RU2577865C1 - Method of indicating investigation of wells and interwell space - Google Patents
Method of indicating investigation of wells and interwell space Download PDFInfo
- Publication number
- RU2577865C1 RU2577865C1 RU2014139717/03A RU2014139717A RU2577865C1 RU 2577865 C1 RU2577865 C1 RU 2577865C1 RU 2014139717/03 A RU2014139717/03 A RU 2014139717/03A RU 2014139717 A RU2014139717 A RU 2014139717A RU 2577865 C1 RU2577865 C1 RU 2577865C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- indicator
- water
- well
- injection
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам исследования скважин и межскважинного пространства при разработке нефтяных и газовых месторождений.The invention relates to the gas and oil industry, in particular to methods for researching wells and inter-well spaces in the development of oil and gas fields.
Известен способ магнитно-индикаторного трассирования нефтяных месторождений (патент RU №2352774, МПК E21B 47/00, G01N 24/08, опубл. 20.04.2009), включающий закачку в продуктивный пласт меченой жидкости, состоящей из основной жидкости (вода, нефть), извлеченной из этого пласта, и метящего вещества, содержащего водные и/или нефтяные индикаторы-трассеры, концентрацию которых после пластовой фильтрации меченой жидкости оценивают по поверхностным пробам продукции добывающих скважин с помощью ядерного магнитного резонанса, отличающийся тем, что с целью повышения информативности и эффективности, в качестве мстящего вещества меченой жидкости на водной основе применяют водные растворы неорганических солей металлов или/и дейтерия, а метящего вещества меченой жидкости на нефтяной основе - фторуглеродные соединения или/и металлоорганические комплексы, с использованием которых в автоматическом режиме последовательно проводят настройку измерительной аппаратуры на частоту протонного магнитного резонанса ядер водорода/протонов пластовой продукции/жидкости, на которой измеряют амплитудную и релаксационную характеристики этой жидкости, выделяют по измеренной релаксационной характеристике коротко- и долгоживущую компоненты, соответствующие ее водной и нефтяной фазам, оценивают значения приведенной амплитуды сигналов свободной индукции и/или протонной скорости/времени спин-решеточной/спин-спиновой релаксации водной фазы этой жидкости, определяют по этим значениям и функциональной зависимости содержание водного метящего вещества и относительную концентрацию водных индикаторов/трассеров в ней, оценивают количество и качество/свойства легких и тяжелых составляющих нефтяной фазы этой жидкости по ее прогонным характеристикам, после чего настраивают аппаратуру на резонансную частоту ядер фтора и измеряют величины максимальной амплитуды сигналов свободной индукции от этих составляющих в текущей нефти, оценивают по этим величинам и специальной палетке содержание нефтяного метящего вещества и относительную концентрацию нефтяных индикаторов/трассеров в этой нефти, определяют концентрационно-временные зависимости поступления водных и/или нефтяных индикаторов-трассеров в пластовой/скважинной продукции/жидкости, на основе которых решают задачи оптимизации разработки продуктивных пластов/залежей/месторождений, в том числе оценка фильтрационной неоднородности пласта-коллектора, направления и скорости движения водной и нефтяной фаз, изучение качественно-количественных превращений нефти в процессе полифазной фильтрации пластового флюида, в целом.There is a method of magnetic indicator tracing of oil fields (patent RU No. 2352774, IPC E21B 47/00, G01N 24/08, publ. 04/20/2009), including the injection into the reservoir of labeled fluid, consisting of the main fluid (water, oil), extracted from this formation, and a labeling substance containing water and / or oil tracer indicators, the concentration of which after formation filtration of the labeled fluid is estimated from surface samples of production wells using nuclear magnetic resonance, characterized in that with the aim of increased for information and efficiency, aqueous solutions of inorganic salts of metals and / or deuterium are used as the avenging substance of a labeled liquid on a water basis, and fluorocarbon compounds and / or organometallic complexes are used as a labeling substance of a labeled liquid on an oil basis, using which they are automatically carried out sequentially tuning of the measuring equipment to the frequency of the proton magnetic resonance of the hydrogen nuclei / protons of the reservoir products / fluid, on which the amplitude and rel the cassation characteristics of this liquid are distinguished from the measured relaxation characteristic of the short- and long-living components corresponding to its water and oil phases, the values of the reduced amplitude of the signals of free induction and / or proton velocity / time of the spin-lattice / spin-spin relaxation of the aqueous phase of this liquid are estimated, determine the content of the aqueous labeling substance and the relative concentration of the water indicators / tracers in it from these values and the functional dependence, estimate the quantity and qualities o / the properties of the light and heavy components of the oil phase of this liquid according to its run characteristics, after which the equipment is tuned to the resonant frequency of fluorine nuclei and the maximum amplitude of free induction signals from these components in the flowing oil is measured, the oil marking content is estimated from these values and a special palette substances and the relative concentration of oil indicators / tracers in this oil, determine the concentration-time dependence of the flow of water and / or oil indicator v-tracers in the reservoir / borehole product / fluid, on the basis of which they solve the problems of optimizing the development of productive formations / deposits / deposits, including an assessment of the filtration heterogeneity of the reservoir, direction and speed of the water and oil phases, the study of qualitatively-quantitative oil conversions in the process of polyphase filtration of formation fluid, in general.
Известен способ определения химического состава флюида в процессе бурения и добычи (патент №2315180, МПК E21B 49/08, G01N 33/28, опубл. 20.01.2008), заключающийся в том, что a) осуществляют сбор образцов скважинных флюидов из заданных точек отбора флюидов, где скважинные флюиды протекают или хранятся, b) вводят указанные образцы в микрофлюидальную систему для химического измерения, включающую по меньшей мере одно микрофлюидальное устройство, содержащее чип, имеющий по меньшей мере один вход для введения тестируемого образца, по меньшей мере один микрофлюидальиый канал и по меньшей мере три полости, c) выполняют один или несколько выбранных тестов на указанном микрофлюидальном устройстве, d) используют средство для детектирования результатов тестов и формирования данных, характеризующих результаты.A known method for determining the chemical composition of the fluid during drilling and production (patent No. 2315180, IPC E21B 49/08, G01N 33/28, publ. 20.01.2008), which consists in the fact that a) collect samples of well fluids from specified sampling points b) fluids where the borehole fluid is flowing or stored, b) injecting said samples into a microfluidic system for chemical measurement comprising at least one microfluidic device containing a chip having at least one input for introducing a test sample, at least one microfluid a channel and at least three cavities, c) perform one or more selected tests on the specified microfluidic device, d) use a tool to detect test results and generate data characterizing the results.
Известен способ спектрофотометрического определения концентраций различных индикаторов в пластовых водах (патент РФ №2275619, МПК G01N 21/17, опубл. 27.04.2006), в котором пробу из нефтедобывающей скважины отделяют от нефти, водный раствор очищают от механических примесей и осветляют центрифугированием, полученный раствор разделяют на равные порции по числу определяемых индикаторов и в каждую порцию добавляют дополнительные реагенты для анализа соответствующих индикаторов, а количественное содержание отдельных индикаторов в исходной пробе определяют по результатам оптических измерений каждой приготовленной порции раствора относительно величины естественного уровня фона при длинах волн, характерных для исследуемых индикаторов, отличающийся тем, что анализ проводят по результатам трех оптических измерений каждой смеси и измерение концентрации отдельных индикаторов при их совместном присутствии в пробе пластовой воды осуществляют интерполяционным методом по результатам трех анализов - исходной пробы без добавки и исходной пробы с двумя добавками, сначала фиксированного количества исследуемого индикатора, затем фиксированного количества пластовой воды.A known method of spectrophotometric determination of the concentrations of various indicators in formation waters (RF patent No. 2275619, IPC G01N 21/17, publ. 04/27/2006), in which a sample from an oil well is separated from oil, the aqueous solution is purified from mechanical impurities and clarified by centrifugation, obtained the solution is divided into equal portions according to the number of determined indicators and additional reagents are added to each portion to analyze the corresponding indicators, and the quantitative content of individual indicators in the initial sample is determined share according to the results of optical measurements of each prepared portion of the solution relative to the value of the natural background level at wavelengths characteristic of the studied indicators, characterized in that the analysis is carried out according to the results of three optical measurements of each mixture and the concentration of individual indicators in case of their joint presence in the formation water sample is carried out by the interpolation method according to the results of three analyzes - the initial sample without additives and the initial sample with two additives, first fixed to the amount of the investigated indicator, then a fixed amount of produced water.
Известен способ определения количественного содержания индикаторов в пластовых водах (патент №2301409, МПК G01J 3/00, опубл. 20.06.2007), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, при котором пробу, содержащую флуоресцеин натрия в присутствии многокомпонентной композиции индикаторов, отделяют от нефти, очищают от механических примесей и осветляют центрифугированием, в полученный раствор добавляют щелочь для количественного определения флуоресцеина натрия люминесцентным методом по предварительно выполненной градуировочной зависимости, отличающийся тем, что концентрацию отдельных индикаторов в пробе определяют интерполяцией по результатам трех совокупных спектрофотометрических измерений на длинах волн, фиксированных для каждого отдельного индикатора, причем одно из измерений проводят для очищенной исследуемой пробы с добавками соответствующих реагентов, а два других измерения проводят для модельных растворов, приготовленных из исходной пластовой воды (без индикаторов) с добавлением флуоресцеина натрия в количестве, равном измеренному в пробе по градуировочной зависимости, и навески исследуемого индикатора в таком количестве, чтобы сигнал спектрофотометра для одного из модельных растворов был больше, а для другого - меньше, чем сигнал исследуемой пробы.A known method for determining the quantitative content of indicators in formation waters (patent No. 2301409, IPC G01J 3/00, publ. 06/20/2007), closest in technical essence to the claimed method and adopted as a prototype, in which a sample containing sodium fluorescein in the presence of a multicomponent composition indicators, separated from oil, cleaned of mechanical impurities and clarified by centrifugation, alkali is added to the resulting solution for the quantitative determination of sodium fluorescein by the luminescent method according to previously performed calibration dependence, characterized in that the concentration of individual indicators in the sample is determined by interpolation according to the results of three aggregate spectrophotometric measurements at wavelengths fixed for each individual indicator, moreover, one of the measurements is carried out for a purified test sample with additives of the corresponding reagents, and two other measurements are carried out for model solutions prepared from the initial formation water (without indicators) with the addition of sodium fluorescein in an amount equal to the measured in the sample according to the calibration dependence, and the weighed portions of the indicator under study in such a quantity that the signal of the spectrophotometer for one of the model solutions was larger and for the other less than the signal of the sample under study.
Для известных способов характерна закачка меченой жидкости в прискважинную часть пласта и фиксирование изменения концентрации или местоположения индикатора. Эти способы позволяют на любой стадии поиска, разведки и разработки залежей выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости скважин, установить нефтеводонасыщенность горных пород, тип коллектора, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пластов, фильтрационные и емкостные характеристики отложений, гидродинамическую связь между пластами и скважинами, наличие заколонных перетоков и т.д.Known methods are characterized by the injection of labeled fluid into the near-well part of the formation and recording changes in the concentration or location of the indicator. These methods make it possible to identify permeable horizons in a section at any stage of prospecting, exploration and development of deposits, to determine the well injectivity profile, to determine the oil and water saturation of rocks, the type of reservoir, the main parameters of fractured sediments, the degree of anisotropy of the reservoirs, the filtration and reservoir characteristics of the deposits, the hydrodynamic relationship between the reservoirs and wells, the presence of behind-the-casing flows, etc.
Однако известные способы не позволяют с достаточной достоверностью определить заколонные перетоки по пласту и, как следствие, герметичность цементного моста при отсутствии необходимого зумпфа, что не позволяет сделать однозначные выводы о причинах высокой обводненности добываемой продукции скважин.However, the known methods do not allow with sufficient reliability to determine annular crossflows over the reservoir and, as a result, the tightness of the cement bridge in the absence of the necessary sump, which does not allow to make unambiguous conclusions about the reasons for the high water cut of the produced well products.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является определение герметичности цементного моста или наличие заколонного перетока жидкости вниз по пласту при отсутствии зумпфа, позволяющего определить вышесказанное геофизическими исследованиями.The problem to which the invention is directed, is to determine the tightness of the cement bridge or the presence of annular fluid flow down the reservoir in the absence of a sump, which allows to determine the above by geophysical surveys.
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении точности определения причин высокого содержания попутной воды в добываемой продукции по скважинам с отсутствующим зумпфом, не позволяющего определить причины обводнения геофизическими исследованиями.The technical result to which the invention is directed is to increase the accuracy of determining the causes of a high content of associated water in produced products from wells with no sump, which does not allow to determine the causes of flooding by geophysical surveys.
Точность определения текущего заводненного объема пласта определяется точностью определения объемов закачки и отборов попутно добываемой воды на любой стадии разработки нефтяной залежи.The accuracy of determining the current water volume of the reservoir is determined by the accuracy of determining the volumes of injection and withdrawals of produced water at any stage of development of the oil reservoir.
Поставленная задача достигается посредством применения трассерных технологий.The task is achieved through the use of tracer technologies.
Новым в способе является обработка, интерпретация полученных данных и получение выводов, касающихся скважинного и околоскважинного пространства.New in the method is the processing, interpretation of the obtained data and obtaining conclusions regarding the borehole and near-wellbore space.
При обнаружении в добываемой продукции трассеров, закачка которых велась по отключенному пласту, делают вывод о неуспешном отключении данного пласта либо о наличии заколонного перетока, незафиксированного геофизическими исследованиями.If tracers are detected in the produced products that were pumped through the disconnected formation, they conclude that the formation was unsuccessfully disabled or that there was a casing flow that was not recorded by geophysical surveys.
Способ позволяет оценить процесс заводнения нефтяных залежей по данным применения индикаторов и включает в себя:The method allows to evaluate the process of waterflooding of oil deposits according to the use of indicators and includes:
- выбор нагнетательных и наблюдательных добывающих скважин,- selection of injection and observation production wells,
- оценку условий использования веществ, применяемых в качестве индикаторов фильтрационных потоков,- assessment of the conditions for the use of substances used as indicators of filtration flows,
- определение необходимого количества индикаторов, закачку меченой жидкости в пласт,- determination of the required number of indicators, the injection of labeled fluid into the reservoir,
- отбор и анализ проб пластовой воды на содержание индикаторов,- selection and analysis of formation water samples for the content of indicators,
- интерпретацию полученных данных.- interpretation of the data.
Использование способа позволяет решить следующие задачи:Using the method allows to solve the following tasks:
- уточнение геологического строения и типа коллектора исследуемого участка залежи и изучение геометрии потоков закачиваемого реагента (воды) как по площади, так и по разрезу;- clarification of the geological structure and type of reservoir of the studied area of the reservoir and the study of the geometry of the flows of the injected reagent (water) both in area and in section;
- определение направлений и скорости фильтрационных потоков закачиваемой в пласт воды и оценка распределения объемов закачиваемого агента между этими скважинами;- determination of the directions and speed of the filtration flows of water injected into the formation and estimation of the distribution of volumes of the injected agent between these wells;
- определение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;- determination of the hydrodynamic connection between injection and producing wells;
- определение коэффициента влияния отдельных нагнетательных скважин на добывающие скважины;- determination of the coefficient of influence of individual injection wells on production wells;
- качественная и количественная оценка фильтрационных свойств пласта в различных направлениях (динамическая проницаемость);- qualitative and quantitative assessment of the filtration properties of the reservoir in various directions (dynamic permeability);
- оценка объема пласта, охваченного активной фильтрацией воды в пределах исследуемого участка;- assessment of the volume of the reservoir covered by active water filtration within the study area;
- количественная оценка емкости путей фильтрации меченой воды и притоков закачиваемой воды к забоям добывающих скважин;- quantitative assessment of the capacity of the filtration paths of labeled water and inflows of injected water to the faces of production wells;
- оценка эффективности внедрения мероприятий, предложенных на основании анализа проведенных индикаторных исследований;- assessment of the effectiveness of the implementation of measures proposed on the basis of the analysis of the indicator studies;
- оценка изменения фильтрационных свойств коллектора на участках применения методов повышения коэффициента нефтеизвлечения;- assessment of changes in the filtration properties of the reservoir in areas of application of methods for increasing the oil recovery coefficient;
- определение интерференции смежных скважин.- determination of interference of adjacent wells.
Заявляемый способ поясняется чертежами.The inventive method is illustrated by drawings.
На фиг. 1 показан вариант с заколонным перетоком, когда «мертвое пространство» не позволяет геофизическому прибору определить источник обводнения, в данном случае нижняя не перфорированная часть эксплуатируемого пласта.In FIG. Figure 1 shows the casing overflow variant when the “dead space” does not allow the geophysical instrument to determine the source of watering, in this case, the lower, non-perforated part of the reservoir being exploited.
На фиг. 2 показан вариант с негерметичностью цементного моста, когда геофизический прибор не может определить источник обводнения - разрабатываемый пласт или негерметичность цементного моста.In FIG. Figure 2 shows a variant with a leak in a cement bridge, when the geophysical instrument cannot determine the source of watering — the reservoir being developed or a leak in the cement bridge.
Способ с использованием индикаторов (трассеров) основан на закачке меченной стабильным или радиоактивным индикатором воды (или водного раствора реагента) и последующем контроле за ее продвижением, который осуществляется путем периодического отбора проб жидкости с устьев контрольных добывающих скважин. Определение концентраций индикаторов в водной фазе проводится в лабораторных условиях.The method using indicators (tracers) is based on the injection of water (or an aqueous solution of a reagent) labeled with a stable or radioactive indicator and subsequent monitoring of its progress, which is carried out by periodically taking fluid samples from the mouths of the control producing wells. The determination of the concentration of indicators in the aqueous phase is carried out in laboratory conditions.
В качестве индикаторов для приготовления меченых жидкостей могут быть использованы такие стабильные индикаторы, как аммоний роданистый, калий роданистый, уранин, флуоресцеин, эозин, карбамид или другие, имеющие соответствующие свойства, необходимые при исследованиях для контроля за движением закачиваемой воды на нефтяных месторождениях.As indicators for the preparation of labeled liquids, such stable indicators as ammonium thiocyanate, potassium thiocyanate, uranine, fluorescein, eosin, urea, or others having the appropriate properties needed in studies to control the movement of injected water in oil fields can be used.
Данные индикаторы не нарушают геохимического равновесия пластовых флюидов и не ухудшают нефтевытесняющие свойства нагнетаемых вод и реагентов.These indicators do not violate the geochemical balance of reservoir fluids and do not impair the oil-displacing properties of injected water and reagents.
При измерении индикатора необходимо обеспечивать количественные определения его концентрации в водной фазе добываемой жидкости с чувствительностью не ниже 10-4 от его начального удельного содержания.When measuring the indicator, it is necessary to provide quantitative determination of its concentration in the aqueous phase of the produced fluid with a sensitivity of at least 10 -4 of its initial specific content.
Способ может быть применен при любой системе заводнения и при различной обводненности продукции добывающих скважин независимо от числа пластов, вскрытых перфорацией.The method can be applied to any waterflooding system and for various water cuts of production wells, regardless of the number of formations exposed by perforation.
Область применения способа не ограничивается способом эксплуатации и оборудованием скважин, величинами дебитов добываемой жидкости, вязкостью и газовыми факторами. Исследования не накладывают ограничений на режимы работы скважин.The scope of the method is not limited to the method of operation and equipment of the wells, flow rates of the produced fluid, viscosity and gas factors. Studies do not impose restrictions on the modes of operation of wells.
Наличие нескольких индикаторов, имеющих идентичные гидродинамические свойства, позволяет оценить действие нескольких нагнетательных скважин (коэффициент влияния) на одну из окружающих наблюдательных добывающих скважин. При этом одновременно в каждую из этих нагнетательных скважин закачивают разный индикатор. С устья добывающих скважин периодически отбирают пробы добываемой продукции и делают физико-химический анализ попутно добываемой воды на наличие каждого индикатора.The presence of several indicators having identical hydrodynamic properties makes it possible to evaluate the effect of several injection wells (coefficient of influence) on one of the surrounding observation production wells. At the same time, a different indicator is pumped into each of these injection wells simultaneously. Samples of produced products are periodically taken from the mouth of producing wells and a physicochemical analysis of produced water is made for each indicator.
Основным условием при проведении работ является техническая исправность устьевого оборудования, насосно-компрессорных труб (НКТ), эксплуатационной колонны и герметичность заколонного пространства.The main condition for the work is the technical health of the wellhead equipment, tubing, tubing and tightness of annular space.
Перед началом проведения индикаторного метода исследований межскважинного пространства на месторождениях, на которых применяются методы увеличения нефтеотдачи с закачкой в пласты химических соединений, проводят лабораторные исследования по определению их влияния на свойства применяемых индикаторов и определяют их концентрации в минерализованных водах.Before the start of the indicator method of studying the inter-well space in the fields where oil recovery enhancement methods are used with the injection of chemical compounds into the reservoirs, laboratory studies are carried out to determine their effect on the properties of the indicators used and determine their concentrations in mineralized waters.
В качестве индикаторов используются флуоресцентные вещества (флуоресцеин, уранин и эозин) и химические красители и соли: родамины, карбамид.As indicators, fluorescent substances (fluorescein, uranin and eosin) and chemical dyes and salts are used: rhodamines, urea.
До закачки индикаторов проводят подготовительные работы:Prior to downloading the indicators, preparatory work is carried out:
- проводят выбор объекта исследований, конкретного опытного участка, включающего в себя нагнетательные скважины, в которые планируется закачка разных индикаторов, и наблюдательные добывающие скважины, из которых планируется проводить отбор проб для контроля за выходом индикаторов из пласта с добываемой продукцией;- carry out the selection of the object of research, a specific experimental site, which includes injection wells into which it is planned to pump various indicators, and observation production wells from which it is planned to take samples to control the output of indicators from the reservoir with the produced products;
- до начала исследований проводят в нагнетательных скважинах геофизические исследования методами термометрии, расходометрии и гамма-каротажа с закачкой радона для определения герметичности колонны, выявления заколонных перетоков и снятия профиля приемистости вскрытых перфорацией пластов;- before the start of research, geophysical studies are carried out in injection wells using methods of thermometry, flow metering and gamma-ray logging with radon injection to determine the tightness of the column, identify annular flows and remove the injectivity profile of the perforated formations;
- при обнаружении нарушений технического состояния эксплуатационной колонны до начала индикаторных исследований проводят ремонтно-изоляционные работы. После выполняются повторные геофизические исследования методами термометрии, расходометрии и гамма-каротажа с закачкой радона;- if violations of the technical condition of the production casing are detected before the start of indicator research, repair and insulation work is carried out. After that, repeated geophysical studies are performed using the methods of thermometry, flow measurement and gamma-ray logging with the injection of radon;
- при установлении гидродинамической связи между пластами (горизонтами) перед началом исследований в нагнетательной и добывающих скважинах проводят изоляционные работы с целью обеспечения ввода индикатора в один пласт (горизонт), а отбора проб жидкости из другого;- when establishing a hydrodynamic connection between the layers (horizons) before starting studies in the injection and producing wells, insulation work is carried out in order to ensure that the indicator is entered into one layer (horizon) and fluid samples are taken from another;
- в случае обнаружения нарушений технического состояния эксплуатационной колонны или неэффективности ремонтно-изоляционных работ для индикаторных исследований выбирают другой опытный участок.- in case of detection of violations of the technical condition of the production casing or the inefficiency of repair and insulation works for indicator studies, choose another experimental site.
Индикаторные исследования проводят следующим образом.Indicator studies are carried out as follows.
Устьевое оборудование должно быть герметичным, не иметь течи при номинальном давлении закачки.Wellhead equipment must be leakproof, not leak at nominal injection pressure.
- определяют необходимый объем меченой жидкости и количества индикатора.- determine the required volume of labeled fluid and the amount of indicator.
В зависимости от плотности сетки скважин оптимальными являются объемы оторочки меченого раствора от 2 м3 до 15 м3.Depending on the density of the grid of wells, the volumes of the rim of the labeled solution from 2 m 3 to 15 m 3 are optimal.
Малые объемы (от 2 м3) закачивают при выявлении высокопроницаемых путей фильтрации (открытых трещин) в карбонатных коллекторах.Small volumes (from 2 m 3 ) are pumped when revealing highly permeable filtration paths (open cracks) in carbonate reservoirs.
Объемы закачки оторочки индикатора до 15 м3 используют при исследованиях терригенных коллекторов с большим норовым объемом исследуемого объекта (большие толщины пластов и расстояния между скважинами).The injection volumes of indicator rims of up to 15 m 3 are used in studies of terrigenous reservoirs with a large buried volume of the studied object (large thicknesses of layers and distances between wells).
При закачке малых объемов оторочки индикатора в карбонатные коллектора (в зависимости от фильтрационных свойств коллектора) исследования могут продолжаться от нескольких десятков суток до нескольких лет.When small volumes of indicator rims are injected into carbonate reservoirs (depending on the filtration properties of the reservoir), studies can last from several tens of days to several years.
При закачке больших объемов оторочки индикатора в терригенные коллектора (в зависимости от фильтрационных свойств коллектора) исследования могут продолжаться от 100-200 суток до нескольких лет.When large volumes of indicator rims are pumped into terrigenous reservoirs (depending on the filtration properties of the reservoir), studies can last from 100-200 days to several years.
Масса индикатора (МQ, кг), необходимая для мечения оторочки воды объемом W литров, рассчитывается по формулеThe mass of the indicator (M Q , kg), necessary for marking the rim of the water with a volume of W liters, is calculated by the formula
где Смин, - минимальная концентрационная чувствительность измерительного прибора, г/дм3.where C min is the minimum concentration sensitivity of the measuring device, g / dm 3 .
Закачка индикаторной жидкости в нагнетательную скважину.Injection fluid injection into the injection well.
- проверяют работоспособность всех задвижек на устье - на закрытие и открытие,- check the performance of all valves at the mouth - for closing and opening,
- закрывают секущие задвижки на НKT и водоводе. Снимают заглушку с НКТ, устанавливают фланец с быстросъемной резьбой,- close secant gate valves on NKT and water conduit. Remove the plug from the tubing, install a flange with a quick-detachable thread,
- подбивают агрегат линией высокого давления через фланец к НКТ,- knock the unit with a high pressure line through the flange to the tubing,
- набирают 4 м3 воды в емкости агрегата (из водовода, из скважины, из автоцистерны),- they collect 4 m 3 of water in the capacity of the unit (from the water main, from the well, from the tank truck),
- опрессовывают на герметичность линию высокого давления 1,5 кратным от рабочего,- pressurized for tightness high pressure line 1.5 times the working
- открывают задвижку на НКТ,- open the valve on the tubing,
- начинают закачку воды из емкостей агрегата.- start pumping water from the tanks of the unit.
По секундомеру измеряют время закачки определенного объема воды (по делениям в емкости агрегата), по манометру на агрегате фиксируют давление закачки.By the stopwatch, the injection time of a certain volume of water is measured (by the divisions in the capacity of the unit), the injection pressure is recorded by the manometer on the unit.
- определяют приемистость скважины в метрах кубических за минуту при определенном давлении закачки,- determine the injectivity of the well in cubic meters per minute at a certain injection pressure,
- готовят в емкостях агрегата расчетный исходный индикаторный раствор, только при наличии приемистости скважины. Воду берут из водовода, из скважины, из автоцистерны.- prepare the calculated initial indicator solution in the tanks of the unit, only in the presence of injectivity of the well. Water is taken from a water conduit, from a well, from a tank truck.
Наполняют емкости агрегата на 1/3 объема (1,5-2 м3).The capacity of the unit is filled to 1/3 of the volume (1.5-2 m 3 ).
Выливают в емкости агрегата концентрат индикатора, добавляют в емкости агрегата воду до необходимого уровня. Циркуляцией насоса агрегата «на себя» перемешивают в емкостях индикаторный раствор.The indicator concentrate is poured into the unit’s tanks, water is added to the unit’s tanks to the required level. By circulating the pump of the unit “on itself”, the indicator solution is mixed in the tanks.
При порционной закачке больших объемов индикаторного раствора операции повторяют необходимое количество раз.When portioned injection of large volumes of indicator solution, the operation is repeated as many times as necessary.
Отбирают пробу приготовленного индикаторного раствора не менее 1 дм3.A sample of the prepared indicator solution of at least 1 dm 3 is taken.
Закачивают индикаторный раствор в скважину при рабочем давлении. Для промывки емкостей агрегата и продавки индикаторного раствора в пласт используют воду в 2-кратном объеме емкостей.The indicator solution is pumped into the well at operating pressure. To flush the tanks of the unit and push the indicator solution into the reservoir, water is used in a 2-fold volume of tanks.
Отбивают агрегат.They beat off the unit.
Скважину пускают в работу.The well is put into operation.
Интерпретация результатов индикаторных исследований.Interpretation of the results of indicator studies.
Этап интерпретации результатов индикаторных исследований позволяет решить следующие задачи:The stage of interpretation of the results of indicator studies allows us to solve the following problems:
- установление наличия гидродинамической связи между пластами, блоками и горизонтами;- establishing the presence of a hydrodynamic connection between the layers, blocks and horizons;
- установление степени гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;- establishing the degree of hydrodynamic connection between injection and producing wells;
- установление преимущественных направлений фильтрационных потоков нагнетаемой жидкости;- establishing the preferred directions of the filtration flows of the injected fluid;
- определение скоростей фильтрации нагнетаемой жидкости в пласте;- determination of the rate of filtration of the injected fluid in the reservoir;
- определение фильтрационных параметров в межскважинном пространстве исследованного участка;- determination of filtration parameters in the interwell space of the investigated area;
- оценка распределения нагнетаемой в пласт воды между контрольными добывающими скважинами;- assessment of the distribution of water injected into the reservoir between the control producing wells;
- оценка воздействия нагнетательных скважин на обводненность контрольных добывающих скважин;- assessment of the impact of injection wells on the water cut of control production wells;
- выявления послойной неоднородности коллектора в межскважинном пространстве исследованного участка нефтяной залежи;- revealing layer-by-layer heterogeneity of the reservoir in the interwell space of the investigated section of the oil reservoir;
- определение динамического охвата пласта заводнением;- determination of the dynamic coverage of the formation by water flooding;
- оценка технологической эффективности различных геологотехнологических мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пластов.- assessment of the technological effectiveness of various geological and technological measures to intensify oil production and increase oil recovery.
Результаты интерпретации данных индикаторных исследований используют:The results of the interpretation of indicator research data use:
- при создании и уточнении геологических и постоянно действующих гидродинамических моделей объекта разработки;- when creating and refining geological and permanent hydrodynamic models of the development object;
- при составлении технологических документов разработки нефтяной залежи;- in the preparation of technological documents for the development of oil deposits;
- для регулирования режимов работы добывающих и нагнетательных скважин;- to regulate the operating modes of production and injection wells;
- для разработки геолого-технологических мероприятий (ГТМ);- for the development of geological and technological measures (geological and technical measures);
- при выборе объекта адресного применения методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов;- when choosing an object for targeted application of methods and technologies for enhancing oil recovery;
- определение наличия заколонного перетока или негерметичности цементного моста при отсутствии или недостаточной глубины зумпфа/- determination of the presence of annular flow or leakage of the cement bridge in the absence or insufficient depth of the sump /
Порядок проведения индикаторных исследований межскважинного пространства, пробоподготовка и измерение концентраций индикаторов.The procedure for conducting indicator studies of the interwell space, sample preparation and measurement of indicator concentrations.
Перечень необходимых геолого-промысловых данных для обеспечения интерпретации результатов индикаторных исследований включает:The list of necessary geological and field data to ensure the interpretation of the results of indicator studies includes:
- геолого-физическую характеристику объекта индикаторных исследований;- geological and physical characteristics of the indicator research object;
- данные о расположении скважин;- data on the location of wells;
- историю разработки объекта индикаторных исследований;- the history of the development of the indicator research facility;
- мощности пласта по каждой скважине;- reservoir thickness for each well;
- значения пористости по объекту индикаторных исследований;- values of porosity for the object of indicator research;
- значения проницаемости по объекту индикаторных исследований;- permeability values for the object of indicator research;
- значения устьевого и забойного давлений нагнетательных и добывающих скважин;- values of wellhead and bottomhole pressures of injection and production wells;
- таблицы значений относительных фазовых проницаемостей для воды (или вытесняющего агента) и нефти;- tables of values of relative phase permeabilities for water (or a displacing agent) and oil;
- карта текущего состояния разработки объекта индикаторных исследований;- a map of the current state of development of the indicator research facility;
- карта изобар объекта индикаторных исследований.- isobar map of an indicator research object.
При решении всех геолого-промысловых задач (за исключением исследований по определению гидродинамической связи на качественном уровне) регулярно производят определение дебита добывающих скважин и обводненности добываемой продукции.When solving all geological and field tasks (with the exception of studies to determine the hydrodynamic connection at a qualitative level), production rate of production wells and water cut of produced products are regularly determined.
Измерение дебитов проводят синхронно с отбором проб. Для измерения дебитов применяют технические средства, используемые в системе сбора и транспорта для учета объемов добываемой жидкости и ее обводненности. При интерпретации используют информацию по динамике работы скважин.The measurement of flow rates is carried out synchronously with sampling. To measure flow rates, technical means are used that are used in the collection and transport system to account for the volumes of produced fluid and its water cut. The interpretation uses information on the dynamics of the wells.
По текущим данным извлеченной массы индикатора по каждой скважине вычисляют текущий коэффициент влияния нагнетательной скважины на наблюдательную добывающую скважину.Based on the current data of the extracted indicator mass, for each well, the current coefficient of the impact of the injection well on the observation production well is calculated.
Основные принципы интерпретации результатов исследований.The basic principles of the interpretation of research results.
Первичную обработку результатов анализа проб воды на содержание индикатора осуществляют следующим образом:The primary processing of the results of the analysis of water samples for the content of the indicator is as follows:
- по результатам измерений для каждой контрольной добывающей скважины строят кривые зависимости «концентрация индикатора - время»;- according to the measurement results for each control producing well, the dependence curves “indicator concentration - time” are built;
- при проведении индикаторных исследований и анализе проб воды на содержание индикатора получают два независимых значения - время прихода индикатора в добывающую скважину и концентрацию (количество) индикатора, поступившее в данный момент времени;- when conducting indicator studies and analyzing water samples for the indicator content, two independent values are obtained - the time the indicator arrived at the producing well and the concentration (quantity) of the indicator received at a given time;
- вид кривой «концентрация индикатора - время» характеризует фильтрационную неоднородность межскважинного пространства выбранного объекта индикаторных исследований;- the form of the curve “indicator concentration - time” characterizes the filtration heterogeneity of the interwell space of the selected indicator research object;
- по виду кривой для каждой контрольной добывающей скважины на первоначальном этапе определяют число отдельных высокопроницаемых путей фильтрации (ВПФ);- by the type of curve for each control production well, at the initial stage, the number of individual highly permeable filtration paths (HFF) is determined;
- время прихода каждой порции индикатора определяет скорость фильтрации, а скорость фильтрации определяет динамическую проницаемость каждого ВПФ.- the arrival time of each portion of the indicator determines the filtration rate, and the filtration rate determines the dynamic permeability of each HMF.
Комплексное применение гидродинамических, геофизических и индикаторных исследований при планировании ГТМ по интенсификации добычи нефти или повышению нефтеотдачи пластов позволяет обосновать необходимость проведения ГТМ.The integrated use of hydrodynamic, geophysical and indicator studies in the planning of geological and technical measures for the intensification of oil production or enhanced oil recovery allows us to justify the need for geological and technical measures.
Проведение индикаторных исследований до и после проведения ГТМ по интенсификации добычи нефти или повышению нефтеотдачи пластов позволяет оценить эффективность проведенных ГТМ.Carrying out indicator studies before and after the geological and technical measures to intensify oil production or increase oil recovery allows assessing the effectiveness of the geological and technical measures.
Первичная обработка результатов исследований.Initial processing of research results.
Первичная обработка результатов измерений (для каждого из используемых индикаторов) заключается в вычислении массовой доли индикатора, извлеченного из наблюдательной добывающей скважины, построении зависимостей изменения концентрации и массы индикатора во времени или от накопленного объема закачки вытесняющего агента (воды).The primary processing of the measurement results (for each of the indicators used) consists in calculating the mass fraction of the indicator extracted from the observational production well, plotting the dependence of the concentration and mass of the indicator over time or on the accumulated injection volume of the displacing agent (water).
Массовая доля Мi, каждого из индикаторов, поступившая из i-й добывающей скважины на поверхность за j-е сутки, вычисляется по формулеThe mass fraction M i of each of the indicators coming from the i-th producing well to the surface for the j-th day is calculated by the formula
где Ci - концентрация индикатора в потоке добываемой жидкости;where C i is the concentration of the indicator in the flow of produced fluid;
QЖi - дебит скважины по жидкости в день отбора пробы;Q Жi - flow rate of a well by fluid on the day of sampling;
Bi - обводненность добываемой жидкости, долей ед.B i - the water content of the produced fluid, a share of units
Накопленная массовая доля Mi, индикатора, извлеченная из i-й добывающей скважины на поверхность за j суток наблюдений, определяется выражениемThe accumulated mass fraction M i of the indicator extracted from the i-th production well to the surface for j days of observation is determined by the expression
Количественная интерпретация данных индикаторных исследований.Quantitative interpretation of indicator research data.
Гидродинамическая связь между скважинами, пластами (горизонтами) считается установленной, если в продукции контрольных добывающих скважин достоверно зарегистрировано наличие индикатора.The hydrodynamic connection between wells, reservoirs (horizons) is considered established if the presence of an indicator is reliably registered in the production of control producing wells.
Если индикатор не зарегистрирован в течение расчетного времени подхода основного фронта меченой жидкости (оценивается по формуле Дарси), то производят контрольный отбор проб в течение 90-120 суток с периодичностью один раз в 15-20 суток. Если в течение этого времени поступление индикатора не будет зарегистрировано, то гидродинамическая связь между контрольными нагнетательными и добывающими скважинами, пластами (горизонтами) отсутствует.If the indicator is not registered during the estimated time of the approach of the main front of the labeled liquid (estimated by the Darcy formula), then control sampling is performed within 90-120 days with a frequency of once every 15-20 days. If during this time the receipt of the indicator is not recorded, then the hydrodynamic connection between the control injection and producing wells, formations (horizons) is absent.
Скорость движения vi закачиваемого агента (воды) по направлению i-й добывающей скважины определяется из выраженияThe speed v i of the injected agent (water) in the direction of the i-th production well is determined from the expression
где Li - расстояние по прямой между забоями нагнетательной и i-й добывающей скважины (определяется по карте разработки залежи или с использование программных средств при наличии географических координат);where L i is the straight line distance between the faces of the injection and i-th producing wells (determined by the map of the development of the deposit or using software in the presence of geographical coordinates);
tj - время от закачки индикатора в пласт до времени подхода основного фронта меченной индикатором оторочки или порции оторочки каждого ВПФ для i-й добывающей скважины.t j is the time from the injection of the indicator into the formation to the time of the approach of the main front of the rim marked with the indicator or portion of the rim of each WF for the i-th production well.
Распределение потоков закачиваемого агента (воды) между контрольными добывающими скважинами производят в соответствии с коэффициентом Ki, определяемым какThe distribution of the flows of the injected agent (water) between the control producing wells is carried out in accordance with the coefficient K i , defined as
где Mi - массовая доля индикатора, извлеченного из i-й добывающей скважины на поверхность за период исследований;where M i is the mass fraction of the indicator extracted from the i-th producing well to the surface during the research period;
M0 - масса закачанного в пласт индикатора.M 0 is the mass of the indicator pumped into the reservoir.
Доля воды (агента) Qв, поступившей в i-ю добывающую скважину от данной нагнетательной, определяется выражениемThe proportion of water (agent) Q in entering the ith production well from a given injection is determined by the expression
где Qв - суммарная закачка воды в нагнетательную скважину за весь период исследований.where Q in - the total injection of water into the injection well for the entire period of research.
Величина ΔQi характеризует объем закачиваемой воды, уходящей за пределы исследуемого участка, и определяется какThe value ΔQ i characterizes the volume of injected water, leaving the study area, and is defined as
где i изменяется от 1 до m - число добывающих контрольных скважин.where i varies from 1 to m - the number of producing control wells.
Качественную оценку фильтрационных свойств пласта в различных направлениях проводят путем сопоставления количества индикатора, извлеченного с продукцией каждой контрольной добывающей скважины, или коэффициентов Ki.A qualitative assessment of the filtration properties of the formation in various directions is carried out by comparing the amount of indicator extracted with the products of each control production well, or the K i coefficients.
Признаками наличия высокопроницаемых путей фильтрации является ранняя (через несколько суток после закачки) регистрация индикатора в продукции скважин и высокая концентрация индикатора в попутно добываемой воде, разбавление которой составляет порядка 103 г/л и выше от исходного значения.Signs of the presence of highly permeable filtration paths are early (a few days after injection) indicator registration in well production and a high indicator concentration in produced water, the dilution of which is about 10 3 g / l and above the initial value.
По результатам исследований определяют суммарную массовую долю индикатора Mi, поступившую в данную i-ю добывающую скважину с высокими скоростями.According to the research results, the total mass fraction of the indicator M i , received in this i-th production well with high speeds, is determined.
Коэффициент Ki, вычисленный для ВПФ данной добывающей скважины, определяет в долях его производительность.The coefficient K i calculated for the WAP of this production well determines its productivity in fractions.
Общая массовая доля индикатора и, соответственно, закачиваемой воды, переносимых по ВПФ с высокими скоростями, может достигать десятки процентов и оказывать существенное влияние на обводненность продукции.The total mass fraction of the indicator and, consequently, the injected water transported through the HAP with high speeds can reach tens of percent and have a significant effect on the water cut of the product.
Динамическую проницаемость каждого ВПФ для каждой контрольной добывающей скважины ki, м2, определяют по формулеThe dynamic permeability of each VPF for each control production well k i , m 2 , is determined by the formula
где i - номер контрольной добывающей скважины;where i is the number of the control production well;
i=1, 2, …, N - число выделенных ВПФ;i = 1, 2, ..., N is the number of allocated HMF;
p - среднее значение пористости по объекту индикаторных исследований;p is the average value of porosity for the object of indicator studies;
L - расстояние между нагнетательной и подконтрольной добывающей скважиной, м;L is the distance between the injection and controlled production wells, m;
t - время прихода порции индикатора ВПФ к i-ой контрольной добывающей скважине, с;t is the arrival time of a portion of the VPF indicator to the i-th control production well, s;
ΔP - разность давлений на забоях нагнетательной и контрольной добывающей скважин, Па;ΔP is the pressure difference at the faces of the injection and control producing wells, Pa;
fв, fн - относительные фазовые проницаемости воды и нефти соответственно;f in , f n - the relative phase permeabilities of water and oil, respectively;
µв, µн - вязкости воды и нефти соответственно, Па·с.µ in , µ n - viscosity of water and oil, respectively, Pa · s.
Эффективный объем каждого ВПФ для каждой контрольной добывающей скважины Vj,i, м3, определяют по формулеThe effective volume of each HCF for each control production well V j, i , m 3 , is determined by the formula
где i - номер контрольной добывающей скважины;where i is the number of the control production well;
QЖi - дебит жидкости i-й контрольной добывающей скважины, м3/сут;Q Жi - fluid flow rate of the i-th control production well, m 3 / day;
Bi - обводненность i-й контрольной добывающей скважины;B i - water cut of the i-th control production well;
ti - время прихода порции воды с максимальной концентрацией индикатора по ВПФ на j-е сутки;t i is the arrival time of a portion of water with a maximum concentration of the indicator for the VPF on the j-th day;
Mij - относительное значение количества индикатора пришедшего по ВПФ i-й контрольной добывающей скважины на j-е сутки.M ij is the relative value of the amount of indicator arrived at the IAP of the i-th control production well on the j-th day.
Значения проницаемости ВПФ и их производительность для закачиваемой воды учитывают при создании постоянно действующей гидродинамической модели, используемой при проектировании разработки нефтяного месторождения (залежи нефти).HFF permeability values and their productivity for the injected water are taken into account when creating a permanent hydrodynamic model used in designing the development of an oil field (oil reservoir).
Определение скважин, обводняющихся от «постороннего» источника, проводят на основе сравнения относительного выхода индикатора с относительным отбором жидкости из добывающей скважины.The determination of wells watered from an "extraneous" source is carried out based on a comparison of the relative indicator output with the relative liquid withdrawal from the producing well.
Под обводнением от «постороннего» источника понимается поступление в данную добывающую скважину воды за счет заколонных перетоков, нарушения герметичности колонны, от другой смежной нагнетательной скважины, в которую не закачивался индикатор.Watering from an “extraneous” source means the flow of water into a given production well due to annular flows, leakage in the column, from another adjacent injection well into which the indicator did not pump.
Под относительным отбором жидкости QЖi, понимается отношение суммарного объема жидкости, отобранной из i-й добывающей скважины за период исследований, к общему количеству воды, закачанной в пласт за то же время.Relative fluid withdrawal Q Жi is understood as the ratio of the total volume of fluid sampled from the i-th producing well during the research period to the total amount of water pumped into the reservoir at the same time.
Под относительным выходом индикатора MОТi, понимается отношение суммарной массы индикатора, извлеченной из данной скважины за период исследований, к исходной массе индикатора M0, закачанной в пласт.By the relative output of the indicator M OTi , we mean the ratio of the total mass of the indicator extracted from a given well during the research period to the initial mass of the indicator M 0 pumped into the reservoir.
Если по результатам исследований (с учетом погрешности измерений отборов, закачки и определения суммарной массы индикатора) установлено, что QЖi/MОТi>1, то в данную скважину поступает вода от «постороннего» источника.If according to the results of studies (taking into account the measurement error of sampling, injection and determining the total mass of the indicator) it is established that Q Жi / M ОТi > 1, then water from a “foreign” source enters this well.
Количественная опенка норового объема пласта, охваченного активной фильтрацией закачиваемой воды, определяется выражениемThe quantitative evaluation of the burrow volume of the formation covered by active filtration of the injected water is determined by the expression
где QЖi - темп закачки воды в нагнетательную скважину, м3/сут;where Q Жi is the rate of water injection into the injection well, m 3 / day;
t - период исследований, сут.t - research period, days
Точность определения текущего заводненного объема определяется точностью определения объемов закачки и отборов попутно добываемой воды.The accuracy of determining the current waterflood volume is determined by the accuracy of determining the volumes of injection and withdrawal of produced water.
Заявляемый способ применим для любой стадии разработки нефтяной залежи.The inventive method is applicable for any stage of the development of oil deposits.
Claims (22)
- выбирают нагнетательные и наблюдательные добывающие скважины;
- оценивают условия использования веществ, применяемых в качестве индикаторов фильтрационных потоков;
- определяют необходимый объем меченой жидкости и количества индикатора;
- закачивают меченую стабильным или радиоактивным индикатором воду или водный раствор реагента в нагнетательную скважину;
- запускают скважину;
- с устья контрольных добывающих скважин периодически отбирают пробы пластовой воды и делают их физико-химический анализ на содержание индикаторов;
- интерпретируют полученные данные:
при обнаружении в добываемой продукции трассеров делают вывод о наличии обводнения скважины, заколонных перетоков, нарушении герметичности колонны, а путем сравнения относительного выхода индикатора с относительным отбором жидкости из добывающей скважины определяют обводнение скважины за счет постороннего источника: заколонных перетоков, нарушения герметичности колонны, от другой смежной нагнетательной скважины, в которую не закачивался индикатор, причем относительным отбором жидкости QЖi является отношение суммарного объема жидкости, отобранной из i-й добывающей скважины за период исследований, к общему количеству воды, закачанной в пласт за то же время, относительным выходом индикатора МOTi является отношение суммарной массы индикатора, извлеченной из данной скважины за период исследований, к исходной массе индикатора Mo, закачанной в пласт, если QЖi/MOTi>1, то в скважину поступает вода от постороннего источника.1. The method of indicator research of wells and interwell space, containing stages in which:
- choose injection and observation production wells;
- evaluate the conditions of use of substances used as indicators of filtration flows;
- determine the required volume of labeled liquid and the amount of indicator;
- water labeled with a stable or radioactive indicator is pumped into the injection well;
- start the well;
- samples of produced water are periodically taken from the mouth of control producing wells and their physicochemical analysis is made for the content of indicators;
- interpret the received data:
when tracers are detected in the produced products, they conclude that there is watering of the well, annular flows, violation of the tightness of the column, and by comparing the relative output of the indicator with the relative liquid withdrawal from the producing well, the watering of the well is determined by an external source: annular flows, violation of the tightness of the column, from another an adjacent injection well into which the indicator did not pump, and the relative fluid withdrawal Q Жi is the ratio of the total fluid volume the number of water pumped into the reservoir at the same time, the relative output of the indicator M OTi is the ratio of the total mass of the indicator extracted from this well for the period of research to the initial mass of the indicator M o , injected into the reservoir, if Q Жi / M OTi > 1, then water from an extraneous source enters the well.
- по результатам измерений для каждой контрольной добывающей скважины определяют два независимых значения: время прихода индикатора в скважину и концентрацию индикатора, поступившую в данный момент времени;
- строят кривые зависимости «концентрация индикатора - время»;
- по виду графической кривой «концентрация индикатора - время» для каждой контрольной добывающей скважины судят о фильтрационной неоднородности исследуемого межскважинного пространства и определяют число независимых высокопроницаемых путей фильтрации (ВПФ);
- по времени прихода каждой порции индикатора определяют скорость фильтрации, по которой судят о динамической эффективной проницаемости каждого ВПФ.2. The method according to p. 1, characterized in that the primary processing of the results of the analysis of water samples for the content of the indicator as follows:
- according to the measurement results for each control production well, two independent values are determined: the time the indicator arrived in the well and the concentration of the indicator received at a given time;
- build the dependence curves "indicator concentration - time";
- by the type of graphical curve “indicator concentration - time” for each control production well, the filtering heterogeneity of the studied interwell space is judged and the number of independent highly permeable filtration paths (HFF) is determined;
- the time of arrival of each portion of the indicator determines the filtering rate, which is used to judge the dynamic effective permeability of each HMF.
Сiсгл.=1/5(Cj+Cj+1+Cj+2+Cj+3+Cj+4),
где j - текущие сутки наблюдений; j=от 1 до n,
и определяют сглаженное значение массовой доли Mi, индикатора, извлеченной из i-й добывающей скважины на поверхность за n суток наблюдений.4. The method according to p. 2, characterized in that on the graph "indicator concentration - time" by smoothing the values of the change in the concentration and mass of the indicator, the peaks of the indicator concentrations are combined into volumetric filtering paths, and the smoothed value of the indicator concentration C is determined. expression
With isgl. = 1/5 (C j + C j + 1 + C j + 2 + C j + 3 + C j + 4 ),
where j is the current day of observation; j = 1 to n,
and determine the smoothed mass fraction of M i , the indicator extracted from the i-th production well to the surface for n days of observation.
вычисляют массовую долю индикатора, извлеченного из наблюдательной добывающей скважины,
строят зависимости изменения концентрации и массы индикатора во времени или от накопленного объема закачки вытесняющего агента (воды).5. The method according to p. 1, characterized in that the primary processing of the measurement results for each of the indicators used, namely:
calculate the mass fraction of the indicator extracted from the observational production well,
build the dependence of the concentration and mass of the indicator over time or on the cumulative injection volume of the displacing agent (water).
Mij=Ci*QЖi*Bi,
где Ci - концентрация индикатора в потоке добываемой жидкости;
QЖi - дебит скважины по жидкости в день отбора пробы;
Bi - обводненность добываемой жидкости, долей ед.,
а накопленную массовую долю Mi индикатора, извлеченную из i-й добывающей скважины на поверхность за j суток наблюдений, определяют выражением
Mi=∑Mij.6. The method according to p. 5, characterized in that the mass fraction M i of each of the indicators received from the i-th producing well to the surface for the j-th day is determined by the formula
M ij = C i * Q Жi * B i ,
where C i is the concentration of the indicator in the flow of produced fluid;
Q Жi - flow rate of a well by fluid on the day of sampling;
B i - the water content of the produced fluid, a share of units,
and the accumulated mass fraction M i of the indicator extracted from the i-th producing well to the surface for j days of observation is determined by the expression
M i = ∑ M ij .
- определяют скорость движения vi, закачиваемого агента (воды) по направлению i-й добывающей скважины из выражения
vi=Li/tj,
где Li - расстояние по прямой между забоями нагнетательной и i-й добывающей скважины (определяют по карте разработки залежи или с использованием программных средств при наличии географических координат);
tj - время от закачки индикатора в пласт до времени подхода основного фронта меченой индикатором оторочки или порции оторочки каждого ВПФ для i-й добывающей скважины;
- производят распределение потоков закачиваемого агента (воды) между контрольными добывающими скважинами в соответствии с коэффициентом Кi определяемого как
Ki=Mi/Mo,
где Mi - массовая доля индикатора, извлеченного из i-й добывающей скважины на поверхность за период исследований; Mo - масса закачанного в пласт индикатора;
- определяют долю закачиваемого агента (воды) Qв, поступившего в i-ю добывающую скважину от данной нагнетательной, выражением
Qвi=Qв*Кi,
где Qв - суммарная закачка воды в нагнетательную скважину за весь период исследований;
- определяют объем закачиваемой воды ΔQi, уходящей за пределы исследуемого участка,
ΔQ=Qв-∑Qвi,
где i изменяется от 1 до m - число добывающих контрольных скважин;
- проводят качественную оценку фильтрационных свойств пласта в различных направлениях путем сопоставления количества индикатора, извлеченного с продукцией каждой контрольной добывающей скважины, или коэффициентов Кi.11. The method according to p. 1, characterized in that
- determine the speed of movement v i the injected agent (water) in the direction of the i-th production well from the expression
v i = L i / t j ,
where L i - the straight line distance between the faces of the injection and i-th producing wells (determined by the map of the development of deposits or using software in the presence of geographical coordinates);
t j is the time from the injection of the indicator into the formation until the approach of the main front with the indicator-labeled rim or portion of the rim of each VPF for the i-th production well;
- produce the distribution of flows of the injected agent (water) between the control producing wells in accordance with the coefficient K i defined as
K i = M i / M o ,
where M i is the mass fraction of the indicator extracted from the i-th producing well to the surface during the research period; M o is the mass of the indicator pumped into the reservoir;
- determine the proportion of the injected agent (water) Q in , received in the i-th production well from a given injection, by the expression
Q a = Q Bi * K i,
where Q in - the total injection of water into the injection well for the entire period of research;
- determine the volume of injected water ΔQ i going beyond the study area,
ΔQ = Q in -ΣQ Bi,
where i varies from 1 to m is the number of producing control wells;
- conduct a qualitative assessment of the filtration properties of the reservoir in various directions by comparing the amount of indicator extracted with the products of each control production well, or K i coefficients.
где i - номер контрольной добывающей скважины;
i - 1, 2, …, N - число выделенных ВПФ;
р - среднее значение пористости по объекту индикаторных исследований;
L - расстояние между нагнетательной и подконтрольной добывающей скважиной, м;
t - время прихода порции индикатора ВПФ к i-й контрольной добывающей скважине, с;
ΔP - разность давлений на забоях нагнетательной и контрольной добывающей скважин, Па;
fв, fн - относительные фазовые проницаемости воды и нефти соответственно;
µв, µн - вязкости воды и нефти соответственно, Па·с.15. The method according to p. 1, characterized in that they determine the dynamic permeability of each of the VPF for each control production well k i , m 2 :
where i is the number of the control production well;
i - 1, 2, ..., N - the number of allocated HMF;
p is the average value of porosity for the object of indicator research;
L is the distance between the injection and controlled production wells, m;
t is the arrival time of a portion of the VPF indicator to the i-th control production well, s;
ΔP is the pressure difference at the faces of the injection and control producing wells, Pa;
f in , f n - the relative phase permeabilities of water and oil, respectively;
µ in , µ n - viscosity of water and oil, respectively, Pa · s.
WВПФ=QЖi*Bi*ti*Mij,
где i - номер контрольной добывающей скважины;
QЖi - дебит жидкости i-й контрольной добывающей скважины, м3/сут;
Вi - обводненность i-й контрольной добывающей скважины;
ti - время прихода порции воды с максимальной концентрацией индикатора по ВПФ на j-е сутки;
Mij - относительное значение количества индикатора, пришедшего по ВПФ i-й контрольной добывающей скважины на j-е сутки.16. The method according to p. 1, characterized in that they determine the effective volume of each HF for each control production well V j, i , m 3 :
W HFF = Q Жi * B i * t i * M ij ,
where i is the number of the control production well;
Q Жi - fluid flow rate of the i-th control production well, m 3 / day;
In i - water cut of the i-th control production well;
t i is the arrival time of a portion of water with a maximum concentration of the indicator for the VPF on the j-th day;
M ij is the relative value of the quantity of the indicator that arrived at the IAP of the i-th control production well on the j-th day.
W=(Mi/Mo)*QЖi*t,
где QЖi - темп закачки воды в нагнетательную скважину, м3/сут;
t - период исследований, сут.18. The method according to p. 1, characterized in that determine the pore volume of the reservoir, covered by active filtration of the injected water, using the expression
W = (M i / M o ) * Q Жi * t,
where Q Жi is the rate of water injection into the injection well, m 3 / day;
t - research period, days
- уточнения геологического строения и типа коллектора исследуемого участка залежи и изучения геометрии потоков закачиваемого реагента (воды) как по площади, так и по разрезу;
- определения направления и скорости фильтрационных потоков закачиваемой в пласт воды и оценки распределения объемов закачиваемого агента между этими скважинами;
- определения гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами;
- определения коэффициента влияния отдельных нагнетательных скважин на добывающие скважины;
- качественной и количественной оценки фильтрационных свойств пласта в различных направлениях (динамическая проницаемость);
- оценки объема пласта, охваченного активной фильтрацией воды в пределах исследуемого участка;
- количественной оценки емкости путей фильтрации меченой воды и притоков закачиваемой воды к забоям добывающих скважин;
- оценки эффективности внедрения мероприятий, предложенных на основании анализа проведенных индикаторных исследований;
- оценки изменения фильтрационных свойств коллектора на участках применения методов повышения коэффициента нефтеизвлечения;
- определения интерференции смежных скважин.20. The method according to p. 1, characterized in that the results of the analysis are used for:
- refinement of the geological structure and type of reservoir of the studied deposit section and study of the geometry of the flows of the injected reagent (water) both in area and in section;
- determining the direction and speed of the filtration flows of water injected into the formation and assessing the distribution of volumes of the injected agent between these wells;
- determination of the hydrodynamic connection between injection and producing wells;
- determination of the coefficient of influence of individual injection wells on production wells;
- qualitative and quantitative assessment of the filtration properties of the reservoir in various directions (dynamic permeability);
- estimates of the volume of the reservoir covered by active water filtration within the study area;
- quantitative assessment of the capacity of the filtration paths of labeled water and inflows of injected water to the faces of production wells;
- assessing the effectiveness of the implementation of measures proposed on the basis of the analysis of the indicator studies;
- assessment of changes in the filtration properties of the reservoir in the areas of application of methods for increasing the oil recovery coefficient;
- determining the interference of adjacent wells.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014139717/03A RU2577865C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method of indicating investigation of wells and interwell space |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014139717/03A RU2577865C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method of indicating investigation of wells and interwell space |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2577865C1 true RU2577865C1 (en) | 2016-03-20 |
Family
ID=55648044
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014139717/03A RU2577865C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method of indicating investigation of wells and interwell space |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2577865C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2648135C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-03-22 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of oil field development |
| CN110939432A (en) * | 2019-12-06 | 2020-03-31 | 中海石油(中国)有限公司 | Method for predicting water content of oil reservoir in ultrahigh water-cut period |
| RU2743836C1 (en) * | 2020-06-30 | 2021-02-26 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИХ ДВО РАН) | Method for detecting influx of pumped water in oil well |
| CN114482986A (en) * | 2021-09-24 | 2022-05-13 | 中国海洋石油集团有限公司 | Method for monitoring oil saturation of each fractured section of horizontal well by using tracer |
| RU2776786C1 (en) * | 2021-07-21 | 2022-07-26 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз" | Method for increasing the informative value of tracer surveys in petroleum and gas deposits |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4742873A (en) * | 1985-05-06 | 1988-05-10 | Mitchell Energy Corporation | Subterranean flood tracer process |
| SU1573150A1 (en) * | 1988-02-10 | 1990-06-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of determining behind-column circulation |
| RU2164599C2 (en) * | 1999-06-17 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of investigation of liquid-phase dynamic processes in strata with anomalously low pressure |
| RU2167288C2 (en) * | 1999-06-17 | 2001-05-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage |
| RU2256793C1 (en) * | 2004-02-10 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for determining dynamic processes in gaseous environment |
| RU2315863C2 (en) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Method for multipay field survey and development |
| RU2460879C2 (en) * | 2010-09-09 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
-
2014
- 2014-11-17 RU RU2014139717/03A patent/RU2577865C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4742873A (en) * | 1985-05-06 | 1988-05-10 | Mitchell Energy Corporation | Subterranean flood tracer process |
| SU1573150A1 (en) * | 1988-02-10 | 1990-06-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of determining behind-column circulation |
| RU2164599C2 (en) * | 1999-06-17 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of investigation of liquid-phase dynamic processes in strata with anomalously low pressure |
| RU2167288C2 (en) * | 1999-06-17 | 2001-05-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of research of gas medium dynamic processes of underground gas storage |
| RU2256793C1 (en) * | 2004-02-10 | 2005-07-20 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for determining dynamic processes in gaseous environment |
| RU2315863C2 (en) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Method for multipay field survey and development |
| RU2460879C2 (en) * | 2010-09-09 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2648135C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-03-22 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of oil field development |
| CN110939432A (en) * | 2019-12-06 | 2020-03-31 | 中海石油(中国)有限公司 | Method for predicting water content of oil reservoir in ultrahigh water-cut period |
| CN110939432B (en) * | 2019-12-06 | 2022-11-15 | 中海石油(中国)有限公司 | Method for predicting water content of oil reservoir in ultrahigh water-cut period |
| RU2743836C1 (en) * | 2020-06-30 | 2021-02-26 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии Дальневосточного отделения Российской академии наук (ИХ ДВО РАН) | Method for detecting influx of pumped water in oil well |
| RU2776786C1 (en) * | 2021-07-21 | 2022-07-26 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-Юганскнефтегаз" | Method for increasing the informative value of tracer surveys in petroleum and gas deposits |
| CN114482986A (en) * | 2021-09-24 | 2022-05-13 | 中国海洋石油集团有限公司 | Method for monitoring oil saturation of each fractured section of horizontal well by using tracer |
| RU2788204C1 (en) * | 2021-12-16 | 2023-01-17 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Московской области "Университет "Дубна" (Государственный университет "Дубна") | Method for determining the oil recovery coefficient for an inhomogeneous reservoir |
| RU2786663C1 (en) * | 2022-06-08 | 2022-12-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Сахалинская Энергия" (ООО "Сахалинская Энергия") | Method for identifying interlayer flows in the development of oil and gas condensate or oil fields |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9243494B2 (en) | Apparatus and method for fluid property measurements | |
| US8141632B2 (en) | Method for hydraulic fracture dimensions determination | |
| CN103225500B (en) | Novel water flooding layer logging evaluation method applying three parameters self-consistent iterative algorithm | |
| US7849736B2 (en) | Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same | |
| RU2555984C2 (en) | Measurement of gas losses in surface circulation system of drilling rig | |
| US7281435B2 (en) | Measurement of non-aqueous phase liquid flow in porous media by tracer dilution | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| CN104594889B (en) | A kind of Accurate Determining oil well remaining oil preserves the devices and methods therefor of position | |
| RU164347U1 (en) | DEVICE WITH INDICATOR IN AN AMPOULE FOR TRACER RESEARCH OF HORIZONTAL WELL WITH SEPARATED INTERVAL PACKERS AND INTERMEDIATE HYDRAULIC BREAKING | |
| RU2386027C1 (en) | Definition method of current condensate saturation in hole-bottom region in gas-condensate reservoir bed | |
| US20110276270A1 (en) | Method to determine current gas saturation in a near-wellbore zone in a volatile oil formation | |
| CN105931125A (en) | Method for predicting yield of compact oil staged multi-cluster volume fracturing horizontal well | |
| RU2619613C2 (en) | Systems and methods to optimize and analyse underground wells and fluids by inert gases | |
| CN109538199A (en) | A kind of coal measure strata air content evaluation method, device and electronic equipment | |
| RU2611131C1 (en) | Method for detection of watering wells and water inflow intervals in gas wells | |
| RU2752802C1 (en) | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby | |
| US11939865B2 (en) | Method for the identification of operational problems in wells that produce by gas-lift | |
| Shurunov et al. | Application of the HW with MSHF investigations to manage the development of low-permeability reservoirs | |
| RU2768341C1 (en) | Well production rate prediction method taking into account anisotropy of permeability of carbonate rocks | |
| RU2566160C1 (en) | Water loss control method for circulating fluid | |
| US20230349286A1 (en) | Geologic formation characterization | |
| RU2780903C1 (en) | Method for geochemical monitoring of wells for analysis and management of field development | |
| Arseniy | APPLICATION OF TRACER TECHNOLOGY ON THE PRIRAZLOMNOYE OIL FIELD FOR IMPROVING THE FIELD PRODUCTION. | |
| Roy et al. | THE OPTIMAL METHOD FOR ASSESSING GAS RESERVES BASED ON THE CALCULATION OF GAS HYDRODYNAMIC PARAMETERS.. | |
| WO2015163781A1 (en) | Method for monitoring the parameters of an active oil and gas well |