RU2734358C1 - Method of determining current water saturation of a productive formation - Google Patents
Method of determining current water saturation of a productive formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2734358C1 RU2734358C1 RU2020114208A RU2020114208A RU2734358C1 RU 2734358 C1 RU2734358 C1 RU 2734358C1 RU 2020114208 A RU2020114208 A RU 2020114208A RU 2020114208 A RU2020114208 A RU 2020114208A RU 2734358 C1 RU2734358 C1 RU 2734358C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- indicator
- injection
- time
- formation
- water saturation
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 76
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 54
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 54
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 32
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- YQGOJNYOYNNSMM-UHFFFAOYSA-N eosin Chemical compound [Na+].OC(=O)C1=CC=CC=C1C1=C2C=C(Br)C(=O)C(Br)=C2OC2=C(Br)C(O)=C(Br)C=C21 YQGOJNYOYNNSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical compound O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000010287 polarization Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено о для определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта в процессе разработки нефтяных залежей.The invention relates to the oil industry and is intended to determine the current water saturation of a productive formation in the process of developing oil deposits.
Известен способ определения коэффициента водонасыщенности 
Недостатком способа является его применимость только для пластов – песчаников и необходимость определять коэффициенты в уравнении Арчи – Дахнова для каждого месторождения.The disadvantage of this method is its applicability only for strata - sandstone and the need to determine the coefficients in the Archie - Dakhnov equation for each field.
Известен способ определения флюидонасыщенности (водонасыщенности и нефтенасыщенности) пласта (Авторское свидетельство СССР № 1404640, Б.И. №23, 1988г.), заключающийся в том, что закачивают рабочий агент (например, воду) в нагнетательную скважину исследуемого пласта и наблюдают за изменением давления в реагирующей скважине. Агент закачивают до момента повышения давления в реагирующей скважине на заданную величину, принимаемую, как правило, равной минимальному повышению давления, которое фиксируют в реагирующей скважине. Для данной величины предварительно строят зависимость суммарного объема закачки агента от начальной определяемой флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой информации о пласте с помощью математического моделирования на ЭВМ. Затем по фактическому объему закачки и построенной зависимости определяют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта. There is a known method for determining the fluid saturation (water saturation and oil saturation) of the formation (USSR author's certificate No. 1404640, BI No. 23, 1988), which consists in pumping a working agent (for example, water) into the injection well of the studied formation and observing the change pressure in the reacting well. The agent is injected until the pressure increase in the reacting well by a predetermined value, taken, as a rule, equal to the minimum pressure increase, which is recorded in the reacting well. For a given value, the dependence of the total injection volume of the agent on the initial determined fluid saturation of the formation is preliminarily constructed on the basis of geological and production information about the formation using mathematical modeling on a computer. Then, according to the actual injection volume and the constructed dependence, the corresponding value of the formation fluid saturation is determined.
Недостатком данного способа является лимитирование верхнего и нижнего пределов величины, на которую повышается давление в реагирующей скважине. Верхнее находится в интервале от долей атмосферы до 1,0 МПа и заранее задается в расчетах. Нижнее значение этого интервала лимитируется порогом чувствительности прибора и необходимостью учета и исключения фоновых помех от работ других скважин. Повышать давление более 1,0 МПа также не рекомендуется в связи с необходимостью закачки в этом случае в пласт слишком больших объемов рабочего агента. Способ дает не дискретную, а интегральную характеристику флюидонасыщенности пласта. Способ также требует предварительного определения таких параметров как пористость, проницаемость, давление насыщения, вязкость нефти, вязкость воды, вязкость газа, объемный коэффициент нефти, объемный коэффициент воды, растворимость газа в нефти, удельный вес нефти, удельный вес воды, удельный вес газа, расстояние между нагнетательной и реагирующей скважинами, остаточные значения насыщенностей в функциях фазовых проницаемостей. Определение всех этих параметров производится с определенными погрешностями, при вычислении итогового результата погрешность будет накапливаться. The disadvantage of this method is the limitation of the upper and lower limits of the value by which the pressure in the reacting well rises. The upper one is in the range from atmospheric fractions to 1.0 MPa and is preset in the calculations. The lower value of this interval is limited by the sensitivity threshold of the device and the need to take into account and exclude background noise from other wells. It is also not recommended to increase the pressure above 1.0 MPa due to the need to inject too large volumes of the working agent into the formation in this case. The method gives not a discrete, but an integral characteristic of the formation fluid saturation. The method also requires preliminary determination of such parameters as porosity, permeability, saturation pressure, oil viscosity, water viscosity, gas viscosity, oil volumetric ratio, water volumetric ratio, gas solubility in oil, oil specific gravity, water specific gravity, gas specific gravity, distance between the injection and reaction wells, the residual saturation values in the functions of phase permeabilities. Determination of all these parameters is made with certain errors, while calculating the final result, the error will accumulate.
Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения величины текущей водонасыщенности пласта, охваченного заводнением от одной нагнетательной скважины, от нескольких нагнетательных скважин в целом и по каждой добывающей скважине участка.The technical result achieved by the implementation of the invention is to provide the ability to determine the value of the current water saturation of the formation covered by waterflooding from one injection well, from several injection wells in general and for each production well of the area.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта определяют проницаемость пласта и с учетом проницаемости создают цифровую фильтрационную модель пласта, по которой рассчитывают изменение во времени текущей водонасыщенности пласта в процессе эксплуатации. Осуществляют непрерывную закачку воды по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. По меньшей мере один раз в момент времени, выбираемый из временного интервала, в пределах которого значение рассчитанной посредством цифровой модели текущей водонасыщенности составляет от 0,45 до 0,7 относительных единиц, начинают закачку воды, меченной индикатором, по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. При каждой повторной закачке воды, меченной индикатором, в каждой нагнетательной скважине используют индикатор, отличный от использованного при предыдущей закачке в данной скважине. Для каждой нагнетательной скважины используют индикаторы, отличные от индикаторов, используемых для других нагнетательных скважин. С устья добывающих скважин отбирают пробы пластовой жидкости и определяют концентрации всех закачанных индикаторов и время поступления максимальной концентрации каждого из индикаторов из каждой добывающей скважины. Рассчитывают нормированное значение времени поступления максимальной концентрации каждого индикатора путем умножения времени, прошедшего от момента закачки меченой индикатором воды до времени поступления максимальной концентрации индикатора, на значение проницаемости пласта. Строят график зависимости текущей водонасыщенности пласта от нормированного времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины и по построенному графику определяют значение текущей водонасыщенности. The specified technical result is achieved by the fact that, in accordance with the proposed method for determining the current water saturation of the reservoir, the permeability of the reservoir is determined and, taking into account the permeability, a digital filtration model of the reservoir is created, according to which the change in time of the current water saturation of the reservoir during operation is calculated. Water is continuously injected into at least one injection well. At least once at a point in time selected from the time interval within which the value of the current water saturation calculated by the digital model is from 0.45 to 0.7 relative units, the injection of water marked with an indicator is started into at least one injection well ... At each re-injection of water labeled with an indicator, an indicator is used in each injection well that is different from that used during the previous injection in this well. Indicators used for each injection well are different from those used for other injection wells. Samples of formation fluid are taken from the wellheads and the concentrations of all injected indicators and the time of arrival of the maximum concentration of each indicator from each production well are determined. Calculate the normalized value of the time of receipt of the maximum concentration of each indicator by multiplying the time elapsed from the moment of injection of the water labeled with the indicator to the time of receipt of the maximum concentration of the indicator by the value of the formation permeability. A graph of the dependence of the current water saturation of the formation on the normalized time of receipt of the maximum concentration of the indicator from the production well is plotted, and the value of the current water saturation is determined according to the constructed schedule.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведены зависимости времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины от текущей водонасыщенности для четырех пластов с разными значениями проницаемости, на фиг.2 показана зависимость текущей водонасыщенности от времени поступления максимальной концентрации индикатора, нормированного на проницаемость пласта для четырех значений проницаемости.The invention is illustrated by drawings, where figure 1 shows the dependence of the time of receipt of the maximum concentration of the indicator from the production well on the current water saturation for four formations with different values of permeability, figure 2 shows the dependence of the current water saturation on the time of receipt of the maximum concentration of the indicator, normalized to the permeability of the formation for four permeability values.
Способ основан на закачке меченной индикаторами вытесняющей воды в нагнетательные скважины и последующем контроле за продвижением индикаторов, который осуществляют путем отбора проб жидкости с устьев добывающих скважин. Способ осуществляется следующим образом.The method is based on the injection of displacing water labeled with indicators into injection wells and subsequent monitoring of the progress of indicators, which is carried out by taking fluid samples from the wellheads of the production wells. The method is carried out as follows.
По известным результатам анализа керна определяют проницаемость пласта. С учетом проницаемости создают цифровую фильтрационную модель пласта, по которой рассчитывают изменение во времени текущей водонасыщенности пласта в процессе эксплуатации.The known results of the core analysis determine the formation permeability. Taking into account the permeability, a digital filtration model of the formation is created, according to which the change in time of the current water saturation of the formation during operation is calculated.
Осуществляют непрерывную закачку воды по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. По меньшей мере один раз в момент времени, выбираемый из временного интервала, в пределах которого значение рассчитанной посредством цифровой модели текущей водонасыщенности составляет от 0,45 до 0,7 относительных единиц, начинают закачку меченной индикатором воды по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вытесняющей жидкости, причем при каждой повторной закачке воды, меченной индикатором, в каждой нагнетательной скважине используют индикатор, отличный от использованного при предыдущей закачке, и для каждой нагнетательной скважины используют индикаторы, отличные от индикаторов, используемых для других нагнетательных скважин. Это позволяет проводить оперативный мониторинг значения текущей водонасыщенности в области воздействия данной нагнетательной скважины. Закачивая в разные нагнетательные скважины разные индикаторы можно организовать мониторинг текущей водонасыщенности по месторождению в целом и оценить вклад каждой нагнетательной скважины в текущую водонасыщенность.Water is continuously injected into at least one injection well. At least once at a time point selected from the time interval within which the value of the current water saturation calculated by the digital model is from 0.45 to 0.7 relative units, the injection of the water marked with the indicator into at least one injection well of the displacing fluid is started wherein, for each re-injection of water labeled with an indicator, an indicator is used in each injection well that is different from that used in the previous injection, and for each injection well, indicators that are different from those used for other injection wells are used. This allows real-time monitoring of the current water saturation value in the area of influence of this injection well. By pumping different indicators into different injection wells, it is possible to monitor the current water saturation for the field as a whole and assess the contribution of each injection well to the current water saturation.
Постоянная закачка может быть осуществлена путем установки на устье каждой нагнетательной скважины проточной кассеты, из которой постоянно вымывается индикатор (см., например, патент RU 2482272, в котором устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки. Корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды).Continuous pumping can be carried out by installing a flow cassette at the wellhead of each injection well, from which the indicator is constantly washed out (see, for example, patent RU 2482272, in which it is installed on the running equipment and then lowered into the well at a predetermined distance from the wellhead, according to at least one container containing a tracer-mark, followed by monitoring the borehole fluid or gas for the content of a tracer-mark. The container body is made of a material capable of dissolving under the action of water and resistant to the action of a hydrocarbon medium).
Однократную порцию индикатора, которую закачивают в пласт, можно рассматривать как дельта-функцию, т.е. «пик». По мере распространения индикатора по пласту «пик» за счет диффузии размывается и начинает представлять из себя логнормальное распределение. Поэтому, чтобы определить время поступления порции индикатора по пласту, необходимо определить время поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины.A single portion of the indicator, which is injected into the formation, can be considered as a delta function, i.e. "peak". As the indicator spreads over the reservoir, the “peak” is blurred due to diffusion and begins to represent a lognormal distribution. Therefore, in order to determine the time of arrival of a portion of the indicator through the formation, it is necessary to determine the time of arrival of the maximum concentration of the indicator from the production well.
Значения расчетной текущей водонасыщенности требуются для выбора времени осуществления способа. Способ работает при значениях текущей водонасыщенности от 0,45 до 0,7 отн. единиц. Экспериментально, путем моделирования, установлено, что только в этом диапазоне существует однозначное соответствие между временем поступления из добывающей скважины максимальной концентрации индикатора и текущей водонасыщеностью.The values of the calculated current water saturation are required to select the timing of the implementation of the method. The method works at values of the current water saturation from 0.45 to 0.7 rel. units. Experimentally, by means of modeling, it was found that only in this range there is a one-to-one correspondence between the time of receipt of the maximum concentration of the indicator from the production well and the current water saturation.
В процессе исследований осуществляют отбор проб пластовой жидкости с устья добывающих скважин и определяют в пробах концентрации всех закачанных индикаторов путем физико-химического анализа отобранных проб на содержание индикаторов и время поступления максимальной концентрации каждого из индикаторов из каждой добывающей скважины. In the process of research, samples of formation fluid are taken from the wellhead of production wells and the concentrations of all injected indicators are determined in the samples by physicochemical analysis of the selected samples for the content of indicators and the time of receipt of the maximum concentration of each of the indicators from each production well.
Рассчитывают нормированное значение времени поступления максимальной концентрации индикатора путем умножения времени, прошедшего от момента закачки воды, меченной индикатором, до времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины, на значение проницаемости пласта. Время поступления максимальной концентрации индикатора зависит от проницаемости пласта, по которому происходит фильтрация, а путь S, проходимый фильтрующейся водой по пропласткам с разной проницаемостью на участке месторождения, примерно одинаков. При этом S=V * T , где Т – время от момента закачки воды, меченой индикатором, до времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины. Скорость фильтрации воды V пропорциональна проницаемости пласта. Поэтому, умножая время движения индикатора от момента закачки воды, меченной индикатором, до времени поступления максимальной концентрации из добывающей скважины на значение проницаемости, исключают влияние проницаемости на величину времени движения индикатора. Чем выше «промытость» пласта, т.е. выше текущая водонасыщенность, тем больший путь должен проходить индикатор, т.к. индикатор фильтруется по всему заводненному объему. Также экспериментально путем моделирования показано, что в диапазоне водонасыщенности 0,45 – 0,7 отн. ед. для всех значений проницаемости пласта текущая водонасыщенность однозначно связана с нормированным значением времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины. Это позволяет определять текущую водонасыщенность по экспериментальным данным поступления индикатора.Calculate the normalized value of the time of receipt of the maximum concentration of the indicator by multiplying the time elapsed from the moment of injection of water marked with the indicator to the time of receipt of the maximum concentration of the indicator from the production well by the value of the formation permeability. The time of arrival of the maximum concentration of the indicator depends on the permeability of the formation through which the filtration takes place, and the path S traversed by the filtered water through interlayers with different permeabilities in the field is approximately the same. In this case, S = V * T, where T is the time from the moment of water injection, marked with an indicator, to the time of receipt of the maximum concentration of the indicator from the production well. The water filtration rate V is proportional to the formation permeability. Therefore, multiplying the movement time of the indicator from the moment of injection of water, labeled with the indicator, to the time of arrival of the maximum concentration from the production well by the permeability value, exclude the influence of permeability on the value of the indicator movement. The higher the "washing" of the formation, i.e. the higher the current water saturation, the longer the path must be covered by the indicator, because the indicator is filtered over the entire flooded volume. It was also shown experimentally by modeling that in the range of water saturation 0.45 - 0.7 rel. units for all values of the formation permeability, the current water saturation is uniquely related to the normalized value of the time of receipt of the maximum concentration of the indicator from the production well. This allows you to determine the current water saturation according to the experimental data of the indicator input.
По полученным данным строят зависимость «текущая водонасыщенность - нормированное значение времени поступления максимальной концентрации индикаторов» и определяют значение текущей водонасыщенности.Based on the data obtained, the relationship "current water saturation - normalized value of the time of arrival of the maximum concentration of indicators" is constructed and the value of the current water saturation is determined.
Способ был опробован путем моделирования разработки нефтяной залежи. Было проведено моделирование закачки воды, меченной поочередно четырьмя индикаторами, на участке с одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Было проведено четыре варианта моделирования для четырех однородных пластов с проницаемостями 500мД, 1000мД, 1500мД, 2000мД. В каждом варианте индикаторы закачивались при разных значениях заранее рассчитанной текущей водонасыщенности (от 0,45 до 0,7 отн. единиц). При моделировании в каждом из четырех вариантов моделирования использовались четыре индикатора: уранин, эозин, карбамид, азотная селитра. Данные индикаторы не нарушают геохимического равновесия пластовых флюидов и не ухудшают нефтевытесняющие свойства нагнетаемой воды. Последовательная закачка четырех индикаторов для каждого пласта с определенной проницаемостью позволила установить вид зависимости времени поступления максимальной концентрации индикаторов от значения текущей водонасыщенности для каждого значения проницаемости пласта (кривые 1-4 на фиг.1). Каждая кривая построена по четырем точкам значений времени поступления максимальной концентрации индикаторов (один индикатор – одна точка). Эти зависимости в диапазоне значений текущей водогасыщенности от 0,45 до 0,7 отн. единиц оказались похожими. Это позволило объединить их в единую зависимость, чтобы по значению времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающнй скважины устанавливать значение текущей водонасыщенности. The method was tested by simulating the development of an oil reservoir. A simulation of water injection was carried out, labeled alternately with four indicators, in an area with one injection and one production well. Four modeling options were carried out for four homogeneous reservoirs with permeabilities of 500mD, 1000mD, 1500mD, 2000mD. In each variant, the indicators were injected at different values of the previously calculated current water saturation (from 0.45 to 0.7 rel. Units). When simulating in each of the four modeling options, four indicators were used: uranine, eosin, carbamide, and nitrate. These indicators do not violate the geochemical equilibrium of formation fluids and do not worsen the oil-displacing properties of the injected water. Sequential injection of four indicators for each formation with a certain permeability made it possible to establish the form of the dependence of the time of arrival of the maximum concentration of indicators on the value of the current water saturation for each value of the formation permeability (curves 1-4 in Fig. 1). Each curve is plotted using four points of the time of arrival of the maximum concentration of indicators (one indicator - one point). These dependences in the range of values of the current water saturation from 0.45 to 0.7 rel. units turned out to be similar. This made it possible to combine them into a single dependence in order to determine the value of the current water saturation by the time value of the maximum concentration of the indicator from the production well.
Исследования проводили с помощью программного обеспечения для моделирования Eclipse.Research was carried out using Eclipse modeling software.
По результатам моделирования получены зависимости времени поступления максимальной концентрации каждого индикатора (Тmax) от текущей водонасыщенности для пластов с разными значениями проницаемости, показанные на Фиг.1, где кривая 1 (толстая сплошная линия) – зависимость Тmax для проницаемости пласта равной 500мД, кривая 2 (штриховая линия) - для проницаемости 1000мД, кривая 3 (штрихпунктирная линия) - для проницаемости 1500мД, кривая 4 (пунктирная линия) – для проницаемости 2000мД. По оси y – Тmax , время поступления из добывающей скважины максимальной концентрации индикатора, сутки, по оси х - значения водонасыщенности (S), относительные единицы.Based on the simulation results, the dependences of the time of arrival of the maximum concentration of each indicator (T max ) on the current water saturation were obtained for formations with different permeability values, shown in Fig. 1, where curve 1 (thick solid line) is the dependence of T max for the formation permeability equal to 500 mD, curve 2 (dashed line) - for permeability 1000mD, curve 3 (dash-dotted line) - for permeability 1500mD, curve 4 (dashed line) - for permeability 2000mD. On the y-axis - T max , the time of the maximum concentration of the indicator from the production well, days, on the x-axis - the values of water saturation (S), relative units.
Экспериментальные точки кривой 1 хорошо описываются уравнением 
Значения времени поступления максимальной концентрации, полученные моделированием и приведенные на Фиг.1, умножают на значения проницаемости – каждую точку на кривых 1 – 4 умножают на значение проницаемости, которое берется по данным цифровой модели. В результате этого все точки, которые лежали на разных кривых, ложатся на одну кривую, которая описывается функцией 
Таким образом, по предложенному способу определяют значение текущей водонасыщенности по времени поступления из добывающей скважины максимальной концентрации индикатора.Thus, according to the proposed method, the value of the current water saturation is determined by the time of receipt of the maximum concentration of the indicator from the production well.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020114208A RU2734358C1 (en) | 2020-04-20 | 2020-04-20 | Method of determining current water saturation of a productive formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020114208A RU2734358C1 (en) | 2020-04-20 | 2020-04-20 | Method of determining current water saturation of a productive formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2734358C1 true RU2734358C1 (en) | 2020-10-15 |
Family
ID=72940229
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020114208A RU2734358C1 (en) | 2020-04-20 | 2020-04-20 | Method of determining current water saturation of a productive formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2734358C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114046145A (en) * | 2021-11-26 | 2022-02-15 | 中国石油大学(北京) | Reservoir fluid identification and saturation determination method and device |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1404640A1 (en) * | 1986-02-14 | 1988-06-23 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of determining fluid saturation of formation |
| GB2242213B (en) * | 1989-06-29 | 1993-02-17 | Chevron Res & Tech | Analyzing a hydrocarbon reservoir by determining the response of that reservoir to tidal forces |
| RU2165017C2 (en) * | 1999-06-24 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция" | Method of determining relative phase permeability of water-oil formation |
| US6408249B1 (en) * | 1999-09-28 | 2002-06-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining a property of a hydrocarbon-bearing formation |
| RU2603145C1 (en) * | 2015-07-09 | 2016-11-20 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Method for detection of wells watered with behind-casing flows of water |
-
2020
- 2020-04-20 RU RU2020114208A patent/RU2734358C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1404640A1 (en) * | 1986-02-14 | 1988-06-23 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of determining fluid saturation of formation |
| GB2242213B (en) * | 1989-06-29 | 1993-02-17 | Chevron Res & Tech | Analyzing a hydrocarbon reservoir by determining the response of that reservoir to tidal forces |
| RU2165017C2 (en) * | 1999-06-24 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция" | Method of determining relative phase permeability of water-oil formation |
| US6408249B1 (en) * | 1999-09-28 | 2002-06-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for determining a property of a hydrocarbon-bearing formation |
| RU2603145C1 (en) * | 2015-07-09 | 2016-11-20 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Method for detection of wells watered with behind-casing flows of water |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114046145A (en) * | 2021-11-26 | 2022-02-15 | 中国石油大学(北京) | Reservoir fluid identification and saturation determination method and device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2274747C2 (en) | Optimization method for oil production from multilayer compound beds with the use of dynamics of oil recovery from compound beds and geophysical production well investigation data | |
| US20230408313A1 (en) | Conductivity probe fluid property measurement systems and related methods | |
| US4273187A (en) | Petroleum recovery chemical retention prediction technique | |
| RU2362875C2 (en) | Method of evaluating pressure in underground reservoirs | |
| CN104500055B (en) | A kind of extra-low permeability oil reservoirs Water Flooding Layer water saturation computational methods | |
| EA015598B1 (en) | Testing process for zero emission hydrocarbon wells | |
| US2700734A (en) | Subsurface exploration | |
| EP2341372A1 (en) | Method for measuring rock wettability | |
| WO2010134843A1 (en) | Method for monitoring the oil-field development | |
| WO2012065258A1 (en) | Process for determining mobile water saturation in a reservoir formation | |
| RU2734358C1 (en) | Method of determining current water saturation of a productive formation | |
| CN114088880A (en) | Quantitative evaluation method for testing plugging property of drilling fluid | |
| Murphy et al. | The use of special coring and logging procedures for defining reservoir residual oil saturations | |
| US11021948B2 (en) | Method for the hydrodynamic characterization of multi-reservoir wells | |
| US11434758B2 (en) | Method of assessing an oil recovery process | |
| US11136863B2 (en) | Process for the exploitation of a deposit of hydrocarbons by injection of a polymer | |
| RU2655310C1 (en) | Method for determining efficiency of hydraulic well formation fracturing | |
| US4508169A (en) | Method for determining connate water saturation and salinity in reservoirs | |
| US3757575A (en) | Well-logging method | |
| Batycky et al. | Trapped gas saturations in Leduc-age reservoirs | |
| US10801321B2 (en) | Method for monitoring salinity within an underground formation | |
| Kidwell et al. | A recipe for residual oil saturation determination | |
| CN112647930A (en) | Horizontal well oil reservoir engineering water exploration method | |
| Al-Rushaid et al. | Downhole Estimation of Relative Permeability With Integration of Formation-Tester Measurements and Advanced Well Logs | |
| RU2788204C1 (en) | Method for determining the oil recovery coefficient for an inhomogeneous reservoir |