом. Устройство снабжено прижимным элементом 9.
Устройство работает следующим образом.
Устройство опускают в скважину 10 и располагают на уровне продуктивного пласта в зоне поступления флюида притока в скважину 10 и осуществляют плотное прижатие устройства к стенке 11 обсадной колонны 10 с помощью прижимного элемента 9. В качестве прижимного элемента 9 может быть использована, например, пневмопружина или иное устройство с пневмо-, гидро- или электроприводом, способное осуществить плотное прижатие устройства к внутренней поверхности обсадной колонны 10. Радиус кривизны устройства в прижатом к стенке 11 обсадной колонны 10 состоянии совпадает с внутренним радиусом кривизны колонны 10.
В момент начала работы устройства все измерительные ячейки заполнены скважинным флюидом, и измеренная датчиками 3 температура флюида в ячейках будет иметь приблизительно одинаковую температуру, равную температуре скважинного флюида. Далее, в те измерительные ячейки, которые оказались напротив перфорационных каналов, будет поступать флюид продуктивного слоя, вытесняя тем самым находящийся в них скважинный флюид. Температура в таких измерительных ячейках измениться достаточно быстро за счет малого объема флюида, содержащегося в ячейке. Такое изменение будет зафиксировано датчиками 3 температуры, расположенными в каждой измерительной ячейке. В остальных же ячейках за счет того, что они выполнены из теплоизолирующего материала температура, не будет меняться достаточно продолжительное время.
Таким образом, реализуется возможность выявить и определить те ячейки, которые будут измерять непосредственно температуру втекающего в скважину флюида.
«Отработавший» в соответствующих ячейках флюид проходит через зазор между сетчатой структурой и задней стенкой корпуса и покидает устройство из его верхней части, вливаясь по потоку основного скважинного флюида.
Выполнение стенок корпуса из теплоизолирующего материала позволяет исключить влияние процессов передачи тепла от основного потока в скважине на точность измерения температуры флюида притока.
Выполнение измерительных ячеек из теплоизолирующего материала позволяет обеспечить теплоизоляцию каждой измерительной ячейки, путем исключения процессов теплопередачи через стенки ячеек (в процессе реализации способа соседние ячейки могут быть заполнены разными флюидами - флюидом протока и скважинным флюидом, которые имеют разные температуры), что позволяет измерять температуру втекающего флюида с высокой точностью. С другой стороны, выполнение стенок корпуса и измерительных ячеек из упругодеформируемого материала обеспечивает гидроизоляцию флюида притока от общего потока скважины. Сетчатая структура устанавливается в полость корпуса таким образом, что через эту структуру и осуществляется поступление флюида притока в устройство (сетчатая структура с одной своей стороны является передней стенкой устройства, а измерительные ячейки - входные отверстия устройства). При приложении усилия на корпус устройства в виде прижимающего усилия совместно со свойством гибкости (упругой деформации) материала корпуса и ячеек структуры обеспечивается гидроизоляция флюида притока от основного потока флюида в скважине.
Сетчатая структура представляет из себя, по сути, набор равных по высоте полых ячеек (в случае, например, ее прямоугольной формы, когда структура может быть выполнена в виде решетки, образованной перпендикулярно-пересекающимися перегородками, в пространственном, объемном выражении это - параллелепипед). Форма измерительных ячеек и, следовательно, форма сетчатой структуры может быть достаточно многообразной. Измерительные ячейки могут иметь форму n-угольника, где n-количество его углов (квадрат, пентагон, гексагон и др.). В любом случае их размеры должны быть рассчитаны исходя из соразмерности с перфорационными отверстиями, а количество ячеек (размеры сетчатой структуры) - с учетом параметров зоны перфорации.
Так, постоянная времени Δt устройства определяется объемом измерительной ячейки Vcell средним дебитом отдельного перфорационного канала qp:
Figure 00000007
Figure 00000008
где ΔР разность между давлением в пласте и давлением в скважине, π· - математическая константа, равная 3,14159, η - вязкость флюида, nр - число перфорационных каналов на 1 метр длины скважины в зоне перфорации, kе - проницаемость пласта, rw и re - радиус скважины и радиус внешней границы пласта.
Для реализации заявленного способа определения параметров скважины изменяют дебит скважины и для каждого продуктивного пласта измеряют изменение температуры Tin втекающего в скважину флюида во времени Tin=Tin(t).
Отличительной особенностью зависимости Tm(t) при нестационарном режиме работы проперфарированной скважины является быстрое изменение температуры на начальном этапе (первые 20-60 минут) и медленное изменение (в десятки раз медленнее, чем на начальном этапе) температуры после 3-5 часов (Фиг.4).
Из измеренной зависимости Tin(t) определяют величину изменения температуры ΔTр начального этапа (Фиг.4).
Осуществляют построение зависимости Тin(t) от логарифма времени t, прошедшего после начала добычи или изменения дебита скважины (Фиг.5). Находят время ts, спустя которое угол наклона полученной кривой (т.е. логарифмическая производная
Figure 00000009
 ) становится постоянным:
Figure 00000010
и находят установившееся значение логарифмической производной А. Величина этой постоянной связана с удельным дебитом скважины q[м3/(м·с)] (приток на единицу длины скважины) и соответствующей величиной скин-фактора s соотношениями:
Figure 00000011
После этого, по величине ts из соотношения (5) можно оценить расстояние rs от оси скважины, где (r>rs) течение флюида можно считать цилиндрически симметричным.
Figure 00000012
Величина rs, как показывают численные расчеты, пропорциональна длине Lр перфорационного канала.
Далее по величине изменения температуры ΔTp начального этапа находят безразмерный параметр:
Figure 00000013
который используют, в свою очередь, для расчета параметра δ, который дает оценку длины перфорационного канала Lp_act, через которую осуществляется приток флюида в скважину (δ=Lp_act/Lp):
Figure 00000014
где
Figure 00000004
 , rp и Lp - радиус перфорационного канала.
Значение δ=1 означает, что никакой загрязненной зоны вокруг скважины нет и перфорационный канал работает по всей длине. При известной длине перфорационных каналов значения параметра δ в интервале от 0 до 1 представляют количественную оценку доли длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида в скважину. В случае неизвестной длины Lp перфорационных каналов из той же формулы (7) определяют эффективную длину перфорационного канала Lpδ, которая характеризует одновременно размеры загрязненной зоны в околоскважинной области и длину каналов перфорации.
Далее, дебит Q каждого пласта скважины определяют по:
Figure 00000015
где h - толщина (мощность) пласта. Профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 изображено устройство для измерения температуры втекающего в скважину флюида, горизонтальный разрез и вид устройства со стороны обсадной колонны; фиг.2 - схематичное изображение расчетной области для моделирования течения флюида в пористой среде, питающей один перфорационный канал; на фиг.3 - расчетная область (сетка) для реализации 3D моделирования течения в пористой среде, питающей 1/4 перфорационного канала; на фиг.4 - зависимость увеличения температуры втекающего в скважину флюида от времени, прошедшего с момента начала добычи; на фиг.5 - зависимость температуры втекающего в скважину флюида от натурального логарифма времени (в секундах).
Варианты осуществления изобретения
Реализация заявленного способа определения профиля притока и параметров зоны перфорации была осуществлена путем 3D численного моделирования процессов тепло- и массопереноса в пористой среде в зоне перфорации с использованием коммерческого программного обеспечения для гидродинамического и теплового моделирования STAR-CD, разработанного компанией CD-ADAPCO. Моделировалось течение флюида в области пористой среды, питающей 1/4 перфорационного канала (Фиг.2, Фиг.3).
При моделировании использовались следующие расчетные параметры. Параметры зоны перфорации: h=0.4 м - расстояние по высоте и φ=60° - угол между перфорационными каналами, np=15 - число перфорационных каналов, приходящихся на 1 метр длины скважины, rр=0.01 м Lp=0.5 м - радиус и длина перфорационного канала. Размеры расчетной области - высота 0.2 м и угол 30° (Фиг.3), rw=0.1 м - радиус скважины, rе=10 м - внешний радиус расчетной области, Pw=50 бар - давление в скважине, Ре=100 бар - давление на внешней границе расчетной области, ke=10-13 м2 проницаемость пласта, 0.3·ke - проницаемость пласта в слое толщиной 0.2 м вокруг скважины, φ=0.2 - пористость пласта, cf=1800 Дж/(кг·К) и cm=750 Дж/(кг·К) - удельные теплоемкости пластового флюида и породы, ρf=900 кг/м3 и ρm=2700 кг/м3 - плотности пластового флюида и породы, ε0=-5·10-7 К/Па - коэффициент Джоуля-Томсона, η=0.01 Па·с - вязкость флюида.
В результате численного моделирования была получена величина массового притока в скважину (1/4 притока перфорационного канала) gc=1.21·10-3 кг/с. Объемный дебит qc на 1 м длины скважины рассчитывался по формуле:
Figure 00000016
Для проверки предлагаемого способа определения локальной величины притока и параметров зоны перфорации эта величина была найдена по приведенным на Фиг.4, Фиг.5 зависимостям температуры притока от времени.
Из Фиг.5 видно, что спустя время ts≈e10 с≈6 часов логарифмическая производная температуры становится равной
Figure 00000017
 .
Подставив эту величину в формулу (8), определили:
Figure 00000018
Figure 00000019
Figure 00000019

Эта величина qT практически совпадает с приведенным выше значением qc.
Далее, по формуле (9) и величине ts находим внутренний радиус rs области, в которой течение в пласте можно считать цилиндрически симметричным: rs=0.63 м. Эта величина хорошо согласуется с размерами скважины и длиной перфорационного канала rw+rs=0.6 м.
Из Фиг.4 видно, что в течение первых 10-20 минут температура притока увеличивается приблизительно на ΔТр=0.5 К ("быстрая" стадия роста температуры на начальном этапе), а далее температура меняется относительно медленно. Подставив эту величину в формулу (10), находим а=5 и далее, из формулы (11) находим δ≈0.8, т.е. приток осуществляется через 80% от длины перфорационного канала, что соответствует существованию (в расчетной модели) слоя с пониженной проницаемостью вокруг скважины.
Для приведенного выше примера были определены геометрические размеры устройства для измерения параметров флюида притока. В среднем на одно перфорационное отверстие приходится площадь Sp поверхности стенок скважины:
Figure 00000020
Для того чтобы в зону измерения попало не менее 3 перфорационных каналов, площадь сетки измерительных ячеек должна превышать 3 Sp. Если принять, что сетка измерительных ячеек перекрывает 30% периметра скважины (длина дуги lf=0.2 м), ее высота ht должна составлять:
Figure 00000021
Промышленная применимость
Промышленная применимость изобретения подтверждается приведенным выше примером его осуществления, а также возможностью его реализации при использовании широко известных в нефтегазовой отрасли технологического оборудования и материалов.

Claims (1)

  1. Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине, при котором изменяют дебит скважины и осуществляют измерение во времени температуры втекающего в скважину флюида для каждого пласта, определяют величину изменения температуры ΔТ р начального этапа, и величину установившегося значения А логарифмической производной температуры от времени для каждого пласта, величину удельного дебита q каждого пласта определяют по формуле:
    Figure 00000022
     ,
    где ε 0 - коэффициент Джоуля-Томсона, η - вязкость флюида, π - математическая константа, равная 3,14159, k e - проницаемость пласта, долю длины перфорационного канала, через которую осуществляется приток флюида каждого пласта, рассчитывают по формуле:
    Figure 00000023
     ,
    где a - безразмерный параметр, определяемый по формуле:
    Figure 00000024
     ,
    где ΔP - разность между давлением в пласте и давлением в скважине,
    Figure 00000025
     , r p - радиус перфорационного канала, n p - количество перфорационных каналов на 1 метр длины скважины, L p - длина перфорационного канала, r e - радиус внешней границы пласта, r s - радиус внутренней границы потока цилиндрически симметричного относительно оси скважины, рассчитываемый из времени t s, спустя которое устанавливается постоянное значение логарифмической производной температуры по формуле:
    Figure 00000026
     ,
    где
    Figure 00000027
     , ϕ - пористость, ρ m с m и ρ f c f - объемные теплоемкости материала скелета горной породы и флюида соответственно, причем дебит Q каждого пласта скважины определяют по формуле Q=q·h, где h - толщина пласта, а профиль притока скважины определяют как совокупность дебитов Q всех пластов.
RU2012131302/03A 2009-12-31 2009-12-31 Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине RU2505672C1 (ru)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/RU2009/000759 WO2011081552A1 (ru) 2009-12-31 2009-12-31 Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2505672C1 true RU2505672C1 (ru) 2014-01-27

Family

ID=44226686

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012131302/03A RU2505672C1 (ru) 2009-12-31 2009-12-31 Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Country Status (6)

Country Link
US (1) US9348058B2 (ru)
BR (1) BR112012016256A2 (ru)
CA (1) CA2785922A1 (ru)
NO (1) NO20120806A1 (ru)
RU (1) RU2505672C1 (ru)
WO (1) WO2011081552A1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2569522C1 (ru) * 2014-08-28 2015-11-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения давления в скважине
RU2582353C1 (ru) * 2015-03-02 2016-04-27 Игорь Михайлович Глазков Способ газодинамического воздействия на пласт
RU2702042C1 (ru) * 2018-11-21 2019-10-03 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с мгрп

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2474687C1 (ru) * 2011-10-26 2013-02-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей
GB2515638B (en) 2013-05-17 2018-01-10 Schlumberger Holdings Method and apparatus for determining fluid flow characteristics
RU2531499C1 (ru) * 2013-08-23 2014-10-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
GB201410050D0 (en) * 2014-06-06 2014-07-16 Maersk Olie & Gas Method of estimating well productivity along a section of a wellbore
EA036693B1 (ru) * 2018-07-17 2020-12-09 Общество С Ограниченной Ответственностью "Термосим" (Ооо "Термосим") Способ определения профиля притока добывающей скважины и гидродинамических характеристик продуктивных пластов
RU2731013C2 (ru) * 2018-12-18 2020-08-28 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Способ интерпретации краткосрочных гидродинамических исследований горизонтальных скважин и скважин с гидроразрывом пласта на неустановившемся режиме фильтрации
CN110362931B (zh) * 2019-07-17 2022-04-01 西南石油大学 一种基于溶洞点源等效原理的油气藏试井解释模型及方法
CN111749688B (zh) * 2020-08-10 2022-03-18 西南石油大学 一种优势渗流通道发育层位和方向的预测方法
CN115822562B (zh) * 2022-12-28 2023-07-11 中海石油(中国)有限公司海南分公司 一种考虑层内窜流的纵向非均质气藏产能评价方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1421858A1 (ru) * 1986-11-19 1988-09-07 Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа Способ определени профил притока флюида в действующей газовой скважине и устройство дл его осуществлени
US5551287A (en) * 1995-02-02 1996-09-03 Mobil Oil Corporation Method of monitoring fluids entering a wellbore
RU2121572C1 (ru) * 1997-08-13 1998-11-10 Башкирский государственный университет Способ исследования нагнетательных скважин
RU2249108C1 (ru) * 2003-09-11 2005-03-27 Осадчий Владимир Михайлович Устройство для измерения внутрискважинных параметров

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2538849A1 (fr) * 1982-12-30 1984-07-06 Schlumberger Prospection Procede et dispositif pour determiner les caracteristiques d'ecoulement d'un fluide dans un puits a partir de mesures de temperature
US5353873A (en) * 1993-07-09 1994-10-11 Cooke Jr Claude E Apparatus for determining mechanical integrity of wells
WO2005035944A1 (en) * 2003-10-10 2005-04-21 Schlumberger Surenco Sa System and method for determining a flow profile in a deviated injection well

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1421858A1 (ru) * 1986-11-19 1988-09-07 Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа Способ определени профил притока флюида в действующей газовой скважине и устройство дл его осуществлени
US5551287A (en) * 1995-02-02 1996-09-03 Mobil Oil Corporation Method of monitoring fluids entering a wellbore
RU2121572C1 (ru) * 1997-08-13 1998-11-10 Башкирский государственный университет Способ исследования нагнетательных скважин
RU2249108C1 (ru) * 2003-09-11 2005-03-27 Осадчий Владимир Михайлович Устройство для измерения внутрискважинных параметров

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2569522C1 (ru) * 2014-08-28 2015-11-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения давления в скважине
RU2582353C1 (ru) * 2015-03-02 2016-04-27 Игорь Михайлович Глазков Способ газодинамического воздействия на пласт
RU2702042C1 (ru) * 2018-11-21 2019-10-03 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с мгрп

Also Published As

Publication number Publication date
NO20120806A1 (no) 2012-07-13
CA2785922A1 (en) 2011-07-07
US9348058B2 (en) 2016-05-24
BR112012016256A2 (pt) 2016-05-17
WO2011081552A1 (ru) 2011-07-07
US20130138348A1 (en) 2013-05-30

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2505672C1 (ru) Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине
RU2455482C2 (ru) Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
US9163499B2 (en) Method of determining reservoir pressure
CN106437844B (zh) 一种超前预报隧道涌水位置的方法
CN104564043B (zh) 一种气体测试致密储层缝网导流能力的导流室及其工作方法
RU2005102137A (ru) Способ определения давления в подземных пластах
US20090159260A1 (en) Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same
RU2460878C2 (ru) Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
CN104695950A (zh) 火山岩油藏产能预测方法
US20160003026A1 (en) Method of determining reservoir pressure
RU2580547C1 (ru) Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине
CN112780257A (zh) 基于分布式光纤传感钻井液漏失监测系统及监测方法
CA2699855A1 (en) Method and system for interpreting swabbing tests using nonlinear regression
RU2371576C1 (ru) Способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (варианты)
US20170226850A1 (en) Method for determining a thermal conductivity profile of rocks in a wellbore
EA004669B1 (ru) Определение pvt свойств углеводородной пластовой жидкости
RU2474687C1 (ru) Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей
RU2569522C1 (ru) Способ определения давления в скважине
Milad et al. Modeling and simulation of production from commingled shale gas reservoirs
CN110630243A (zh) 基于压裂井生产数据确定压裂裂缝参数的方法
RU2418947C1 (ru) Устройство для измерения параметров флюида притока скважины
RU2531499C1 (ru) Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
RU2645692C1 (ru) Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине
Gulrajani et al. Evaluation of the M-Site B-sand fracture experiments: Evolution of a pressure analysis methodology
RU2537446C1 (ru) Способ определения скорости фильтрации пластовых флюидов

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170101