RU2535319C1 - Способ оценки свойств продуктивного пласта - Google Patents
Способ оценки свойств продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2535319C1 RU2535319C1 RU2013128232/03A RU2013128232A RU2535319C1 RU 2535319 C1 RU2535319 C1 RU 2535319C1 RU 2013128232/03 A RU2013128232/03 A RU 2013128232/03A RU 2013128232 A RU2013128232 A RU 2013128232A RU 2535319 C1 RU2535319 C1 RU 2535319C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- injected
- properties
- additives
- indicator
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000005315 distribution function Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 35
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 18
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 16
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 11
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 6
- 238000000429 assembly Methods 0.000 claims description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 6
- QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N barium oxide Chemical compound [Ba]=O QVQLCTNNEUAWMS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000010453 quartz Substances 0.000 claims description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 3
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 229910001872 inorganic gas Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 3
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VEQPNABPJHWNSG-UHFFFAOYSA-N Nickel(2+) Chemical compound [Ni+2] VEQPNABPJHWNSG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- XLJKHNWPARRRJB-UHFFFAOYSA-N cobalt(2+) Chemical compound [Co+2] XLJKHNWPARRRJB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims description 2
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 claims description 2
- -1 ferrous chlorides Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims description 2
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 claims description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 2
- 239000010936 titanium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 claims 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims 1
- 235000014692 zinc oxide Nutrition 0.000 claims 1
- RNWHGQJWIACOKP-UHFFFAOYSA-N zinc;oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Zn+2] RNWHGQJWIACOKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 5
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000002101 nanobubble Substances 0.000 description 4
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 1,2-Divinylbenzene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1C=C MYRTYDVEIRVNKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 2
- JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M sodium bromide Chemical compound [Na+].[Br-] JHJLBTNAGRQEKS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004793 Polystyrene Substances 0.000 description 1
- 239000004280 Sodium formate Substances 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000000149 argon plasma sintering Methods 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 230000031018 biological processes and functions Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000012512 characterization method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004737 colorimetric analysis Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000004816 latex Substances 0.000 description 1
- 229920000126 latex Polymers 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 229920002223 polystyrene Polymers 0.000 description 1
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000003389 potentiating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000011833 salt mixture Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M sodium formate Chemical compound [Na+].[O-]C=O HLBBKKJFGFRGMU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000019254 sodium formate Nutrition 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
- G01V11/002—Details, e.g. power supply systems for logging instruments, transmitting or recording data, specially adapted for well logging, also if the prospecting method is irrelevant
-
- 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
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств. Технический результат заключается в более эффективной оценке свойств пористого пласта. Способ оценки свойств продуктивного пласта, пробуренного скважиной, включает закачку флюида с множеством индикаторных добавок субмикронного размера в ствол скважины и продуктивный пласт, ожидание обратного притока и определение свойств пласта. Данные свойства определяются посредством анализа изменений функции распределения индикаторов по размерам и типу в закачанном и добытом флюидах. 17 з.п. ф-лы.
Description
Область изобретения
Данное изобретение относится к способами оценки продуктивных пластов на нефтегазовых месторождениях, в частности к оценке их свойств.
Уровень техники
Существует множество методов оценки свойств продуктивных пластов.
Традиционные способы проведения исследований в скважинах позволяют получить детальную информацию о пористости пласта и флюидонасыщенности посредством применения методов кабельного каротажа - электрического, гамма-, или нейтронного каротажа; однако эти методы имеют ограниченную глубину исследования - 5-10 см. Инструменты, используемые для испытания/опробования пласта, позволяют проводить исследования на более глубоких интервалах, но при этом дают лишь усредненную информацию об эффективной проницаемости пласта, или отобрать образец пластового флюида, формирующий лишь общее представление о призабойной зоне скважины. Зонды акустического каротажа способны обнаружить только выраженное изменение флюидонасыщенности.
Американский патент №7.472.748 содержит описание метода оценки свойств продуктивного пласта, который заключается в нагнетании в пласт одно- или многоиндикаторной жидкости для гидроразрыва. Из флюида притока в скважину отбирается множество образцов, затем устанавливается идентичность между жидкостью для гидроразрыва и одним или несколькими отобранными образцами флюида. После этого определяются одно или несколько приблизительных свойств продуктивного пласта исходя из данных идентичности флюидов; на основании полученной информации выполняется моделирование продуктивного пласта.
Применяемые в настоящее время методы оценки свойств продуктивного пласта достаточно эффективны, но сегодня присутствует необходимость в технологии, безопасной для окружающей среды и позволяющей выполнять измерения при высоком разрешении данных.
Краткое описание изобретения
Целью настоящего изобретения является создание способа оценки свойств продуктивного пласта, пробуренного скважиной, содержащего приготовление закачиваемого флюида со множеством индикаторных добавок субмикронного размера, закачку флюида со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и продуктивный пласт, ожидание обратного притока флюида из пласта и определение свойств продуктивного пласта путем анализа изменений функции распределения индикаторов по размерам и типу в закачиваемом и добытом флюидах. Анализ изменений функции распределения индикаторов по размерам и типу может быть выполнен путем сравнения образцов закачиваемого и добытого флюидов или посредством акустического, электрического, импульсного, нейтронного или гамма-каротажа.
Свойства продуктивного пласта включают распределение пор по размерам, эффективную проницаемость совокупностей пор, распределение флюидонасыщенности, распределение химических свойств в системе флюид/порода, смачиваемость породы по отношению к совокупностям пор и температуру пласта.
Согласно одному из вариантов осуществления изобретения множество наноиндикаторных добавок представляют собой слаборастворимые или нерастворимые пузырьки газа с диаметром, не превышающим 500 нм, закачиваемый флюид представляет собой раствор на водной или углеводородной основе, а закачиваемый флюид со множеством индикаторных добавок представляет собой высокодисперсную газожидкостную смесь. Газами, пригодными для использования в качестве индикаторных добавок, являются метан, углеводородный газ с повышенной молекулярной массой, азот или другие нерастворимые неорганические газы или их смеси.
Нанопузырек образуется, как правило, в результате дисперсии перечисленных газов/газа в растворе на водной или углеводородной основе. Растворы на водной основе могут образовываться с различными стандартными солями, присутствующими на нефтяных месторождениях (NaCl, KCl, CaCl2, ZnBr2, CaBr2 и прочими неорганическими или органическими соляными растворами и их смесями), используемыми при заканчивании скважин (в качестве стандартных и сильнодействующих соляных растворов), а также прочими подобными флюидами. Нанопузырьки можно эффективно стабилизировать с помощью электролитов ионов железа, марганца, кальция или ионов любого другого минерала, добавив его в водный раствор, при этом удельная электропроводность в водном растворе должна быть не менее 300 µС/см. Диаметр нанопузырька составляет всего 500 нм, поэтому они не претерпевают воздействия выталкивающей силы и не разрываются у поверхности флюида, что характерно для обычных и микропузырьков.
Согласно другому варианту осуществления изобретения множество наноиндикаторных добавок представляют собой капли высоковязкой жидкости диаметром не более 1000 нм, а закачиваемый флюид со множеством индикаторных добавок представляет собой эмульсию, например, такую, как сырая нефть в воде, толуол в воде и т.п., при этом вода пресная; растворы различных солей (неорганических, таких, как NaCl, KCl, NH4Cl, CaCl2, MgCl2, NaBr2, ZnBr2, CaBr2, или органических, например, формиат натрия, формиат калия, и прочие соляные растворы и их смеси, которые обычно используются для интенсификации притока, при гравийной набивке и при заканчивании скважин) в воде (насыщенные и недонасыщенные), соляные растворы и вода с другими химическими веществами, такими как ПАВ, биоциды, а также используемыми в качестве присадок при стабилизации глин, железа и при контроле за образованием отложений. Нет ничего необычного в том, что стабилизацию эмульсий осуществляют с помощью твердых наночастиц, к примеру, кварцевых. Размер кварцевых наночастиц варьирует в пределах 2-500 нм. Концентрация твердых наночастиц, используемых для стабилизации, достигала 0,1-15% веса в зависимости от степени солености и температуры системы, в которой повышение степени солености, как правило, требует повышения концентрации твердых частиц для повышения стабильности эмульсии.
Существует также вариант осуществления изобретения, в соответствии с которым множество наноиндикаторных добавок являются твердыми частицами. Это могут быть частицы кварца, синтезированной меди, магнетита (Fe3O4), ферро/железистых хлоридов, оксида железа и бария (BaFe12O19), оксидов цинка, алюминия, магния, циркония, титана, кобальта (II) и никеля (II), сульфата бария (BaSO4) и т.д., а закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок представляет собой раствор, стабилизированный в жидкости на водной основе, в жидкости на основе растворителя, например, спирты (этиленгликоль) или на углеводородной основе. Эти частицы могут также иметь органическое происхождение, например, сополимерные суспензии, такие как латекс, гранулированный полистирол в соединении с дивинилбензолом и т.д. В составе таких соединений могут присутствовать пироэлектрические и пьезоэлектрические кристаллы.
Получение флюида, содержащего множество наноиндикаторных добавок, обеспечивают путем смешивания закачиваемого флюида с множеством индикаторных добавок посредством генератора, расположенного в стволе скважины, или с использованием наземного оборудования.
Закачивание флюида в пласт может сопровождаться физическим воздействием (вибрацией, нагреванием или акустической обработкой), которое применяют до, во время или после закачки.
Существует также вариант осуществления изобретения, в соответствии с которым в закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, добавляют одну или несколько присадок, выбираемых из группы, включающей загустители, пенообразователи, понизители трения и ПАВ.
Прочие аспекты и преимущества данного изобретения рассмотрены в подробном описании и в представленной формуле изобретения.
Подробное описание изобретения
Независимо от происхождения (пузырьки газа, твердые частицы, капли жидкости или другая форма) индикаторные добавки субмикронного размера обладают свойством сохраняться в массе транспортируемого флюида без гравитационного разделения и без изменения функции распределения индикаторов по размерам на протяжении временного интервала, превышающего длительность операции по испытанию пласта. Благодаря стабильности свойств индикаторов любые изменения функции распределения индикаторных добавок по размерам в добытом флюиде объясняются взаимодействием между индикаторными добавками и поровой средой продуктивного пласта. Изменения функции распределения индикаторных добавок по размерам и типу можно объяснить:
- улавливанием индикаторов порами сопоставимого размера, различной эффективной проницаемостью пор при разной шкале;
- химическим взаимодействием между индикаторными добавками и компонентами пластового флюида/фазами флюида, химическим взаимодействием с породой при использовании химически активных индикаторов;
- разницей во взаимодействии с поверхностью породы, вызванной неоднородностью смачиваемости породы по отношению к совокупностям пор;
- температурной чувствительностью индикаторных добавок.
В данном случае закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, является смесью:
- газа и жидкости, при этом газ представляет собой слаборастворимые или нерастворимые пузырьки, а жидкость может быть смесью воды, соляного раствора, кислот и углеводородов любой концентрации и в любой комбинации с загустителями, пенообразователями, понизителями трения и т.п. Используемый газ может быть углеводородным газом, например, метаном, или углеводородным газом с повышенной молекулярной массой, азотом или другим неорганическим газом или их смесью. Жидкая фаза представляет собой основную фазу, газ - вторичную фазу, распределенную в смеси при известном гранулометрическом составе и периоде полураспада, и определяет физические и химические свойства смеси;
- жидкости с жидкостью - эмульсия, которая может быть представлена высоковязкой жидкостью внутри низковязкой жидкости или малыми каплями внутри более крупных капель, называемых двойной, тройной эмульсией и т.п.;
- жидкости с твердыми частицами, в которой присутствие твердых объектов в основной жидкой фазе может быть осуществлено путем введения твердых частиц, кристаллизацией, химической реакцией, биологическим процессами и т.п.
Закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок осаждают с помощью скважинного генератора смеси наноиндикаторов, размещаемого в стволе скважины, или наземного оборудования - генераторов, баков или канистр, из которых осуществляется подача объема, необходимого для закачки смеси. Пример такого наземного генератора нанопузырьков содержится в описании американского патента №7.059.591. Также описание различных генераторов пузырьков содержится в описании японского патента №2001-276589, 2002-11335, 2002-166151, 2003-117368, 3682286, патента ЕР №2020260 и прочих аналогичных патентов.
Процесс образования твердых наночастиц описан в ряде публикаций, а также представлен в описании американского патента №2009/0107673 и патента РСТ № WO 2009/079092.
Закачивание флюида в пласт может сопровождаться физическим воздействием (вибрацией, нагреванием или акустической обработкой), которое применяют до, во время или после закачки.
Затем выполняют измерения с целью определения свойств пласта, включающие анализ функции распределения индикаторных добавок по размерам и типу в закачиваемом и добытом флюидах. Анализ изменений функции распределения индикаторных добавок по размерам и типу может быть выполнен за счет сравнения образцов закачиваемого и добытого флюида или посредством акустического, электрического, импульсного, нейтронного или гамма-каротажа.
Этот анализ позволяет получить: информацию о распределении пор по размерам, эффективной проницаемости разных совокупностей пор, распределении химических свойств в системе флюид/насыщенность компонентов флюида/порода при использовании химически активных маркеров, смачиваемости породы по отношению к совокупностям пор и температуре пласта. Этот набор свойств является критичным для характеристики продуктивного пласта, точного планирования обработки в призабойной зоне и выбора метода повышения нефтеотдачи (МПНО). Возможность оценки этих свойств является принципиально новым подходом по сравнению с существующими методами, не позволяющими получить такие сведения о продуктивном пласте. Использование смеси активных и неактивных индикаторов позволяет выявить факт механического улавливания маркеров и влияния прочих химических и физических механизмов.
Контроль флюида в стволе скважины, содержащего наномаркеры, осуществляется с помощью инструментов, спускаемых в скважину на канате или перманентно устанавливаемых на эксплуатационной насосно-компрессорной колонне. Выбор необходимого инструмента зависит от глубины проведения исследований и свойств используемых наномаркеров.
Например:
- короткий интервал 1-10 см: ЯМР-маркеры из материала с высококонтрастным ЯМР сигналом для пласта/закачиваемого флюида; маркер из материалов с высоким коэффициентом адсорбции/рассеяния для гамма/нейтронного каротажа;
- средний интервал 10-100 см: каротаж сопротивления - проводящие материалы или транспортируемый флюид;
- длинный интервал 1-20 м: акустика - контраст с высокой плотностью между частицами и транспортируемым флюидом.
- очень длинный интервал >10 м: приборы сейсмического каротажа для высокого контраста распространения сейсмических волн между закачиваемым и пластовым флюидами.
В качестве примера выполнения работ в скважинных условиях можно рассмотреть использование инструмента для испытания пласта в скважине с необсаженным стволом, такого как модульный динамический пластоиспытатель (MDT), при применении которого флюид с наноиндикаторами через специальные отверстия нагнетается в изолированную секцию пласта, после чего образцы добытого флюида отбираются и анализируются с использованием скважинного анализатора флюидов (DFA). Результаты проведения анализа следующие:
- оценка концентрации закачиваемого флюида в добытом флюиде;
- распределение маркеров в добытом флюиде по размеру - колориметрия, светорассеяние/адсорбция (УФ-диапазон).
Свойства продуктивного пласта рассчитываются по решению обратной задачи: измеренная функция распределения маркеров по размеру подгоняется под функцию распределения, вычисленную посредством мезомасштабного моделирования (см. Динарьев О.Ю., Михайлов Д.Н. «Моделирование изотермических процессов в пористых материалах на основе концепции совокупности пор», «Известия», РАН, «Механика жидкости и газа», 2007, №5, стр.118-1323) маркеров, транспортируемых в призабойной зоне. К числу оцениваемых свойств относятся: функции распределения пор по размерам, эффективная проницаемости разных совокупностей пор, распределение химических свойств в системе флюид/насыщенность компонентов флюида/порода при использовании химически активных маркеров, смачиваемость породы по отношению к совокупностям пор и температуре пласта. Использование смеси активных и неактивных маркеров позволяет выявить факт механического улавливания маркеров и влияния прочих химических и физических механизмов.
Настоящее изобретение описано в отношении предпочтительных вариантов осуществления, но специалист в данной области может предложить другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема раскрытого изобретения. Соответственно объем изобретения ограничен только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (18)
1. Способ оценки свойств продуктивного пласта, пробуренного скважиной, содержащий:
- закачку в ствол скважины и продуктивный пласт закачиваемого флюида с множеством индикаторных добавок субмикронного размера;
- ожидание обратного притока флюида из продуктивного пласта и
- определение свойств пласта путем анализа изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанном и добытом флюидах.
- закачку в ствол скважины и продуктивный пласт закачиваемого флюида с множеством индикаторных добавок субмикронного размера;
- ожидание обратного притока флюида из продуктивного пласта и
- определение свойств пласта путем анализа изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанном и добытом флюидах.
2. Способ по п.1, в соответствии с которым анализ изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанном и добытом флюидах осуществляют посредством акустического, электрического, импульсного, нейтронного или гамма-каротажа.
3. Способ по п.1, в соответствии с которым анализ изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанном и добытом флюидах осуществляют путем сравнения их образцов.
4. Способ по п.1, в соответствии с которым свойства продуктивного пласта включают распределение пор по размерам, эффективную проницаемость совокупностей пор, распределение флюидонасыщенности, распределение химических свойств в системе флюид/порода, смачиваемость породы по отношению к совокупностям пор и температуру пласта.
5. Способ по п.1, в соответствии с которым множество наноиндикаторных добавок представляют собой малорастворимые или нерастворимые пузырьки газа с диаметром, не превышающим 500 нм, закачиваемый флюид представляет собой раствор на водной или углеводородной основе, а закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок представляет собой высокодисперсную газожидкостную смесь.
6. Способ по п.5, в соответствии с которым газ, пригодный для использования в качестве индикаторной добавки, выбирают из группы, включающей метан, углеводородный газ с повышенной молекулярной массой, азот или другие нерастворимые неорганические газы или их смеси.
7. Способ по п.5, в соответствии с которым раствор на водной основе дополнительно содержит электролиты ионов железа, марганца, кальция или ионов любого другого минерала, при этом удельная электропроводимость в растворе не менее 300 µС/см.
8. Способ по п.1, в соответствии с которым множество индикаторных добавок представляют собой капли высоковязкой жидкости с диаметром, не превышающим 1000 нм, закачиваемый флюид представляет собой раствор на водной или углеводородной основе, а закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок представляет собой эмульсию.
9. Способ по п.8, в соответствии с которым высоковязкая жидкость представляет собой сырую нефть или толуол.
10. Способ по п.1, в соответствии с которым множество индикаторных добавок представляют собой твердые частицы, а закачиваемый флюид с множеством индикаторных добавок - раствор, стабилизированный в жидкости на водной основе, в жидкости на основе растворителя (например, спирты) или на углеводородной основе.
11. Способ по п.10, в соответствии с которым твердые частицы выбирают из группы, включающей кварц, синтезированную медь, магнетит (Fe3O4), ферро/железистые хлориды, оксид железа и бария (BaFe12O19), оксиды цинка, алюминия, магния, циркония, титана, кобальта (II) и никеля (II), сульфат бария (BaSO4), пироэлектрические и пьезоэлектрические кристаллы и т.д.
12. Способ по п.1, в соответствии с которым индикаторные добавки являются химически активными.
13. Способ по п.1, в соответствии с которым закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, создают путем смешивания закачиваемого флюида со множеством индикаторов посредством генератора, расположенного в стволе скважины.
14. Способ по п.1, в соответствии с которым закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, создают путем смешивания закачиваемого флюида со множеством индикаторов посредством наземного оборудования.
15. Способ по п.1, в соответствии с которым закачиваемый флюид, содержащий множество индикаторов, закачивают периодически в процессе обработки.
16. Способ по п.1, в соответствии с которым закачивание флюида в пласт сопровождается физическим воздействием, осуществляемым до, во время или после закачки.
17. Способ по п.16, в соответствии с которым физическое воздействие представляет собой вибрацию, нагревание или акустическую обработку.
18. Способ по п.1, в соответствии с которым закачиваемый флюид дополнительно содержит одну или несколько присадок, выбираемых из группы, содержащей загустители, пенообразователи, понизители трения и ПАВ.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2010/000769 WO2012087175A1 (en) | 2010-12-21 | 2010-12-21 | Method for estimating properties of a subterranean formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2535319C1 true RU2535319C1 (ru) | 2014-12-10 |
Family
ID=46314208
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013128232/03A RU2535319C1 (ru) | 2010-12-21 | 2010-12-21 | Способ оценки свойств продуктивного пласта |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8959991B2 (ru) |
| RU (1) | RU2535319C1 (ru) |
| WO (1) | WO2012087175A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA030820B1 (ru) * | 2016-10-05 | 2018-10-31 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ получения нанофлюида с нанопузырьками газа |
| CN110805413A (zh) * | 2019-10-31 | 2020-02-18 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种油田注水窜流通道直径的识别判断方法 |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20130087329A1 (en) | 2011-10-05 | 2013-04-11 | Johnson Mathey Plc | Method of tracing flow of hydrocarbon from a subterranean reservoir |
| US9434875B1 (en) | 2014-12-16 | 2016-09-06 | Carbo Ceramics Inc. | Electrically-conductive proppant and methods for making and using same |
| AU2013394870A1 (en) * | 2013-07-24 | 2015-12-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for using a well evaluation pill to characterize subterranean formations and fluids |
| CN108474248A (zh) * | 2015-11-16 | 2018-08-31 | 卡博陶粒有限公司 | 用于确定地下裂缝闭合的方法和系统 |
| MX2018014005A (es) * | 2016-05-17 | 2019-08-22 | Nano Gas Tech Inc | Metodos para influir en la separacion. |
| US11215052B2 (en) * | 2016-12-21 | 2022-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Determination of pore size distribution of reservoir rock |
| US11193359B1 (en) * | 2017-09-12 | 2021-12-07 | NanoGas Technologies Inc. | Treatment of subterranean formations |
| DE102018105394A1 (de) * | 2018-03-08 | 2019-09-12 | Karlsruher Institut für Technologie | Analysepartikel und Verfahren zur Quantifizierung von porösen Materialien |
| US20230112608A1 (en) | 2021-10-13 | 2023-04-13 | Disruptive Oil And Gas Technologies Corp | Nanobubble dispersions generated in electrochemically activated solutions |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1684491A1 (ru) * | 1989-03-30 | 1991-10-15 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ определени сообщаемости и фильтрационных свойств объектов многопластового месторождени природных газов |
| RU2069263C1 (ru) * | 1991-04-04 | 1996-11-20 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности | Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов |
| EP1355038A1 (en) * | 2002-04-18 | 2003-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| RU2315863C2 (ru) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов |
| US7472748B2 (en) * | 2006-12-01 | 2009-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for estimating properties of a subterranean formation and/or a fracture therein |
| RU2354826C2 (ru) * | 2007-02-26 | 2009-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Трансгаз Ставрополь" | Способ непрерывного дискретного отбора проб вещества метки-индикатора из газовой скважины и устройство для его осуществления |
| US20090288820A1 (en) * | 2008-05-20 | 2009-11-26 | Oxane Materials, Inc. | Method Of Manufacture And The Use Of A Functional Proppant For Determination Of Subterranean Fracture Geometries |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3991827A (en) | 1975-12-22 | 1976-11-16 | Atlantic Richfield Company | Well consolidation method |
| US5168927A (en) * | 1991-09-10 | 1992-12-08 | Shell Oil Company | Method utilizing spot tracer injection and production induced transport for measurement of residual oil saturation |
| US5501273A (en) * | 1994-10-04 | 1996-03-26 | Amoco Corporation | Method for determining the reservoir properties of a solid carbonaceous subterranean formation |
| JP2001276589A (ja) | 2000-03-30 | 2001-10-09 | Nittetsu Mining Co Ltd | エアレータ |
| AU2001274610A1 (en) | 2000-06-23 | 2002-01-02 | Ryosaku Fujisato | Fine air bubble generator and fine air bubble generating device with the generator |
| JP4124956B2 (ja) | 2000-11-30 | 2008-07-23 | 株式会社 多自然テクノワークス | 微細気泡供給方法および微細気泡供給装置 |
| JP2003117368A (ja) | 2001-10-11 | 2003-04-22 | Kyowa Eng Kk | 気−液または液−液の混合器、混合装置、混合液製造法および微細気泡含有液製造法 |
| JP3569807B2 (ja) | 2002-01-21 | 2004-09-29 | 松下電器産業株式会社 | 窒化物半導体素子の製造方法 |
| US7059591B2 (en) | 2003-10-10 | 2006-06-13 | Bortkevitch Sergey V | Method and apparatus for enhanced oil recovery by injection of a micro-dispersed gas-liquid mixture into the oil-bearing formation |
| US7721803B2 (en) | 2007-10-31 | 2010-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Nano-sized particle-coated proppants for formation fines fixation in proppant packs |
| US20090312201A1 (en) | 2007-10-31 | 2009-12-17 | Baker Hughes Incorporated | Nano-Sized Particles for Formation Fines Fixation |
| US7272973B2 (en) * | 2005-10-07 | 2007-09-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations |
| US7389185B2 (en) * | 2005-10-07 | 2008-06-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and systems for determining reservoir properties of subterranean formations with pre-existing fractures |
| CA2653001C (en) | 2006-05-23 | 2011-02-15 | Hideyasu Tsuji | Fine bubble generating apparatus |
| US20110088462A1 (en) * | 2009-10-21 | 2011-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole monitoring with distributed acoustic/vibration, strain and/or density sensing |
| US9422793B2 (en) * | 2010-10-19 | 2016-08-23 | Schlumberger Technology Corporation | Erosion tracer and monitoring system and methodology |
| WO2012091599A1 (en) * | 2010-12-30 | 2012-07-05 | Schlumberger Holdings Limited | Method for tracking a treatment fluid in a subterranean formation |
| US8877506B2 (en) * | 2011-07-12 | 2014-11-04 | Lawrence Livermore National Security, Llc. | Methods and systems using encapsulated tracers and chemicals for reservoir interrogation and manipulation |
-
2010
- 2010-12-21 WO PCT/RU2010/000769 patent/WO2012087175A1/en active Application Filing
- 2010-12-21 US US13/996,501 patent/US8959991B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-12-21 RU RU2013128232/03A patent/RU2535319C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1684491A1 (ru) * | 1989-03-30 | 1991-10-15 | Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина | Способ определени сообщаемости и фильтрационных свойств объектов многопластового месторождени природных газов |
| RU2069263C1 (ru) * | 1991-04-04 | 1996-11-20 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной и газовой промышленности | Способ оценки активного объема нефтенасыщенных пор продуктивных пластов |
| EP1355038A1 (en) * | 2002-04-18 | 2003-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tracking of particulate flowback in subterranean wells |
| RU2315863C2 (ru) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов |
| US7472748B2 (en) * | 2006-12-01 | 2009-01-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for estimating properties of a subterranean formation and/or a fracture therein |
| RU2354826C2 (ru) * | 2007-02-26 | 2009-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Трансгаз Ставрополь" | Способ непрерывного дискретного отбора проб вещества метки-индикатора из газовой скважины и устройство для его осуществления |
| US20090288820A1 (en) * | 2008-05-20 | 2009-11-26 | Oxane Materials, Inc. | Method Of Manufacture And The Use Of A Functional Proppant For Determination Of Subterranean Fracture Geometries |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA030820B1 (ru) * | 2016-10-05 | 2018-10-31 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ получения нанофлюида с нанопузырьками газа |
| CN110805413A (zh) * | 2019-10-31 | 2020-02-18 | 大港油田集团有限责任公司 | 一种油田注水窜流通道直径的识别判断方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20140000357A1 (en) | 2014-01-02 |
| WO2012087175A1 (en) | 2012-06-28 |
| US8959991B2 (en) | 2015-02-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2535319C1 (ru) | Способ оценки свойств продуктивного пласта | |
| RU2548636C2 (ru) | Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте | |
| Cheng et al. | Experimental investigation of countercurrent spontaneous imbibition in tight sandstone using nuclear magnetic resonance | |
| AU2010332558B2 (en) | Method for measuring rock wettability | |
| Bennion | An overview of formation damage mechanisms causing a reduction in the productivity and injectivity of oil and gas producing formations | |
| Liu et al. | Investigation of countercurrent imbibition in oil-wet tight cores using NMR technology | |
| Garcia et al. | Vaca muerta shale reservoir characterization and description: the starting point for development of a shale play with very good possibilities for a successful project | |
| Bageri et al. | Evaluation of secondary formation damage caused by the interaction of chelated barite with formation rocks during filter cake removal | |
| Zakaria et al. | Predicting the performance of the acid-stimulation treatments in carbonate reservoirs with nondestructive tracer tests | |
| Zhang et al. | Impact of wettability and injection rate on CO2 plume migration and trapping capacity: A numerical investigation | |
| Sun et al. | Wettability alteration study of supercritical CO2 fracturing fluid on low permeability oil reservoir | |
| Zhou et al. | Experimental and numerical study on spontaneous imbibition of fracturing fluids in the horn river shale gas formation | |
| JPS5812435B2 (ja) | 核磁気共鳴測定値を用いて選定される油回収液体 | |
| Chen et al. | Experimental study of spontaneous imbibition and CO2 huff and puff in shale oil reservoirs with NMR | |
| Gamal et al. | Investigating the alteration of sandstone pore system and rock features by role of weighting materials | |
| Podoprigora et al. | Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content | |
| Wang et al. | Dissolution of marine shales and its influence on reservoir properties in the Jiaoshiba area, Sichuan Basin, China | |
| Al-Nakhli et al. | A state-of-the-art technology to reduce fracturing pressure in tight gas formations using thermochemical pulse | |
| She et al. | Aqueous phase trapping damage in the production of tight sandstone gas reservoirs: Mechanisms and engineering responses | |
| RU2604247C1 (ru) | Способ определения эффективности гидроразрыва пласта скважины | |
| Baban et al. | Robust NMR Examination of the Three-Phase Flow Dynamics of Carbon Geosequestration Combined with Enhanced Oil Recovery in Carbonate Formations | |
| Yassin et al. | Source rock wettability: A Duvernay case study | |
| Phukan et al. | Characterisation of reservoir rock and fluids for CO2 foam enhanced oil recovery application | |
| Bagareddy | Surfactant Design for EOR Project and Dynamic Surface Tension for Fluid Analysis | |
| Donaldson et al. | Review of petroleum oil saturation and its determination |