RU2754138C1 - Method for estimating saturation character in oil reservoirs - Google Patents

Method for estimating saturation character in oil reservoirs Download PDF

Info

Publication number
RU2754138C1
RU2754138C1 RU2020142295A RU2020142295A RU2754138C1 RU 2754138 C1 RU2754138 C1 RU 2754138C1 RU 2020142295 A RU2020142295 A RU 2020142295A RU 2020142295 A RU2020142295 A RU 2020142295A RU 2754138 C1 RU2754138 C1 RU 2754138C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
temperature
formation
measured
acoustic
Prior art date
Application number
RU2020142295A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Рим Абдуллович Валиуллин
Рамиль Фаизырович Шарафутдинов
Айрат Шайхуллинович Рамазанов
Ильдар Вакифович Канафин
Владислав Константинович Богданов
Александр Рашатович Каримов
Александр Евгеньевич Шиканов
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Башкирский государственный университет"
Priority to RU2020142295A priority Critical patent/RU2754138C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2754138C1 publication Critical patent/RU2754138C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to methods for assessing the nature of the reservoir saturation during exploration, control over the development of oil fields and can be used in geophysical and field-geophysical studies of operating oil wells. The method according to which the temperature in the considered area of the productive formation is measured, the formation is affected, the temperature is measured at the end of the action and its change is recorded, after the first temperature measurement, acoustic pressure is created in the formation using a controlled ultrasonic transducer, the frequency of the acoustic field is changed to obtain the most effective conditions degassing oil when its wavelength satisfies the condition: λ<2πCb, where b is the characteristic size of the gas bubble, C is the coefficient of the absorption efficiency of sound waves, defined below, the temperature in the considered area of the productive formation is measured after such an action, and the oil saturation of the formation is judged by the change in temperature.
EFFECT: increasing reliability and efficiency of identifying oil-bearing and watered formations in the study of exploration and production wells.
1 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к способам оценки характера насыщеннности пласта при разведке, контроле за разработкой нефтяных месторождений и может быть использовано при геофизических и промыслово-геофизических исследованиях действующих нефтяных скважин.The invention relates to methods for assessing the nature of the reservoir saturation during exploration, control over the development of oil fields and can be used in geophysical and field-geophysical studies of operating oil wells.

Известен способ определения характера насыщенности пластов, заключающийся в исследовании разреза скважины нейтронными методами [Р.А. Резванов, Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М., Недра, 1982. 368 с.]. Нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты определяются по различию хлоросодержания в нефтеносных и водоносных пластах. Однако способ не может быть использован для определения характера насыщенности пластов в случае насыщения пластов водами низкой минерализации.There is a known method for determining the nature of the saturation of formations, which consists in studying the section of the well by neutron methods [R.A. Rezvanov, Radioactive and other non-electrical methods of well survey. M., Nedra, 1982. 368 p.]. Oil-saturated and water-saturated reservoirs are determined by the difference in chlorine content in oil-bearing and aquifers. However, the method cannot be used to determine the nature of the reservoir saturation in the case of reservoir saturation with waters of low salinity.

Известен также способ определения нефтеносных и обводненных пластов путем термометрических исследований скважин и анализа температурных аномалий против проницаемых пластов [Я.Н. Басин, А.Г. Степанов, Л.З. Крупский, Выявление интервалов обводнения в перфорированном нефтяном пласте методом высокочувствительной термометрии. Нефтегазовая геология и геофизика. 1971, №7, с. 31-36]. Нефтеносные и обводненные пласты определяют по величине дроссельной температурной аномалии. При этом считают, что температурная аномалия против нефтеносных пластов в два раза превышает аномалию против водоносного пласта в случае стационарных температурных полей. Недостатком этого способа является то, что он не может быть использован в неоднородных по коллекторным свойствам пластах, поскольку различие в проницаемостях при поступлении однофазного потока приводит к различию в величинах разогрева жидкости, поступающей из пласта.There is also known a method for determining oil-bearing and watered formations by thermometric studies of wells and analysis of temperature anomalies against permeable formations [Ya.N. Basin, A.G. Stepanov, L.Z. Krupskiy, Identification of water cut intervals in a perforated oil reservoir by the method of high-sensitivity thermometry. Oil and gas geology and geophysics. 1971, no. 7, p. 31-36]. Oil-bearing and watered reservoirs are determined by the magnitude of the throttling temperature anomaly. It is believed that the temperature anomaly against oil-bearing strata is twice the anomaly against the aquifer in the case of stationary temperature fields. The disadvantage of this method is that it cannot be used in reservoirs that are heterogeneous in terms of reservoir properties, since the difference in permeabilities upon the arrival of a single-phase flow leads to a difference in the heating values of the fluid coming from the reservoir.

Известен также способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в нефтяных скважинах путем спуска термометра в скважину и двухкратной регистрации распределения температуры вдоль ее ствола для разных термодинамических условий в призабойной зоне с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм [Авторское свидетельство СССР, №212190, кл. Е21В 47/06, 1966]. Однако известный способ имеет недостатки: снятие повторной термограммы необходимо проводить после длительного времени простаивания скважины; влияние различия теплофизических свойств пропластков на закономерности распределения температуры (неоднозначность); сложность интерпретации при наличии газонефтяного потока (неоднозначность).There is also known a method of isolating oil-bearing and watered formations in oil wells by lowering a thermometer into the well and double recording the temperature distribution along its wellbore for different thermodynamic conditions in the bottomhole zone with a time interval with subsequent comparison of the obtained thermograms [USSR author's certificate, No. 212190, class. E21B 47/06, 1966]. However, the known method has disadvantages: a repeated thermogram must be taken after a long idle time of the well; the influence of the difference in the thermophysical properties of interlayers on the regularities of the temperature distribution (ambiguity); complexity of interpretation in the presence of gas-oil flow (ambiguity).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в нефтяных скважинах путем спуска термометра в скважину и двухкратной регистрации распределения температуры вдоль ее ствола с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм, после регистрации первой термограммы в процессе работы скважины, определяют давления насыщения и первоначальное забойное давление, а повторную регистрацию распределения температуры осуществляют при измененном забойном давлении таким образом, что при первоначальном давлении, большем давления насыщения, повторную регистрацию осуществляют при забойном давлении, меньшем последнего, и наоборот. При этом о нефтеносных пластах судят по изменению знака температурной аномалии в интервале притока (Способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в действующей скважине, патент №1788225). Однако известный способ имеет ряд существенных недостатков: снятие повторной термограммы необходимо проводить при смене режима работы скважины, т.е. изменения забойного давления (неоперативность); сложность интерпретации при наличии газонефтяного потока по стволу скважины (неоднозначность).The closest in technical essence and the achieved result to the claimed one is a method of isolating oil-bearing and watered formations in oil wells by lowering a thermometer into the well and double recording the temperature distribution along its wellbore with a time interval with subsequent comparison of the obtained thermograms, after registering the first thermogram during operation well, the saturation pressures and the initial bottomhole pressure are determined, and the re-registration of the temperature distribution is carried out at a changed bottomhole pressure in such a way that at the initial pressure higher than the bubble point pressure, the re-registration is carried out at the bottomhole pressure lower than the latter, and vice versa. In this case, the oil-bearing strata is judged by the change in the sign of the temperature anomaly in the inflow interval (Method for separating oil-bearing and watered strata in an operating well, patent No. 1788225). However, the known method has a number of significant drawbacks: the repeated thermogram must be taken when changing the operating mode of the well, i.e. bottomhole pressure changes (inoperability); the complexity of interpretation in the presence of gas-oil flow along the wellbore (ambiguity).

Целью предлагаемого изобретения является повышение достоверности и оперативности выделения нефтеносных и обводненных пластов при исследовании разведочных и действующих скважин.The aim of the proposed invention is to improve the reliability and efficiency of the selection of oil-bearing and watered formations in the study of exploration and production wells.

Поставленная цель достигается тем, что в заявленном способе оценки характера насыщенности нефтяного пласта, при котором измеряют температуру в рассматриваемой области продуктивного пласта, воздействуют на пласт, измеряют температуру по окончании воздействия и регистрируют ее изменение, после первого измерения температуры создают в пласте акустическое давление с помощью управляемого ультразвукового излучателя, изменяют частоту акустического поля для получения наиболее эффективных условий разгазирования нефти, когда его длина волны удовлетворяет условию:This goal is achieved by the fact that in the claimed method for assessing the nature of the saturation of an oil reservoir, in which the temperature in the considered area of the reservoir is measured, the reservoir is affected, the temperature is measured at the end of the impact and its change is recorded, after the first temperature measurement, acoustic pressure is created in the reservoir using controlled ultrasonic transducer, change the frequency of the acoustic field to obtain the most effective conditions for degassing oil, when its wavelength satisfies the condition:

λ<2πKbλ <2πKb

где b - характерный размер газового пузырька, К коэффициент эффективности поглощения звуковых волн, определенный ниже, измеряют температуру в рассматриваемой области продуктивного пласта после такого воздействия и по изменению температуры судят о нефтенасыщенности пласта.where b is the characteristic size of the gas bubble, K is the coefficient of the absorption efficiency of sound waves, defined below, the temperature in the considered area of the productive formation is measured after such an impact, and the oil saturation of the formation is judged by the change in temperature.

В пластовых условиях в нефти содержится значительное количество раствореного газа, тогда как в воде газ присутствует в значительно меньших количествах. Нефть в пластовых условиях может содержать различное количество растворенного газа, десятки и сотни м3 растворенного газа на каждый 1 м3 нефти. Газовый фактор пресной воды не превышает 1,5-2 м3/м3, а с увеличением минерализации он уменьшается. Это различие может быть использовано для определения нефтеносных и обводненных пластов в скважине. При разгазировании нефти за счет теплоты разгазирования температура уменьшается, чем больше газа выделяется из жидкости, тем больше снижение температуры. На рис. 1 приведены зависимости температуры от времени при разгазировании нефти и воды от времени.In reservoir conditions, oil contains a significant amount of dissolved gas, while gas is present in water in much smaller amounts. Oil in reservoir conditions can contain various amounts of dissolved gas, tens and hundreds of m 3 of dissolved gas for each 1 m 3 of oil. The GOR of fresh water does not exceed 1.5-2 m 3 / m 3 , and with an increase in mineralization it decreases. This difference can be used to identify oil-bearing and watered formations in a well. When degassing oil due to the heat of degassing, the temperature decreases, the more gas is released from the liquid, the greater the decrease in temperature. In fig. 1 shows the temperature versus time dependence of oil and water degassing versus time.

Из рис. 1 видно, что нефтеносный пласт охлаждается значительно сильнее, чем пласт насыщенный водой. Это обстоятельство можно использовать для выделения нефтеносных и водоносных пластов.Fig. 1 shows that the oil-bearing stratum is cooled much more strongly than the stratum saturated with water. This circumstance can be used to isolate oil-bearing and aquifers.

Способ осуществляют следующим образом:The method is carried out as follows:

- В продуктивном интервале проводят измерения распределения температуры. Первое измерение распределения температуры и давления проводят до разгазирования нефти, т.е. до акустического воздействия на пласт.- In the productive interval, the temperature distribution is measured. The first measurement of the temperature and pressure distribution is carried out before the oil degassing, i.e. before acoustic impact on the formation.

- Определяют критическую частоту акустического воздействия по формуле:- Determine the critical frequency of acoustic exposure by the formula:

ωb=νs/b, где b - характерный радиус пузырька,

Figure 00000001
здесь γ - показатель адиабаты для газа в пузырьке, р - давление газа в пузырьке и ρ - плотность окружающей пузырек жидкости. Например, для р=100 атм,
Figure 00000002
νs=236 м/сек и для характерного радиуса пузырька 1 мм получаем ωb=236 кГц.ω b = ν s / b, where b is the characteristic bubble radius,
Figure 00000001
here γ is the adiabatic exponent for the gas in the bubble, p is the gas pressure in the bubble, and ρ is the density of the liquid surrounding the bubble. For example, for p = 100 atm,
Figure 00000002
ν s = 236 m / s and for a characteristic bubble radius of 1 mm we obtain ω b = 236 kHz.

- Далее осуществляется акустическое воздействие с частотой ω, лежащей в диапазоне ωг>ω>Kωb, где ωГ - максимальная частота существующих акустических генераторов, которые могут быть применены в рамках изобретения (мощность порядка 1 кВт и более), ωb - критическая частота акустического воздействия, эмпирический подгоночный параметр К характеризует эффективность поглощения звуковых волн, и длиной волны λ<<b, т.е. меньше характерного радиуса пузырька. При выборе частотного диапазона и оценке величины K следует принимать во внимание то, что в рассматриваемом случае генерируемые акустические волны следует трактовать как стоячие, поскольку скорость течения нефти гораздо меньше скорости звука и дисперсией акустических волн можно пренебречь.- Next, an acoustic impact is carried out with a frequency ω lying in the range ω g >ω> Kω b , where ω G is the maximum frequency of existing acoustic generators that can be used within the framework of the invention (power of the order of 1 kW or more), ω b is critical frequency of acoustic impact, empirical fitting parameter K characterizes the efficiency of absorption of sound waves, and wavelength λ << b, i.e. less than the characteristic radius of the bubble. When choosing the frequency range and estimating the value of K, it should be taken into account that in the case under consideration, the generated acoustic waves should be treated as standing, since the oil flow velocity is much less than the speed of sound and the dispersion of acoustic waves can be neglected.

Параметр К непосредственно связан коэффициентом затухания продольной звуковой моды αа, чью оценку мы провели по двум методикам, представив нефтяной поток равной смесью твердой фракции и вязкой коллоидной жидкости. Используя данную модель Киргхофа-Стокса [Г.Р. Измайлова, Л.А. Ковалева, Н.М. Насыров, Поглощение энергии акустических волн и распределенные источники тепла при акустическом воздействии на среду, ТВТ, 2016, т. 54, вып. 1, 45-50], для частот акустического поля 6, 16 и 22 кГц были получены следующие значения αа=0.1298, 0.346 и 0.4758 м-1 соответственно. При акустическом воздействии на чисто коллоидный нефтяной раствор, коэффициенты поглощения определялись методом, описанным в статье [Поглощение звука в коллоидном растворе взаимодействующих частиц © 2011 г. П.В. Лебедев-Степанов, С.А. Рыбак, Акустический журнал, 2011, том 57, №6, с. 786-791]. Были получены следующие значения αб=0.132, 0.348, 0.481 м-1 для указанного выше набора частот. Данные результаты близки соответствующим значениям, полученным по модели Киргхофа-Стокса. Это означает, что акустическая волна, проходя через комбинированную среду, состоящую из пористой фазы и коллоидного раствора, почти в равной степени будет поглощаться обеими типами сред.The parameter K is directly related to the attenuation coefficient of the longitudinal sound mode α a , which we estimated using two methods, presenting the oil flow as an equal mixture of a solid fraction and a viscous colloidal liquid. Using this Kirghof-Stokes model [G.R. Izmailova, L.A. Kovaleva, N.M. Nasyrov, Absorption of Acoustic Wave Energy and Distributed Heat Sources under Acoustic Impact on the Environment, TVT, 2016, vol. 54, no. 1, 45-50], for the acoustic field frequencies of 6, 16, and 22 kHz, the following values of α а = 0.1298, 0.346, and 0.4758 m -1 were obtained, respectively. Under acoustic action on a purely colloidal oil solution, the absorption coefficients were determined by the method described in the article [Sound absorption in a colloidal solution of interacting particles © 2011 P.V. Lebedev-Stepanov, S.A. Rybak, Acoustic Journal, 2011, volume 57, no. 6, p. 786-791]. The following values of α b = 0.132, 0.348, 0.481 m -1 were obtained for the above set of frequencies. These results are close to the corresponding values obtained using the Kirghof-Stokes model. This means that an acoustic wave, passing through a combined medium consisting of a porous phase and a colloidal solution, will be almost equally absorbed by both types of media.

Поскольку глубина проникновения акустического поля 1/αа падает с частотой, то при радиальном размере скважины L>3/αк акустическая волна не передает сколько-нибудь заметной энергии частицам по всему периметру слоя - энергии поля будет недостаточно как для заметного изменения температуры, так и разгазирования объема. В естественных условиях залегания нефти частоты собственных колебаний частиц нефти ωb лежат в диапазоне 100 кГц < ωb < 10 МГц. Поэтому учитывая отмеченные особенности поглощения, приходим к заключению, что звуковые волны с частотой ω > ωb n×10 кГц (n=3…10) не будут иметь достаточной глубины проникновения в скважину. Причем, верхняя граница частоты накладываемого акустического поля определяется путем оценки глубины проникновения акустического поля в скважину, нижняя - минимальной частотой звуковых колебаний, при которых поток нефти можно считать стационарным. В результате приходим к заключению, что подгоночный коэффициент K находится в пределах 10-3<K<10-2. Существующие мощные генераторы УЗ работают на частотах до 100 кГц, по экспериментальным данным и при численной оценке на частотах выше 18-20 кГц колебания затухают на расстоянии порядка 2-3 м от излучателя. Таким образом, нижнюю границу предлагается взять порядка 1-22 кГц в зависимости от размеров скважины и физико-химических свойств добываемой нефти.Since the penetration depth of the acoustic field 1 / α a decreases with frequency, then with the radial size of the borehole L> 3 / α k, the acoustic wave does not transfer any noticeable energy to particles along the entire perimeter of the layer - the field energy will be insufficient for both a noticeable change in temperature, since and degassing the volume. Under natural conditions of oil occurrence, the frequencies of natural oscillations of oil particles ω b lie in the range of 100 kHz <ω b <10 MHz. Therefore, taking into account the noted absorption features, we come to the conclusion that sound waves with a frequency ω> ω b n × 10 kHz (n = 3 ... 10) will not have a sufficient penetration depth into the well. Moreover, the upper limit of the frequency of the superimposed acoustic field is determined by assessing the depth of penetration of the acoustic field into the well, the lower limit is the minimum frequency of sound vibrations at which the oil flow can be considered stationary. As a result, we come to the conclusion that the adjustment factor K is in the range 10 -3 <K <10 -2 . Existing powerful ultrasonic generators operate at frequencies up to 100 kHz, according to experimental data and numerical evaluation at frequencies above 18-20 kHz, the oscillations are damped at a distance of about 2-3 m from the emitter. Thus, it is proposed to take the lower limit of the order of 1-22 kHz, depending on the size of the well and the physicochemical properties of the oil produced.

- Одновременно с акустическим воздействием регистрируют температуру в скважине.- Simultaneously with the acoustic impact, the temperature in the well is recorded.

- Далее сопоставляют первоначальное и повторное распределения температуры и по уменьшению температурной аномалии в интервале притока судят о нефтеносных пластах.- Next, the initial and repeated temperature distributions are compared and the oil-bearing strata are judged by the decrease in the temperature anomaly in the inflow interval.

При постоянстве величины температурной аномалии делают заключение о водонасыщенном пласте в исследуемом интервале.With a constant value of the temperature anomaly, a conclusion is made about the water-saturated reservoir in the studied interval.

На рис. 2 приведены схематические кривые распределения температуры при реализации способа в простаивающей скважине. Кривая 1 зарегистрирована до разгазирования, а кривая 2 - при акустическом воздействии, вызывающим разгазирование нефти. Видно, что снижение температуры наблюдается только для верхнего пласта, что связано с разгазированием нефти. А для нижнего пласта наблюдается незначительное снижение температуры связанное с водоносным пластом. Из характера изменения температурных аномалий в соответствии с формулой изобретения можно заключить, что нижний пласт обводнен, а верхний пласт - нефтеносный.In fig. 2 shows schematic curves of temperature distribution when implementing the method in an idle well. Curve 1 was recorded before degassing, and curve 2 - under acoustic impact, causing oil degassing. It can be seen that a decrease in temperature is observed only for the upper layer, which is associated with oil degassing. And for the lower layer, there is a slight decrease in temperature associated with the aquifer. From the nature of the change in temperature anomalies in accordance with the claims, it can be concluded that the lower layer is watered, and the upper layer is oil-bearing.

Ниже на рисунке 3 приведены схематические распределения температуры при реализации способа в работающей скважине. Кривая 1 - геотермическое распределение температуры. Кривая 2 - в работающей скважине, где наблюдается дроссельный разогрев нижнего водоносного и верхнего нефтеносного пластов до акустического воздействия. После акустического воздействия (кривая 3) при небольших газовых факторах (менее 100 м3/м3) наблюдается напротив нефтеносного пласта снижение температуры за счет теплоты разгазирования нефти, а при больших газовых факторах (кривая 4) значительное охлаждение относительно нефтеносного пласта. В водоносном пласте температура практически не меняется до и после акустического воздействия.Figure 3 below shows schematic temperature distributions when implementing the method in a working well. Curve 1 - geothermal temperature distribution. Curve 2 - in a working well, where throttling heating of the lower aquifer and upper oil-bearing strata is observed to acoustic impact. After acoustic exposure (curve 3) at low gas factors (less than 100 m 3 / m 3 ), a decrease in temperature is observed opposite the oil-bearing formation due to the heat of oil degassing, and at high gas factors (curve 4), significant cooling relative to the oil-bearing formation. In the aquifer, the temperature practically does not change before and after the acoustic exposure.

Таким образом, преимуществом предлагаемого способа по сравнению с известным является:Thus, the advantage of the proposed method in comparison with the known one is:

- возможность разделения нефтеносных и водоносных пластов независимо от минерализации пластовой воды;- the possibility of separating oil-bearing and aquifers regardless of the salinity of the formation water;

- оперативность обеспечивается тем, что нет необходимости ждать снижения давления ниже давления насыщения и проводить операции для изменения режима работы скважины;- efficiency is ensured by the fact that there is no need to wait for the pressure to drop below the bubble point pressure and carry out operations to change the well operation mode;

- появляется возможность выделения обводненных пластов, охлажденных в результате длительной закачки;- it becomes possible to isolate watered formations cooled as a result of prolonged injection;

- достигается достоверность и оперативность способа при оценке характера насыщенности пластов в разведочной и действующей скважине.- the reliability and efficiency of the method is achieved when assessing the nature of the saturation of layers in an exploration and production well.

В настоящее время способ готов к реализации на всех месторождениях страны, где используется высокочувствительная термометрия.Currently, the method is ready for implementation in all fields of the country, where high-sensitivity thermometry is used.

Claims (3)

Способ оценки характера насыщенности пласта, при котором измеряют температуру в рассматриваемой области продуктивного пласта, воздействуют на пласт, измеряют температуру по окончании воздействия и регистрируют ее изменение, отличающийся тем, что после первого измерения температуры создают в пласте акустическое давление с помощью управляемого ультразвукового излучателя, изменяют частоту акустического поля для получения наиболее эффективных условий разгазирования нефти, когда его длина волны удовлетворяет условию:A method for assessing the nature of the formation saturation, in which the temperature in the considered area of the productive formation is measured, the formation is affected, the temperature is measured at the end of the action and its change is recorded, characterized in that after the first temperature measurement, acoustic pressure is created in the formation using a controlled ultrasonic transducer, and the frequency of the acoustic field to obtain the most effective conditions for oil degassing when its wavelength satisfies the condition: λ<2πKbλ <2πKb где b - характерный размер газового пузырька, К - коэффициент эффективности поглощения звуковых волн, измеряют температуру в рассматриваемой области продуктивного пласта после такого воздействия и по изменению температуры судят о нефтенасыщенности пласта.where b is the characteristic size of the gas bubble, K is the coefficient of the absorption efficiency of sound waves, the temperature in the considered area of the productive formation is measured after such an impact, and the oil saturation of the formation is judged by the change in temperature.
RU2020142295A 2020-12-21 2020-12-21 Method for estimating saturation character in oil reservoirs RU2754138C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020142295A RU2754138C1 (en) 2020-12-21 2020-12-21 Method for estimating saturation character in oil reservoirs

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020142295A RU2754138C1 (en) 2020-12-21 2020-12-21 Method for estimating saturation character in oil reservoirs

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2754138C1 true RU2754138C1 (en) 2021-08-30

Family

ID=77669847

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020142295A RU2754138C1 (en) 2020-12-21 2020-12-21 Method for estimating saturation character in oil reservoirs

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2754138C1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2265868C2 (en) * 2004-01-29 2005-12-10 Институт геофизики Уральского отделения Российской академии наук (РАН) Mode of determination of the character of saturation of plast- collectors
EP1125121B1 (en) * 1998-10-28 2007-12-12 Covaris, Inc. Apparatus and methods for controlling sonic treatment
RU2560003C1 (en) * 2014-07-09 2015-08-20 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Method for determining interval of free gas flow from reservoir in operating horizontal well
RU2605571C1 (en) * 2015-10-06 2016-12-20 Олег Марсович Гарипов Garipov method for intensification of oil extraction and apparatus therefor

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP1125121B1 (en) * 1998-10-28 2007-12-12 Covaris, Inc. Apparatus and methods for controlling sonic treatment
RU2265868C2 (en) * 2004-01-29 2005-12-10 Институт геофизики Уральского отделения Российской академии наук (РАН) Mode of determination of the character of saturation of plast- collectors
RU2560003C1 (en) * 2014-07-09 2015-08-20 Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" Method for determining interval of free gas flow from reservoir in operating horizontal well
RU2605571C1 (en) * 2015-10-06 2016-12-20 Олег Марсович Гарипов Garipov method for intensification of oil extraction and apparatus therefor

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7741841B2 (en) Time-lapsed diffusivity logging for monitoring enhanced oil recovery
Xue et al. Estimation of CO2 saturation from time-lapse CO2 well logging in an onshore aquifer, Nagaoka, Japan
Wang et al. Dispersion analysis of acoustic velocities in rocks
Cheng et al. Effects of in situ permeability on the propagation of Stoneley (tube) waves in a borehole
US8185314B2 (en) Method and system for determining dynamic permeability of gas hydrate saturated formations
EP3529641A1 (en) Downhole nonlinear acoustics measurements in rock formations using dynamic acoustic elasticity and time reversal
Becker et al. Measuring hydraulic connection in fractured bedrock with periodic hydraulic tests and distributed acoustic sensing
US10662761B2 (en) Evaluation of cased hole perforations in under-pressured gas sand reservoirs with stoneley wave logging
RU2754138C1 (en) Method for estimating saturation character in oil reservoirs
US20120061077A1 (en) Sonic Enhanced Oil Recovery System and Method
AU2012203439B2 (en) Method for determining properties of a formation
King Rock-physics developments in seismic exploration: A personal 50-year perspective
US4354381A (en) Sonic attenuating method for distinguishing between oil, water and gas
Becker et al. Cross-hole periodic hydraulic testing of inter-well connectivity
RU2604247C1 (en) Method of determining efficiency of formation hydraulic fracturing of well
RU2344285C1 (en) Method of detecting gas-bearing formations in wells
Zahirovic et al. Application of Gel for Water Shutoff: A Case Study of Kelebija Oil Field
RU2265868C2 (en) Mode of determination of the character of saturation of plast- collectors
Paillet et al. Hydrogeology of the Hawaii Scientific Drilling Project borehole KP‐1: 1. Hydraulic conditions adjacent to the well bore
Moos et al. Sonic Logging to Detect Bypassed Hydrocarbons in the Wilmington Field, CA
SU1726741A1 (en) Method for determination of residual water saturation in rock
RU2117318C1 (en) Method of searching and prospecting fluid minerals
Saito et al. Detection of formation boundaries and permeable fractures based on frequency-domain Stoneley wave logs
EA046431B1 (en) METHOD FOR ASSESSING THE CHARACTER OF SATURATION OF BEDS BY ACTIVE THERMOMETRY METHOD
Sitaresmi et al. Identifying the high water production of RS well through cement evaluation