RU2540769C1

RU2540769C1 - Bypassed oil search method

Info

Publication number: RU2540769C1
Application number: RU2014102804/03A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Фёдорович Косолапов; Назым Мидхатович Ахметшин; Гумер Гафиуллович Сафиуллин; Рамиль Латфуллинович Мухутдинов
Original assignee: Анатолий Фёдорович Косолапов; Назым Мидхатович Ахметшин; Гумер Гафиуллович Сафиуллин; Рамиль Латфуллинович Мухутдинов
Priority date: 2014-01-28
Filing date: 2014-01-28
Publication date: 2015-02-10

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method envisages crosshole seismology of wet oil-productive formation by seismic pulses of variable amplitude from one water hole and in neighbouring water holes placed along its perimeter, simultaneous measurement of time of seismic waves arrival which is used for plotting time-distance curves depending on their time of arrival and amplitude of seismic waves, and against minimum time-distance curve and minimum oscillation period in one direction of crosshole seismology assessment is made of passed oil availability between these holes.

EFFECT: improved reliability of bypassed oil detection in wet productive formations and reduced labour intensity.

1 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для поиска целиков нефти в обводненной залежи на поздней стадии разработки.The present invention relates to the field of the oil industry and can be used to search for whole oil in a waterlogged deposit at a late stage of development.

Известен способ поиска целиков [Патент №2327031. МПК: E21B 43/16. «Способ определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях»]. Этот способ реализуется путем выделения зоны добывающих скважин с резко возросшей обводненностью нефтяного пласта и уменьшенным извлечением нефти из них по сравнению с расчетным конечным извлечением. Предположительно в этой зоне находится и недренируемая зона - целик нефти. Однако обводнение в выделенных скважинах может быть вызвано целым рядом других причин: повышенное давление в нагнетательных скважинах, нарушение гидроизоляции заколонного пространства из-за старого цементного кольца, обусловливающего заколонные перетоки и др. Следовательно, предлагаемый способ недостаточно надежен.A known method for the search for pillars [Patent No. 2327031. IPC: E21B 43/16. “A method for determining wells for drilling new shafts in mature flooded fields”]. This method is implemented by isolating the zone of production wells with a sharply increased water cut in the oil reservoir and reduced oil recovery from them compared to the calculated final recovery. Presumably in this zone there is also an undrained zone - a whole oil. However, flooding in the selected wells can be caused by a number of other reasons: increased pressure in the injection wells, violation of the annular space waterproofing due to the old cement ring, causing annular flows, etc. Therefore, the proposed method is not reliable enough.

Ближайшим прототипом является известная технология поиска невыработанной части нефтяного пласта (целика) методом томографического сейсмопросвечивания межскважинного пространства [«Изучение межскважинного пространства для оценки выработки нефтяных пластов». В.Е. Гавура, Ю.В. Коноплев, O.K. Обухов. Ж-л «Нефтяное хозяйство», №3, 1999]. Эта технология предусматривает выявление невыработанных целиков нефти в обводненных продуктивных пластах в межскважинном пространстве по пониженным значениям скоростей упругих волн в целике нефти по сравнению с обводненной частью пластов. Максимальное понижение скорости упругих волн в нефтенасыщенных породах по сравнению с водонасыщенными не превышает 5%. В то же время понижение скорости может быть вызвано не насыщением нефтью, а повышенной пористостью или литологической изменчивостью пласта. Следовательно, и этот способ недостаточно надежен. К тому же, метод сейсмотомографии весьма трудоемкий.The closest prototype is the well-known technology for the search for the undeveloped part of the oil reservoir (pillar) by the method of tomographic seismic transmission of the interwell space ["Study of the interwell space to assess the production of oil reservoirs". V.E. Gavura, Yu.V. Konoplev, O.K. Butts. Zh. “Oil industry”, No. 3, 1999]. This technology provides for the identification of untreated pillars of oil in flooded productive formations in the interwell space by reduced values of elastic wave velocities in the pillar of oil compared to the flooded part of the formations. The maximum decrease in the speed of elastic waves in oil-saturated rocks in comparison with water-saturated rocks does not exceed 5%. At the same time, a decrease in speed may be caused not by oil saturation, but by increased porosity or lithological variability of the formation. Therefore, this method is not reliable enough. In addition, the method of seismic tomography is very time-consuming.

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков. Поставленная цель достигается тем, что межскважинное сейсмопросвечивание обводненного нефтепродуктивного пласта проводят сейсмическими импульсами переменной амплитуды из одной обводненной скважины, а в соседних обводненных скважинах, расположенных вокруг нее по периметру, одновременно измеряют времена прихода сейсмических волн, по которым строят временные годографы зависимости времени их прихода от амплитуды сейсмических импульсов, и по минимальному временному годографу и минимальному периоду колебаний в одном из направлений сейсмопросвечивания судят о наличии целика нефти между этими скважинами.The aim of the invention is to remedy these disadvantages. This goal is achieved by the fact that the inter-well seismic survey of a water-cut oil productive formation is carried out by seismic pulses of variable amplitude from one water-well, and in neighboring water-borne wells located around it along the perimeter, the arrival times of seismic waves are simultaneously measured, from which time travel time curves are constructed depending on the time of their arrival on amplitudes of seismic pulses, and according to the minimum time hodograph and the minimum period of oscillations in one of the directions smoprosvechivaniya judge the presence of the pillar between the oil wells.

На чертеже представлены временные годографы зависимости времени прихода сейсмических волн от их амплитуды (величины заряда ВВ): а) - в газонасыщенной части обводненного пласта; б) - в нефтенасыщенной части (целике) обводненного пласта; в) - в обводненном пласте.The drawing shows the time hodographs of the dependence of the time of arrival of seismic waves on their amplitude (explosive charge value): a) in the gas-saturated part of the flooded formation; b) - in the oil-saturated part (pillar) of the flooded reservoir; c) - in a waterlogged formation.

По вертикали отложены заряды взрывчатых веществ (ВВ) в граммах, а по горизонтали - времена прихода сейсмических волн в миллисекундах (мс). Верхняя часть пласта (газовая шапка) характеризуется вертикальным (нулевым) годографом (чертеж, а) с самым минимальным периодом колебаний. В остальной части пласт обводнен полностью и характеризуется максимальным временным годографом зависимости временем прихода сейсмических волн от величины заряда (чертеж, в) с максимальным периодом колебаний. На чертеже, б), показан минимальный временной годограф зависимости времени прихода сейсмических волн от величины заряда с минимальным периодом колебаний в нефтенасыщенной части обводненного пласта.Explosive charges (GV) are plotted vertically in grams, and horizontal - seismic wave arrival times in milliseconds (ms). The upper part of the reservoir (gas cap) is characterized by a vertical (zero) hodograph (drawing, a) with the most minimal oscillation period. In the rest of the reservoir, the reservoir is completely flooded and is characterized by a maximum time hodograph of the dependence of the time of arrival of seismic waves on the magnitude of the charge (drawing, c) with a maximum oscillation period. In the drawing, b), shows the minimum time hodograph of the dependence of the time of arrival of seismic waves on the magnitude of the charge with a minimum oscillation period in the oil-saturated part of the flooded reservoir.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. На примере промысловых скважин Туймазинского месторождения в обводненной зоне (участке) была выбрана центральная скважина, в которой проведено возбуждение сейсмических волн с помощью зарядов детонирующего шнура типа ДШТВ. Против обводненного пласта девонского песчаника пористостью 19,5% произведено поочередное возбуждение сейсмических волн зарядами ВВ 41, 58, 76 и 93 г (возможно другое сочетание, но не менее 10 г и не более 200 г и в количестве не менее 3-х зарядов). В соседних скважинах, расположенных вокруг нее по периметру на расстоянии 300-400 м, произведена одновременная регистрация приходящих сейсмических волн от каждого возбуждения. Для пласта толщиной до 5 м достаточно одной серии зарядов против середины пласта, так как пласт такой толщины является полуволновым волноводом для частот 400-500 Гц, возбуждаемых такими зарядами. Для пласта до 10 м сейсмопросвечивание производится в два этапа по 5 м каждый.The proposed method is as follows. Using the example of production wells of the Tuymazinskoye field in a flooded zone (area), a central well was selected in which seismic waves were excited using charges of a detonating cord of the DShTV type. Against the flooded layer of Devonian sandstone with a porosity of 19.5%, seismic waves were alternately excited with explosive charges of 41, 58, 76 and 93 g (another combination is possible, but not less than 10 g and not more than 200 g and in an amount of at least 3 charges) . In neighboring wells located around it around the perimeter at a distance of 300-400 m, simultaneous registration of incoming seismic waves from each excitation was performed. For a stratum up to 5 m thick, one series of charges against the middle of the stratum is sufficient, since a stratum of this thickness is a half-waveguide for frequencies of 400-500 Hz excited by such charges. For strata up to 10 m, seismic surveying is performed in two stages of 5 m each.

По зарегистрированным временам прихода сейсмических волн в каждой скважине построены временные годографы и сравнены между собой. В одном из направлений сейсмопросвечивания полностью дренируемая обводненная зона пласта характеризуется максимальным временным годографом, показанным на чертеже, в), с временем прихода сейсмических волн 84,0-84,38 мс и максимальным периодом колебаний 4,38 мс, а недренируемая, с целиком нефти - минимальным временным годографом, показанным на чертеже, б), с временем прихода сейсмических волн 84,0-84,25 мс и минимальным периодом колебаний 4,0 мс. Газовая шапка над пластом характеризуется вертикальным (нулевым) временным годографом (чертеж, а) с постоянным временем прихода сейсмических волн 83,13 мс и самым минимальным периодом колебаний 3,25 мс.Based on the recorded arrival times of seismic waves in each well, temporary hodographs are constructed and compared with each other. In one direction of seismic exploration, the completely drained flooded zone of the formation is characterized by the maximum time hodograph shown in the drawing, c), with the arrival time of seismic waves 84.0-84.38 ms and a maximum oscillation period of 4.38 ms, and non-drained, with whole oil - the minimum time hodograph shown in the drawing, b), with a seismic wave arrival time of 84.0-84.25 ms and a minimum oscillation period of 4.0 ms. The gas cap above the reservoir is characterized by a vertical (zero) time locus (drawing, a) with a constant arrival time of seismic waves of 83.13 ms and a minimum oscillation period of 3.25 ms.

Приращение времени прихода сейсмических волн в обводненном пласте составляет 0,38 мс на почти удвоенное увеличение амплитуды возбуждения (93/41 г). Приращение времени прихода в целике нефти составляет 0,25 мс на такое же увеличение амплитуды. Относительное уменьшение периода колебаний сейсмических волн в целике нефти (4,0 мс) по сравнению с обводненным пластом (4,38 мс). Несмотря на малые различия во временных годографах, они закономерно устойчивы, так как погрешность прецизионных измерений времени прихода сейсмических волн составляет 21 мкс, т.е. 0,021/84 мс·100%=0,025%.The increment of the arrival time of seismic waves in a flooded reservoir is 0.38 ms per almost doubled increase in the excitation amplitude (93/41 g). The increment of the arrival time in the bulk of the oil is 0.25 ms for the same increase in amplitude. Relative decrease in the period of oscillations of seismic waves in the entire oil (4.0 ms) compared with the flooded reservoir (4.38 ms). Despite small differences in time hodographs, they are naturally stable, since the error in precision measurements of the arrival time of seismic waves is 21 μs, i.e. 0.021 / 84 ms100% = 0.025%

Закономерность уменьшения временного годографа и уменьшение периода колебаний в целике нефти, находящегося между обводненными скважинами, обусловлена сниженным в нем значением проницаемости горных пород по сравнению с вмещающими обводненными, например, за счет повышенной глинистости. Следовательно, он не подвержен дренированию закачиваемыми водами и остается изначально нефтенасыщенным. В результате большей фазовой проницаемости воды как менее вязкой жидкости по сравнению с нефтью этот целик обтекается со всех сторон по более проницаемой части обводненного пласта нагнетаемой в него водой для поддержания пластового давления (ППД) и вытеснения нефти, а вокруг скважины создается так называемый конус обводнения.The pattern of decreasing the time hodograph and decreasing the period of fluctuations in the bulk of oil located between the watered wells is due to the reduced permeability of rocks in it compared to the enclosing watered ones, for example, due to the increased clay content. Consequently, it is not susceptible to drainage by injected water and remains initially oil saturated. As a result of the greater phase permeability of water as a less viscous fluid compared to oil, this pillar flows around on all sides of the more permeable part of the flooded reservoir with water injected into it to maintain reservoir pressure (RPM) and oil displacement, and the so-called flooding cone is created around the well.

Технический эффект: повышение надежности выявления целиков нефти в обводненных продуктивных пластах и снижение трудоемкости работ по сравнению с сейсмотомографией.Effect: improving the reliability of identifying pillars of oil in flooded reservoirs and reducing the complexity of the work compared with seismotomography.

Claims

A method for searching for oil pillars, including interwell seismic coverage of a flooded oil reservoir by measuring elastic wave velocities and subsequent identification of zones with reduced speed, characterized in that the interwell seismic surveys of a flooded oil reservoir are carried out by variable amplitude seismic pulses from a single flooded well, and in adjacent located flooded wells around it around the perimeter, simultaneously measure the arrival times of seismic waves, along which temporary hodographs of the dependence of the time of their arrival on the amplitude of seismic pulses are determined, and the presence of a pillar of oil between these wells is judged by the minimum time hodograph and the minimum oscillation period in one of the directions of seismic illumination.