RU2505676C2 - Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx - Google Patents

Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx Download PDF

Info

Publication number
RU2505676C2
RU2505676C2 RU2012113376/03A RU2012113376A RU2505676C2 RU 2505676 C2 RU2505676 C2 RU 2505676C2 RU 2012113376/03 A RU2012113376/03 A RU 2012113376/03A RU 2012113376 A RU2012113376 A RU 2012113376A RU 2505676 C2 RU2505676 C2 RU 2505676C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
coefficient
oil
water
saturation
residual
Prior art date
Application number
RU2012113376/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2012113376A (en
Inventor
Василий Сергеевич Белохин
Георгий Александрович Калмыков
Наталия Леонидовна Кашина
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью ООО "Сплит"
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 Общество с ограниченной ответственностью ООО "Сплит" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью ООО "Сплит"
Priority to RU2012113376/03A priority Critical patent/RU2505676C2/en
Priority to PCT/RU2012/000329 priority patent/WO2013151455A1/en
Publication of RU2012113376A publication Critical patent/RU2012113376A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2505676C2 publication Critical patent/RU2505676C2/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
    • G01N23/005—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by using neutrons
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/24—Earth materials
    • G01N33/246—Earth materials for water content
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume, or surface-area of porous materials
    • G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
    • G01N2015/0846—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials by use of radiation, e.g. transmitted or reflected light
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N2223/00—Investigating materials by wave or particle radiation
    • G01N2223/60—Specific applications or type of materials
    • G01N2223/616—Specific applications or type of materials earth materials

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method includes well survey using impulse neutron spectrometric surveying, determination of rock fractional analysis, including porosity and instant oil saturation coefficient (Kos). Core samples are prepared preliminary from collectors opened by key wells; by results of their survey instant water saturation (Kws), coefficients of relative permeability to oil and water (K'opr K'wpr), exponential values of relative permeability to water and oil (nw no), clayiness index (Kcl), porosity factor (Kp), petrophysical parameters (a, b) for relations of residual water saturation factor and ratio clay volume to porosity, residual oil saturation factor (Kor); then residual water saturation factor is calculated according to the formula Kwr=a*(Kcl/Kp)+b, thereafter water cut factor (Kwc) is calculated and against the latter expected composition of influx is evaluated.
EFFECT: improving quality and reliability of log data interpretation.
3 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики для повышения качества и надежности интерпретации данных каротажа.The present invention relates to mining and can be used in the field of geophysics to improve the quality and reliability of the interpretation of logging data.

Стандартным методом для оценки текущего насыщения пластов в обсаженной скважине является импульсный нейтрон-гамма спектрометрический каротаж (ИНГК-С). Результатом обработки ИНГК-С является коэффициент текущей нефтенасыщенности Кн, показывающий, какую долю порового пространства занимает нефть [2, 3]. Учитывая, что разработка месторождений нефти предполагает, что часть углеводородов не будет извлечена из порового пространства, и данный коэффициент не позволяет оценить количество нефти в притоке, то становится актуальной задача оценки коэффициента обводненности притока Коп.The standard method for assessing the current saturation of formations in a cased hole is pulsed neutron-gamma spectrometric logging (INGK-S). The result of processing of INGK-S is the coefficient of current oil saturation K n , showing how much oil occupies the pore space [2, 3]. Given that the development of oil fields suggests that part of the hydrocarbons will not be extracted from the pore space, and this coefficient does not allow us to estimate the amount of oil in the inflow, the task of estimating the water cut coefficient of the inflow K op becomes urgent.

Задачей предложенного изобретения является повышение надежности определения коэффициента обводненности притока в комплексе ГИС в обсаженных скважинах, которая может быть решена с использованием данных ИНГК-С и данных о фазовой проницаемости пород.The objective of the proposed invention is to increase the reliability of determining the coefficient of water cut in the inflow in a well logging complex in cased wells, which can be solved using INGK-S data and data on the phase permeability of rocks.

Методика базируется на определении четырех компонентов флюидальной модели порового пространства (Кн - коэффициент текущей нефтенасыщенности, Кво - коэффициент остаточной воды, Кно - коэффициент остаточной нефти) с использованием данных открытого ствола и комплекса радиоактивных методов каротажа для оценки текущего нефтенасыщения. Предложенная система опирается на знание минерального состава пород и петрофизические связи, получаемые на керновом материале.The technique is based on the determination of the four components of the fluid model of the pore space (K n is the coefficient of current oil saturation, K in is the coefficient of residual water, K but is the coefficient of residual oil) using open hole data and a set of radioactive logging methods to estimate current oil saturation. The proposed system is based on knowledge of the mineral composition of rocks and petrophysical relationships obtained on core material.

Знание минерального состава пород позволяет оценить количество связанной воды и рассчитать эффективную пористость, объем которой может быть заполнен подвижным флюидом, состоящим из нефти и/или воды. По данным ИНГК-С определяется коэффициент текущего насыщения, однако, этого недостаточно, чтобы разделить подвижную и неподвижную нефть. С целью решения этой задачи предлагается использовать данные электрометрии скважин открытого ствола (определение остаточной нефтенасыщенности Кно) и данные о фазовой проницаемости пород, для чего проводятся дополнительные исследования кернового материала.Knowing the mineral composition of the rocks allows us to estimate the amount of bound water and calculate the effective porosity, the volume of which can be filled with a mobile fluid consisting of oil and / or water. According to INGK-S, the coefficient of current saturation is determined, however, this is not enough to separate mobile and fixed oil. In order to solve this problem, it is proposed to use the data of electrometry of open-hole wells (determination of residual oil saturation K no ) and data on the phase permeability of rocks, for which additional core studies are carried out.

Наиболее близким к предлагаемому способу является методика, описанная в [6], которая основывается на определении коэффициента текущей нефтенасыщенности.Closest to the proposed method is the technique described in [6], which is based on the determination of the coefficient of current oil saturation.

Недостатком этого способа является то, что он не может быть применен для прогноза характера притока в условиях обсаженных скважин.The disadvantage of this method is that it cannot be used to predict the nature of the flow in cased wells.

На устранение указанного недостатка и направленно настоящее изобретение.To eliminate this drawback and directed the present invention.

Предложенный способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн). Согласно изобретению, предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде (

Figure 00000001
Figure 00000002
 ), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (а, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенность (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=а*(Кгл/Кп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) по следующей формуле:The proposed method for determining the water cut coefficient and composition of an oil well inflow includes conducting geophysical well surveys (GIS) using pulsed neutron-gamma spectrometric logging, determining the component composition of rocks, including porosity and current oil saturation coefficient (K n ). According to the invention, a collection of core samples from reservoirs opened by reference wells is preliminarily prepared, the results of the study of which determine: current water saturation (K in ), relative phase permeability coefficients for oil and water (
Figure 00000001
Figure 00000002
 ), exponential values of relative water and oil permeability (n in n n ), clay factor (K hl ), porosity coefficient (K p ), petrophysical parameters (a, b) of the relationship between the residual water saturation coefficient and the ratio of bulk clay to porosity, residual coefficient oil saturation (K no ), then calculate the coefficient of residual water saturation K in = a * (K hl / K p ) + b, and then calculate the coefficient of water cut of the inflow (K op ) according to the following formula:

Figure 00000003
,
Figure 00000003
 ,

где Кн - коэффициент текущего нефтенасыщения, Кво - коэффициент остаточного водонасыщения, Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщености,

Figure 00000001
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти,
Figure 00000002
 - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде, nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости µн - коэффициент динамической вязкости нефти, µв - коэффициент динамической вязкости воды, и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.where K n is the coefficient of current oil saturation, K in is the coefficient of residual water saturation, K but is the coefficient of residual oil saturation,
Figure 00000001
 - coefficient of relative phase permeability for oil,
Figure 00000002
 is the relative phase permeability coefficient for water, n in is the exponential value of relative water permeability, n n is the exponential value of relative oil permeability μ n is the dynamic viscosity coefficient of oil, μ in is the dynamic viscosity coefficient of water, and the expected water content is estimated from the obtained water cut coefficient.

Предложенное изобретение поясняется следующими иллюстрациями.The proposed invention is illustrated by the following illustrations.

На рис.1 изображены зависимости относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от коэффициента водонасыщения. На рис.2 показана флюидальная модель пласта АВ1 и Кн. На рис.3 показано сопоставление данных об относительных дебитах по воде скважины полученными расчетным путем по предложенному способу с результатами промышленных исследований скважин.Figure 1 shows the dependences of the relative phase permeabilities in water and oil on the coefficient of water saturation. Figure 2 shows the fluid model of formation AB1 and K n . Figure 3 shows a comparison of data on the relative flow rates of well water obtained by calculation by the proposed method with the results of industrial research of wells.

Предложенный способ включает следующие шаги:The proposed method includes the following steps:

1 Определение коэффициента абсолютной и относительной фазовой проницаемостей1 Determination of the absolute and relative phase permeability coefficient

1.1 На основании анализа представительной коллекции керна, из коллекторов подготавливаются образцы для проведения исследований фазовой проницаемости [8]. Образцы должны охватывать весь диапазон проницаемости потенциальных коллекторов.1.1 Based on the analysis of a representative core collection, samples are prepared from collectors for conducting phase permeability studies [8]. Samples should cover the entire range of permeability of potential reservoirs.

1.2 На подготовленной коллекции керна проводятся исследования фазовой проницаемости по нефти и воде при их двухфазной фильтрации [8].1.2. On the prepared core collection, phase permeability studies for oil and water are carried out during their two-phase filtration [8].

1.3 По данным результатов исследований керна строятся зависимости коэффициентов относительной фазовой проницаемости по воде (Кпрв) и по нефти (Кпрн) от коэффициента текущей водонасыщенности Кв (рис.1).1.3 According to the results of core studies, the dependences of the relative phase permeability coefficients for water (K prv ) and oil (K prn ) on the coefficient of current water saturation K in (Fig. 1) are constructed.

1.4 Проведя аппроксимацию полученных зависимостей эмпирическими функциями (например, методом наименьших квадратов), предложенными в работе Molina [6] определяются параметры этих функций (nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости):1.4 Having approximated the obtained dependences by empirical functions (for example, by the least-squares method) proposed by Molina [6], the parameters of these functions are determined (n in is the exponential value of relative water permeability, n n is the exponential value of relative oil permeability):

Figure 00000004
Figure 00000004

Figure 00000005
,
Figure 00000005
 ,

где Кво - коэффициент остаточной воды, Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщености,

Figure 00000001
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти,
Figure 00000002
 - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде.where K in - the coefficient of residual water, K but - the coefficient of residual oil saturation,
Figure 00000001
 - coefficient of relative phase permeability for oil,
Figure 00000002
 - coefficient of relative phase permeability to water.

1.5 В результате получаются усредненные экспоненциальное значения относительной водо- и нефтепроницаемости

Figure 00000006
и
Figure 00000007
 . Проводится оценка стандартной ошибки
Figure 00000008
 и
Figure 00000009
 .1.5 The result is averaged exponential values of relative water and oil permeability
Figure 00000006
 and
Figure 00000007
 . Evaluation of standard error
Figure 00000008
 and
Figure 00000009
 .

1.5.1 Если стандартная ошибка превышает некоторый порог, проводится разбиение данных на несколько групп.1.5.1 If the standard error exceeds a certain threshold, the data is divided into several groups.

2 Определение петрофизических параметров связи коэффициента остаточной воднасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости2 Determination of petrophysical parameters of the relationship between the coefficient of residual water saturation and the ratio of bulk clay to porosity

2.1 На коллекции керна (1.1) проводится измерения остаточной водонасыщенности (Кво), коэффициента поритстости (Кп) и коэффициента глинистости (Кгл).2.1. On the core collection (1.1), measurements of residual water saturation (K in ), porosity coefficient (K p ) and clay coefficient (K hl ) are carried out.

2.2 По полученным данным определяются петрофизические коэффициенты а и b для уравнения [1]:2.2. Based on the data obtained, the petrophysical coefficients a and b are determined for equation [1]:

Кво=а*(Кгл/Кп)+b.K in = a * (K gl / K n ) + b.

3 Определение коэффициент пористости Кп по комплексу ГИС [4, 7].3 Determination of the porosity coefficient Kp by the GIS complex [4, 7].

4 Определение коэффициента остаточного нефтенасыщения коллекторов4 Determination of the coefficient of residual oil saturation of the reservoir

Величина коэффициента остаточного нефтенасыщения определяется по удельному электрическому сопротивлению зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт.The value of the coefficient of residual oil saturation is determined by the electrical resistivity of the zone of penetration of the mud filtrate into the formation.

4.1 Определение коэффициента нефтенасыщенности по электрометрии проводиться по следующей схеме:4.1. The determination of the oil saturation coefficient by electrometry is carried out according to the following scheme:

4.0.1. По комплексу электрометрических измерений в скважине определяется удельное электрическое сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт ρзп [7].4.0.1. Using the complex of electrometric measurements in the well, the specific electrical resistance of the zone of penetration of the drilling fluid filtrate into the formation is determined ρ Зп [7].

4.0.2. Рассчитывается коэффициент остаточной нефтенасыщенности с использованием следующего уравнения:4.0.2. The coefficient of residual oil saturation is calculated using the following equation:

Figure 00000010
Figure 00000010

где ρв - это сопротивление пластовой воды. А, m, В, n - петрофизические параметры уравнений Арчи-Дахнова, применяемые для данных отложений.where ρ in is the resistance of formation water. A, m, B, n are the petrophysical parameters of the Archie-Dakhnov equations used for these deposits.

5 Определение коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов5 Determination of the coefficient of residual water saturation of the collectors

5.1 Для расчета коэффициента остаточного водонасыщения Kво используется уравнение его связи с отношением объемной глинистости к открытой пористости:5.1. To calculate the coefficient of residual water saturation K in , the equation of its relationship with the ratio of bulk clay to open porosity is used:

Кво=а*(Кгл/Кп)+b,K in = a * (K gl / K p ) + b,

где а, b - петрофизические коэффициенты (п.2), Кгл и Кп - коэффициент глинистости и пористости, соответственно, определяются, например, по данным ГИС (ГК и ПС [7]) или (СГК [4]).where a, b are the petrophysical coefficients ( p. 2), K hl and K p are the clay and porosity coefficients, respectively, are determined, for example, according to GIS (GK and PS [7]) or (GKH [4]).

6 Определение текущего нефтенасыщения коллекторов6 Determination of current reservoir oil saturation

Определение Кн по данным ИНГК-С может быть произведено по одной из существующих методик, например, по разложению спектров [4].The determination of K n according to the INGK-S data can be made according to one of the existing methods, for example, by the decomposition of spectra [4].

7 Определение коэффициента обводненности притока Коп 7 Determination of the coefficient of water cut of the inflow To op

Figure 00000011
,
Figure 00000011
 ,

где µн - коэффициент динамической вязкости нефти, µв - коэффициент динамической вязкости воды.where µ n is the coefficient of dynamic viscosity of oil, µ in is the coefficient of dynamic viscosity of water.

8 Определение ожидаемого состава притока8 Determination of the expected composition of the inflow

Для определения ожидаемого состава притока строится кривая Коп от глубины, которая разделяется следующим образом [1] (см. рис.2):To determine the expected composition of the inflow, a K op curve is plotted against depth, which is divided as follows [1] (see Fig. 2):

8.1 Если Коп=0, то ожидаемый состав притока - «безводная нефть».8.1 If Kop = 0, then the expected composition of the inflow is “anhydrous oil”.

8.2 Если Коп>0 и Коп<0.5, то ожидаемый состав притока - «нефть с водой».8.2 If Kop> 0 and Kop <0.5, then the expected composition of the inflow is “oil with water”.

8.3 Если Коп>0.5 и Коп<1, то ожидаемый состав притока - «вода с нефтью».8.3 If Kop> 0.5 and Kop <1, then the expected composition of the inflow is “water with oil”.

8.2 Если Коп=1, то ожидаемый состав притока - «вода».8.2 If Kop = 1, then the expected composition of the inflow is “water”.

Для обоснования и опробования предложенной методики на предмет корректности прогноза характера насыщенности и притока из пластов-коллекторов АВ1, были сопоставлены данные по фильтрационно-емкостным свойствам песчаников, полученными по комплексной обработке и интерпретации данных ГИС, с результатами промышленных исследований скважин Самотлорского месторождения.To justify and test the proposed methodology for the correctness of the prediction of the nature of saturation and inflow from reservoir reservoirs AB1, data on the filtration-capacitive properties of sandstones obtained from the integrated processing and interpretation of well log data were compared with the results of industrial studies of Samotlor field wells.

На рис.3 представлены результаты сравнения относительного дебита определенного по комплексу ГИС, включающему ИНГК-С, и полученного при испытании пласта АВ1. Из диаграммы видно, что относительные дебиты, предсказанные по комплексу ГИС, хорошо согласуются с реальными результатами испытаний. Расхождение по параметру относительного дебита не превышает 10%, что подтверждает корректность выбора предложенной комплексной методики для решения задачи оценки характера притока из пласта-коллектора по данным ГИС, включающим спектрометрический гамма и импульсный нейтрон-гамма каротажи.Fig. 3 shows the results of comparing the relative production rate determined by the well logging complex, which includes INGK-S, and obtained during testing of the AB1 formation. The diagram shows that the relative flow rates predicted by the GIS complex are in good agreement with the actual test results. The discrepancy in the relative flow rate parameter does not exceed 10%, which confirms the correctness of the choice of the proposed integrated method for solving the problem of assessing the nature of the inflow from the reservoir using well logging data, including spectrometric gamma and pulsed neutron gamma logging.

Следует отметить, что для получения наиболее достоверных результатов при определении источника обводнения необходимо знать техническое состояние скважины: герметичность колонны выше интервалов перфорации и затрубную циркуляцию жидкости этих интервалов.It should be noted that in order to obtain the most reliable results when determining the source of watering, it is necessary to know the technical condition of the well: tightness of the column above the perforation intervals and annular fluid circulation of these intervals.

9 Список литературы9 References

1. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизики исследований скважин. - Москва, 2001.1. Ellan M.M. Petrophysical basis for a comprehensive interpretation of geophysical data from well surveys. - Moscow, 2001.

2. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.2. Wendelypteyn B.Yu., Rezvanov R.A. Geophysical methods for determining the parameters of oil and gas reservoirs (when calculating reserves and designing field development). M., Nedra, 1978.

3. В.И.Петерсилье, В.И.Пороскуна, Г.Г.Яценко. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. - 2003.3. V.I. Petersillet, V.I. Poroskuna, G.G. Yatsenko. Guidelines for calculating oil and gas reserves using the volumetric method. - 2003.

4. Калмыков Г.А. Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК. Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, М., ВНИИгеосистем, 2001.4. Kalmykov G.A. The methodology for determining the mineral component composition of terrigenous rocks in sections of oil and gas wells according to the GIS complex, including spectrometric GC. The dissertation for the degree of candidate of technical sciences, M., VNIIgeosystem, 2001.

5. Калмыков Г.А., Ревва М.Ю., Применение комплекса ГИС с включением спектрометрического гамма-каротажа для оценки емкостных свойств коллекторов // Сборник трудов научно-практической конференции ОЕАГО, «Выделение коллекторов, оценка их ФЭС и нефтегазонасыщенности по данным полевой и промысловой геофизики в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» г.Тюмень, 12-13 октября 2004 г.5. Kalmykov GA, Revva M.Yu., Application of a GIS complex with the inclusion of spectrometric gamma-ray logging to assess the capacitive properties of collectors // Proceedings of the OEAGO scientific and practical conference, “Isolation of collectors, estimation of their FES and oil and gas saturation according to field data and field geophysics in the West Siberian oil and gas province ”, Tyumen, October 12-13, 2004

6. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении, М., 2001.6. Don Walcott. Development and management of fields during flooding, M., 2001.

7. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учебное пособие для вузов М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007.7. Latyshova M.G., Martynov V.G., Sokolova T.F. A practical guide to the interpretation of GIS data: A textbook for high schools M .: Nedra-Business Center LLC, 2007.

8. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при стационарной фильтрации. // Отраслевой стандарт Миннефтепрома. ОСТ 39-235-89. М.: Миннефтепром. 1989.8. Oil. A method for determining phase permeabilities in laboratory conditions with stationary filtration. // Industry standard of Minnefteprom. OST 39-235-89. M .: Minnefteprom. 1989.

9. Методические рекомендации по применению ядернофизических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж для оценки нефте- - и газонасыщенности пород коллекторов в обсаженных скважинах. Под редакцией В.И. Петерсилье и Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006.9. Guidelines for the application of nuclear-physical well logging methods, including carbon-oxygen logging to assess the oil and gas saturation of reservoir rocks in cased wells. Edited by V.I. Petersilier and G.G. Yatsenko. Moscow-Tver: VNIGNI, Scientific and Production Center “Tvergeofizika”, 2006.

Claims (1)

Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины, включающий проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн), отличающийся тем, что предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде
Figure 00000012
 экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв,nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (a, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=a·(Кгл/Кп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) по следующей формуле:
Figure 00000003
 ,
где Кн - коэффициент текущего нефтенасыщения,
Кво - коэффициент остаточного водонасыщения,
Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщенности,
Figure 00000001
 - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти,
Figure 00000002
 - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде,
nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости,
nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости,
µн - коэффициент динамической вязкости нефти,
µв - коэффициент динамической вязкости воды,
далее по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока. A method for determining the water cut coefficient and composition of an oil well inflow, including conducting geophysical well surveys (GIS) using pulsed neutron-gamma spectrometric logging, determining the component composition of rocks, including porosity and current oil saturation coefficient (K n ), characterized in that the collection is preliminarily prepared core samples from reservoirs penetrated by the bearing wells, the results of studies which determine: the current water saturation (K) coefficients ienty relative permeability of oil and water
Figure 00000012
 exponential values of the relative water and oil permeability (n a, n n) shaliness factor (K hl), porosity coefficient (K n), petrophysical parameters (a, b) of the coupling coefficient and the residual water saturation relationship to the shale volume porosity, residual oil saturation coefficient (K no ), then calculate the coefficient of residual water saturation K in = a · (K hl / K p ) + b, after which the coefficient of water cut of the inflow (K op ) is calculated by the following formula:
Figure 00000003
 ,
where K n - current oil saturation coefficient,
To in - the coefficient of residual water saturation,
To but - the coefficient of residual oil saturation,
Figure 00000001
 - coefficient of relative phase permeability for oil,
Figure 00000002
 - coefficient of relative phase permeability to water,
n in - the exponential value of relative permeability,
n n - the exponential value of the relative oil permeability,
µ n - coefficient of dynamic viscosity of oil,
µ in - coefficient of dynamic viscosity of water,
then, on the basis of the obtained water cut coefficient, the expected composition of the inflow is estimated.
RU2012113376/03A 2012-04-06 2012-04-06 Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx RU2505676C2 (en)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012113376/03A RU2505676C2 (en) 2012-04-06 2012-04-06 Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx
PCT/RU2012/000329 WO2013151455A1 (en) 2012-04-06 2012-04-26 Method for determining the water encroachment factor and the influx composition of an oil well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012113376/03A RU2505676C2 (en) 2012-04-06 2012-04-06 Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012113376A RU2012113376A (en) 2013-10-20
RU2505676C2 true RU2505676C2 (en) 2014-01-27

Family

ID=49300825

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012113376/03A RU2505676C2 (en) 2012-04-06 2012-04-06 Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx

Country Status (2)

Country Link
RU (1) RU2505676C2 (en)
WO (1) WO2013151455A1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2671631C1 (en) * 2017-07-27 2018-11-06 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) Method of determination of water saturation of asphalt concrete
RU2700738C1 (en) * 2018-02-21 2019-09-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps

Families Citing this family (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103924968A (en) * 2014-05-14 2014-07-16 杜江民 Method for identifying compact oil and gas reservoir sandstones
CN104141490B (en) * 2014-07-17 2016-08-31 中国石油天然气股份有限公司 There are the judgement of Gas Reservoirs individual well water enchroachment (invasion) situation and gas well production yield control method and device
CN104265281B (en) * 2014-10-08 2017-01-11 成都北方石油勘探开发技术有限公司 Method for predicting well yield of sealed, unsaturated oil reservoirs through elastic driving water-flooding extraction
CN104453874B (en) * 2014-10-23 2017-04-12 中国石油天然气集团公司 Glutenite reservoir oil saturation calculation method based on nuclear magnetic resonance
RU2632800C2 (en) * 2016-03-09 2017-10-09 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Method for determining actual oil saturation factor in well when developing oil-bearing formation
CN106323835B (en) * 2016-08-04 2019-04-09 中国石油天然气股份有限公司 The method for determining heterogeneous carbonate reservoir cementation factor
CN109944575B (en) * 2019-03-29 2021-01-22 中国石油大学(华东) Water quality sensitivity-based water quality decision-making method for oilfield water injection in high water-cut period
CN110778312B (en) * 2019-10-09 2022-08-30 东北石油大学 Model for simulating gas reservoir edge and bottom water invasion and method for calculating water invasion coefficient
CN113552036A (en) * 2020-04-26 2021-10-26 中国石油天然气股份有限公司 Method and device for determining oil-water relative permeability of medium-low pore permeability reservoir
RU2737453C1 (en) * 2020-06-02 2020-11-30 Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" Method for determination of current oil saturation of developed reservoir in working intervals of well with subsequent recovery of field of current oil saturation
CN116072232B (en) * 2021-12-29 2024-03-19 中国石油天然气集团有限公司 Method, device, equipment and storage medium for determining relative permeability curve

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2043495C1 (en) * 1994-03-01 1995-09-10 Добрынин Валерий Макарович Method for determination of rock oil saturation
RU2219337C1 (en) * 2003-03-20 2003-12-20 Афанасьев Виталий Сергеевич Method establishing geological properties of terrigenous rock in space near hole by data of geophysical examinations of sections of holes
RU2232409C1 (en) * 2003-03-24 2004-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" Method and apparatus for determining of current oil and gas saturation of collectors in cased wells
EA007037B1 (en) * 2002-12-12 2006-06-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б. В. Log permeability model calibration using reservoir fluid flow measurement

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2043495C1 (en) * 1994-03-01 1995-09-10 Добрынин Валерий Макарович Method for determination of rock oil saturation
EA007037B1 (en) * 2002-12-12 2006-06-30 Шлюмбергер Текнолоджи Б. В. Log permeability model calibration using reservoir fluid flow measurement
RU2219337C1 (en) * 2003-03-20 2003-12-20 Афанасьев Виталий Сергеевич Method establishing geological properties of terrigenous rock in space near hole by data of geophysical examinations of sections of holes
RU2232409C1 (en) * 2003-03-24 2004-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" Method and apparatus for determining of current oil and gas saturation of collectors in cased wells

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2671631C1 (en) * 2017-07-27 2018-11-06 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) Method of determination of water saturation of asphalt concrete
RU2700738C1 (en) * 2018-02-21 2019-09-19 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of improving reliability of water cut monitoring of products of oil producing wells equipped with sucker-rod bottom pumps

Also Published As

Publication number Publication date
WO2013151455A1 (en) 2013-10-10
RU2012113376A (en) 2013-10-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2505676C2 (en) Method for determination of water cut factor and composition of oil well influx
US10083258B2 (en) Combining downhole fluid analysis and petroleum systems modeling
US7363164B2 (en) Method of evaluating fluid saturation characteristics in a geological formation
Wu et al. Numerical simulation of mud-filtrate invasion in deviated wells
US20170260855A1 (en) Estimation of formation properties based on borehole fluid and drilling logs
Chang et al. Evaluation and comparison of residual oil saturation determination techniques
US10151197B2 (en) Hydrocarbon density determination method
US11346833B2 (en) Reservoir fluid characterization system
BRPI1001536A2 (en) Method for determining effective permeability of terrestrial formations
US20160231461A1 (en) Nuclear magnetic resonance (nmr) porosity integration in a probabilistic multi-log interpretation methodology
Qin et al. Fast prediction method of Archie’s cementation exponent
US11788401B2 (en) Systems and methods for characterizing subsurface formation properties through geochemical logging
Wessling et al. Quantification of uncertainty in a multistage/multiparameter modeling workflow: Pore pressure from geophysical well logs
Aslanyan et al. Assessing macroscopic dynamic permeability through pressure and noise analysis
Al-Aryani et al. Pulsed-neutron monitoring of the first CO2 enhanced-oil-recovery pilot in the Middle East
RU2771802C1 (en) Method for differentiation of porousness of heterogeneous carbonate formations
Jacotă Uncertainty and Risk Evaluation in the Tertiary Migration of Abandoned Oil Reservoirs
US20240077636A1 (en) Determination of Continuous Oil Density Log for Reservoir Characterization
RU2602424C1 (en) Method of calculating hydrocarbon reserves in reservoirs domanik deposits
Jianping et al. Research on Dual Mode Pulsed Neuron Spectral Logging Method and Its Application
Karpekin et al. The Integration of Petrophysical and Formation Tester Data in the Creation of a Petrophysical Model for an Eastern Siberia Oilfield
Maju-Oyovwikowhe et al. Petro-physical analysis of well logs for reservoir evaluation: a case study of Well 1 and 2 of the ‘Ictorian’field in the Niger Delta Basin
Wei et al. Applicability of classical permeability estimation models based on nmr logging in tight sandstones
Sarah et al. Application of Multi-Component Induction Tool Results in Thinly Laminated Sands Coupled with Wire-Line Formation Testing & Sampling Results for Identifying Reservoir Fluids and Contacts in a Deep-Water Well, East Coast, India
Taylor Lithostratigraphic and Petrophysical Analysis of the Middle Devonian Marcellus Shale at the Mamont Prospect, Westmoreland County, Pennsylvania

Legal Events

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

Effective date: 20150407