RU2743114C1 - Способ обнаружения нефтяных и газовых залежей - Google Patents
Способ обнаружения нефтяных и газовых залежей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743114C1 RU2743114C1 RU2020128225A RU2020128225A RU2743114C1 RU 2743114 C1 RU2743114 C1 RU 2743114C1 RU 2020128225 A RU2020128225 A RU 2020128225A RU 2020128225 A RU2020128225 A RU 2020128225A RU 2743114 C1 RU2743114 C1 RU 2743114C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- geothermal
- thermogram
- temperature
- curve
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 24
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000013139 quantization Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 6
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 4
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000009432 framing Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000004861 thermometry 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V9/00—Prospecting or detecting by methods not provided for in groups G01V1/00 - G01V8/00
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске, разведке и разработке полезных ископаемых (газ, нефть) для определения местоположения продуктивных пластов в породах, вскрытых скважиной. Способ включает измерение температуры по стволу скважины, регистрацию термограммы и математическую обработку результатов измерений. При этом термограмму регистрируют, проводя замеры температур при различных скоростях записи. Затем аппроксимируют полученную геотермическую кривую полиномом первой степени. По данным геотермии рассчитывают уравнение регрессии и строят регрессионную прямую. Участок разреза с выпуклым характером геотермической кривой по отношению к рассчитанной линии регрессии идентифицируют как зону с экзотермическим характером, соответствующую области генерации углеводородов и формирования залежи. Затем в пределах глубин зон генерации и формирования залежи проводят замеры температур с более дробным шагом квантования и при фиксации аномального понижения температуры идентифицируют границу понижения температуры как контакт залежи углеводородов с пластовой водой. Технический результат - выявление зон генерации углеводородов, приводящих к формированию углеводородной залежи, и выделение в залежи границы «углеводороды – пластовая вода». 1 пр., 6 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поиске, разведке и разработке полезных ископаемых (газ, нефть) для определения местоположения продуктивных пластов в породах, вскрытых скважиной.
Предшествующий уровень техники
Известен способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей, включающий вскрытие залежи бурением с последующим отбором флюида из скважины, измерение по её стволу в процессе отбора флюида на разных режимах работы скважины температуры, давления и расхода и определение геотермического градиента, величин калориметрических эффектов смешения поинтервальных притоков с восходящим по стволу скважины потоком и фактического значения коэффициента Джоуля-Томсона, в котором по значениям геотермического градиента, коэффициента Джоуля-Томсона, поинтервальных расходов и соответствующих последним величин калориметрических эффектов смешения определяют эталонную термограмму для условий горизонтального течения флюида, сравнивают её с фактической термограммой и по аномалиям фактических скачков температуры в местах притока от эталонных фиксируют наличие трещинных разломов, пересекающих ствол скважины. Затем по знакам аномалий определяют направление фильтрации по трещинам разломов из области питания к стволу скважины, а по величине аномалий определяют глубины расположения областей питания и геометрическую форму трещин разломов (патент на изобретение РФ № 2143064, МПК E21B 47/00, опубл. 20.12.1999 г.).
Недостаток известного способа заключается в необходимости создания искусственного теплового поля движением жидкости в скважине. Способ применим для исследования только ограниченного круга объектов, а именно перфорированных скважин, и непригоден для неперфорированных скважин, например, поисковых. Кроме того, осуществление способа требует применения комплекса методов исследования, включающих измерение температуры, давления и расхода, что связано с эксплуатацией технически сложного оборудования.
Известен также способ обнаружения техногенных скоплений флюидов в геологических объектах, вскрытых скважинами, путём регистрации начального геотермического распределения температуры в наблюдательных и длительно простаивающих скважинах, снятии термограмм в эксплуатационных скважинах на рабочем режиме (закачка или отбор флюида) и, после их остановки, построения кривых в виде распределения температуры с глубиной по данным термометрических исследований и выявления аномалий температуры в интервале предполагаемых вертикальных перетоков, в котором в остановленной скважине снимают не менее двух термограмм с одновременной регистрацией во времени. При этом температуру измеряют в местах предполагаемых утечек и скоплений и в реперном слое, состоящем из плотных непроницаемых пород. Причём первую термограмму снимают через 15 ч после остановки скважины, затем в остановленной скважине на одном из срезов реперного слоя снимают кривую восстановления температуры в течение отрезка времени, необходимого для определения скорости изменения температуры в стволе остановленной скважины, и через время Δτ, определяемое по формуле, снимают вторую термограмму. Производят построение кривой температуры пород, окружающих скважину, выявляют на ней интервалы с аномальной температурой и по их наличию судят об интервалах утечек, латеральном движении их за колонной и образовании вторичных скоплений (патент на изобретение РФ №2013533, МПК E21B 47/00, опубл. 05.06.1991 г.).
Недостатком известного способа является необходимость регистрации не менее двух термограмм в остановленной скважине с одновременной регистрацией изменения температуры во времени. Это увеличивает продолжительность и трудоемкость исследований. Кроме того, реализация способа требует отбора или закачки жидкости в скважину. Поэтому способ применим для исследования только ограниченного круга объектов – перфорированных скважин и непригоден для неперфорированных скважин, например, поисковых и разведочных.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по совокупности существенных признаков является способ обнаружения полезных ископаемых в разрезе, вскрытом скважиной, включающий измерение температуры по стволу скважины, математическую обработку результатов измерений, при этом в скважине любого типа однократно регистрируют термограмму, методом вейвлет-анализа из термограммы выделяют пространственные периодические составляющие колебаний температуры, а местоположение продуктивного пласта в разрезе определяют по резкому увеличению амплитуды короткопериодической составляющей колебаний температуры на исследуемом интервале глубин (патент на изобретение РФ № 2298094, МПК E21B 47/00, опубл. 27.04.2007 г.).
Недостатком предложенного способа является отсутствие информации по исходной термограмме для дальнейшего вейвлет-анализа. Изменение исходной информации получения термограммы (скорость записи, шаг записи по глубине) даст многообразие короткопериодических записей колебаний температур, физическая интерпретация которых окажется практически невозможной, так как «резкое увеличение амплитуды короткопериодической составляющей колебаний температуры на исследуемом интервале глубин» будет носить субъективный характер.
Раскрытие изобретения
Задачей настоящего изобретения является выявление зон генерации углеводородов, приводящих к формированию углеводородной залежи, и выделение в залежи границы «углеводороды – пластовая вода».
Техническим результатом, достигаемым при решении настоящей задачи, является сокращение поисковых затрат за счёт целенаправленного планирования в поисковых скважинах интервалов опробования, содержащих залежи углеводородов.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе обнаружения нефтяных и газовых залежей в разрезе, вскрытом скважиной, включающим измерение температуры по стволу скважины, регистрацию термограммы и математическую обработку результатов измерений, согласно изобретению, термограмму регистрируют, проводя замеры температур при различных скоростях записи, аппроксимируют полученную геотермическую кривую полиномом первой степени, по данным геотермии рассчитывают уравнение регрессии и строят регрессионную прямую, участок разреза с выпуклым характером геотермической кривой по отношению к рассчитанной линии регрессии идентифицируют как зону с экзотермическим характером, соответствующую области генерации углеводородов и формирования залежи, затем в пределах глубин зон генерации и формирования залежи проводят замеры температур с более дробным шагом квантования и при фиксации аномального понижения температуры идентифицируют границу понижения температуры как контакт залежи углеводородов с пластовой водой.
Проведение замеров температур при различных скоростях записи приводит к детализации геотемпературных характеристик по глубине геологического разреза, вскрытого скважиной, отражая масштабы сформированных залежей.
Установление в пределах глубин зон генерации углеводородов и формирования залежи более дробного шага квантования позволяет обнаружить эффект границы водонефтяного контакта, который выражается в незначительном, но резком спаде температур.
Выбор термограммы с чётко выраженным экзотермическим характером геотермической кривой даёт возможность более точно выбрать в скважине интервал опробования для обнаружения залежи углеводородов и более точно выделить контакт «углеводороды – пластовая вода».
Краткое описание чертежей
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг. 1 показан фрагмент карты северо-западного обрамления Прикаспийской впадины в Саратовской области; на фиг. 2 – геологический разрез Подгорненского месторождения; на фиг. 3 – Подгорненское месторождение в пределах Предбортовой моноклинали Прикаспийской впадины; на фиг. 4 – термограмма, характерная для бортовой зоны Прикаспийской впадины с результатами регрессионного анализа и с зонами зкзотермического эффекта (отмечено красным цветом, стрелкой показано положение залежи углеводородов); на фиг. 5 – характерная термограмма в скважине Подгорненского месторождения, выполненная с шагом 1 м; на фиг. 6 – отражение водонефтяного контакта в резком спаде температур в продуктивном горизонте при шаге 0,01 м, где показаны границы геологических возрастов (сверху вниз): тульский (tl), бобриковский (bb), черепетский (cr), упинский (up).
Подробное описание изобретения
Предлагаемый способ реализуется следующим образом.
На структуре, подготовленной сейсмическими работами к бурению, бурят глубокую скважину до проектного горизонта. После оптимальной временной выдержи, необходимой для восстановления стационарного теплового потока в скважине, проводят замеры температур по всему вскрытому геологическому разрезу. Замеры проводят с различными скоростями, при которых максимальный шаг замеров по глубине не более 0,01 м. Полученную геотермическую кривую аппроксимируют полиномом первой степени. По данным геотермии рассчитывают уравнение регрессии и строят регрессионную прямую, которую сопоставляют с фактическим распределением температур по глубине. По результатам сопоставления на графике (термограмма с результатами регрессионного анализа) выделяют участки с выпуклым характером геотермической кривой по отношению к рассчитанной линии регрессии, которые идентифицируют как зоны «зкзотермического» эффекта – результат образования углеводородов.
Исследования проводятся в соответствии с Руководящим документом РД 153-39.0-072-01 «Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах» (пункт 22 Термометрия), например, с использованием автономного комплексного модернизированного прибора ГЕО-6 и модуля основного универсального КСА-Т12, предназначенного для исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных и газовых месторождений.
На геотермической кривой, выполненной с детальным шагом квантования по глубине не более 0,01 м, выделяют зону с резким понижением температуры, и идентифицируют её с границей водонефтяного контакта (граница «углеводороды – пластовая вода»).
Экспериментально установлено, что эти участки соответствуют зонам «зкзотермического» эффекта как результат образования углеводородов (например, образования метана) и формирования залежи, которые и рекомендуют к опробованию.
Изобретение иллюстрируется следующим примером.
Предлагаемый способ обнаружения нефтяных и газовых залежей в разрезе, вскрытом скважиной, реализован в пределах северо-западного обрамления Прикаспийской впадины, Саратовская область (фиг. 1, треугольник – зона исследований).
На этой территории открыто Подгорненское месторождение в терригенных отложениях бобриковского возраста на глубинах 2650 м (фиг. 2).
В геологическом плане эта территория представляет собой Предбортовую моноклиналь (фиг. 3).
Термограмма, характерная для бортовой зоны Прикаспийской впадины уже с результатами регрессионного анализа и с зонами зкзотермического эффекта, показана на фиг. 4 (отмечено красным цветом, стрелкой показано положение залежи углеводородов). Анализируя характер геотермической кривой, установлено, что залежь углеводородов приурочена к «зоне экзотермического эффекта».
После этого, проведя замеры температур в скважине Подгорненского месторождения с шагом 1 м, в «зоне экзотермического эффекта», обнаружен резкий скачок понижения температур. Характерная термограмма в скважине Подгорненского месторождения, выполненная с шагом 1 м, показана на фиг. 5, где по оси ординат – точки замеров в интервале 2646–2705 м.
Более дробный шаг замеров (0,01 м) показал точную картину изменения термограммы в зоне формирования месторождения (фиг. 6). Сопоставление с геологическим разрезом Подгорненского месторождения (фиг. 2) дало основание утверждать, что подобный характер изменения термограммы отражает границу пластовая вода – углеводороды.
На фиг. 6 показаны отражение водонефтяного контакта в резком спаде температур в продуктивном горизонте при шаге 0,01 м и границы геологических возрастов (сверху вниз): тульский (tl), бобриковский (bb), черепетский (cr), упинский (up).
Проведённые исследования подтвердили наличие зоны нефтенакопления и водонефтяной контакт на исследуемой площади.
Опробование предложенного способа на новой методологической основе (выявление зон генерации и формирования залежи углеводородов по наличию экзотермических эффектов на геотермической кривой) показало, что он позволяет сократить поисковые затраты за счёт осуществления целенаправленного планирования в поисковых скважинах интервалов опробования, либо выявлять пропущенные залежи на открытых месторождениях.
Claims (1)
- Способ обнаружения нефтяных и газовых залежей в разрезе, вскрытом скважиной, включающий измерение температуры по стволу скважины, регистрацию термограммы и математическую обработку результатов измерений, отличающийся тем, что термограмму регистрируют, проводя замеры температур при различных скоростях записи, аппроксимируют полученную геотермическую кривую полиномом первой степени, по данным геотермии рассчитывают уравнение регрессии и строят регрессионную прямую, участок разреза с выпуклым характером геотермической кривой по отношению к рассчитанной линии регрессии идентифицируют как зону с экзотермическим характером, соответствующую области генерации углеводородов и формирования залежи, затем в пределах глубин зон генерации и формирования залежи проводят замеры температур с более дробным шагом квантования и при фиксации аномального понижения температуры идентифицируют границу понижения температуры как контакт залежи углеводородов с пластовой водой.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020128225A RU2743114C1 (ru) | 2020-08-25 | 2020-08-25 | Способ обнаружения нефтяных и газовых залежей |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020128225A RU2743114C1 (ru) | 2020-08-25 | 2020-08-25 | Способ обнаружения нефтяных и газовых залежей |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2743114C1 true RU2743114C1 (ru) | 2021-02-15 |
Family
ID=74665910
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020128225A RU2743114C1 (ru) | 2020-08-25 | 2020-08-25 | Способ обнаружения нефтяных и газовых залежей |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2743114C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794388C1 (ru) * | 2022-09-08 | 2023-04-17 | Акционерное общество "Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (АО "НВНИИГГ") | Способ оптимизации нефтепоисковых работ |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2013533C1 (ru) * | 1991-06-05 | 1994-05-30 | Давлетшин Алексей Анисович | Способ обнаружения техногенных скоплений флюидов в геологических объектах, вскрытых скважинами |
| RU2143064C1 (ru) * | 1999-03-26 | 1999-12-20 | Акционерное общество закрытого типа "Нефтегазэкспертиза" | Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей |
| US6789937B2 (en) * | 2001-11-30 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method of predicting formation temperature |
| RU2298094C2 (ru) * | 2005-07-08 | 2007-04-27 | Анатолий Владиславович Христофоров | Способ обнаружения полезных ископаемых |
| CN105652342A (zh) * | 2016-01-13 | 2016-06-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种基于地层不整合面的分段式地温梯度拟合方法 |
-
2020
- 2020-08-25 RU RU2020128225A patent/RU2743114C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2013533C1 (ru) * | 1991-06-05 | 1994-05-30 | Давлетшин Алексей Анисович | Способ обнаружения техногенных скоплений флюидов в геологических объектах, вскрытых скважинами |
| RU2143064C1 (ru) * | 1999-03-26 | 1999-12-20 | Акционерное общество закрытого типа "Нефтегазэкспертиза" | Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей |
| US6789937B2 (en) * | 2001-11-30 | 2004-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Method of predicting formation temperature |
| RU2298094C2 (ru) * | 2005-07-08 | 2007-04-27 | Анатолий Владиславович Христофоров | Способ обнаружения полезных ископаемых |
| CN105652342A (zh) * | 2016-01-13 | 2016-06-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种基于地层不整合面的分段式地温梯度拟合方法 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2794388C1 (ru) * | 2022-09-08 | 2023-04-17 | Акционерное общество "Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (АО "НВНИИГГ") | Способ оптимизации нефтепоисковых работ |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7784539B2 (en) | Hydrocarbon recovery testing method | |
| Paleja et al. | Velocity tracking for flow monitoring and production profiling using distributed acoustic sensing | |
| US20170307772A1 (en) | Formation measurements using downhole noise sources | |
| Abukhamsin | Inflow Profiling and Production Optimization in Smart wells using distributed acoustic and Temperature Measurements | |
| Bourne et al. | Inference of induced fracture geometries using fiber-optic distributed strain sensing in hydraulic fracture test site 2 | |
| Bhatnagar | Overcoming challenges in fracture stimulation through advanced fracture diagnostics | |
| US10876395B2 (en) | Cross-well seismic monitoring of carbon dioxide injection | |
| RU2743114C1 (ru) | Способ обнаружения нефтяных и газовых залежей | |
| US4120199A (en) | Hydrocarbon remote sensing by thermal gradient measurement | |
| Childers et al. | Fracture diagnostic technologies with process workflow for implementation | |
| RU2143064C1 (ru) | Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей | |
| CA1210508A (en) | Methods for locating oil or gas deposits employing temperature and/or geothermal gradient measurements | |
| RU2298094C2 (ru) | Способ обнаружения полезных ископаемых | |
| Nath et al. | Recent advances and new insights of fiber optic techniques in fracture diagnostics used for unconventional reservoirs | |
| Majer et al. | Utilizing crosswell, single well and pressure transient tests for characterizing fractured gas reservoirs | |
| Fujii et al. | Development of a monitoring system for the JOGMEC/NRCan/Aurora Mallik gas hydrate production test program | |
| SU1359435A1 (ru) | Способ исследовани нагнетательных скважин | |
| Yachmeneva et al. | Investigation of elastic characteristics of bitumen core | |
| SU953196A1 (ru) | Способ исследовани нефт ных скважин | |
| RU2693073C1 (ru) | Способ мониторинга и контроля над разработкой месторождений нефти методом внутрипластового горения | |
| Mao et al. | Case Studies: Integrated Production Profiling Analyses from Distributed Temperature and Acoustic Data | |
| RU2708676C2 (ru) | Способ сейсмического зондирования нефтенасыщенности для разведки залежей углеводородов и оценки их объемов | |
| Kalwar et al. | Closing the Loop with the Well Integrity: Deploying High-Definition Acoustic and Temperature Logging for Detecting Complex Multi Annuli Communication and Integration of Geochemical Analysis | |
| Fesina et al. | Enhancing Production From Low-Permeable Reservoirs With Advanced Hydraulic Fracturing Monitoring Techniques | |
| Astesiano et al. | An unconventional approach to determine the presence of natural open fractures from openhole logs in the Quintuco–Vaca Muerta unconventional play, Loma La Lata field, Neuquén Basin, Argentina |