SU1404640A1 - Способ определени флюидонасыщенности пласта - Google Patents
Способ определени флюидонасыщенности пласта Download PDFInfo
- Publication number
- SU1404640A1 SU1404640A1 SU864022505A SU4022505A SU1404640A1 SU 1404640 A1 SU1404640 A1 SU 1404640A1 SU 864022505 A SU864022505 A SU 864022505A SU 4022505 A SU4022505 A SU 4022505A SU 1404640 A1 SU1404640 A1 SU 1404640A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- saturation
- well
- injection
- reservoir
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к разработке нефтегазовых залежей и .м.б. использовано дл определени нефтенасыщенности, кон- денсатонасыщенности или водонасыщеннос- ти нефтегазовой залежи. Цель изобретени - повышение точности и сокращение времени определени флюидонасыщенности. Закачивают рабочий агент в нагнетательную скважину исследуемого пласта и наблюдают за изменением давлени в реаги- руюш.ей скважине. .Агент закачивают до мо- .мента повышени давлени в реагирующей скважине на заданную величину, принимае- правило, равной .минимальному по- вьииению давлени , которое фиксируют в реагирующей скважине. Дл данной величины предварительно стро т зависимость су.м- .марного объема закачки агента от начальной определ емой флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой инфор.мации о п.часте с помощью .мате.ма- тического моделировани на 3B. V. Затем но фактическому объему закачки и построенной зависимости определ ют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта. Данный способ дает интегральную характеристику флюидонасыщенности пласта и м.б. использован в многофазных системах. 2 ил. S (Л
Description
4
О
4;
а
о
Изобретение относитс к области разработки нефтегазовых залежей и может быть применено дл определени нефте-, конден- сато- или водонасыщенности нефтегазовых залежей.
Целью изобретени вл етс повышение 5 точности и сокращение времени определени флюидонасыщенности пласта.
На фиг. 1 и 2 показаны зависимости объема закачки рабочего агента в нагнетательную скважину от нефте- и водона- о сыщенности пласта, стро щиес на основании геолого-промысловой информации в пласте.
При гидродинамическом исследовании пластов методом гидропрослушивани врем начала изменени давлени в реагирующей скважине обратно пропорционально коэффициенту пьезопроводности пласта. Величина коэффициента пьезопроводности зависит от коэффициентов сжимаемости плас- jn товых флюидов, причем наименьшее значение коэффициента пьезопроводности имеет пласт, полностью заполненный газом. Численные эксперименты на ЭВМ с применением двумерной модели трехфазной фильтрации показывают, что основное вли - 25 ние на величину закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, необходимую дл начала изменени давлени в реагирующей скважине, оказывает значение на15
Пористость0,15
Проницаемость, ,05
Давление насыщени ,
МПа
В зкость нефти, сП
В зкость воды, сП
В зкость газа, сП
Объемный коэффициент
нефти, 1/МПа
Объемный коэффициент
воды, 1/МПа
Растворимость газа
в нефти, м 7м
Удельный вес нефти
т/мУдельный вес воды,
Т/М-
Удельный вес
газа, т/м
Рассто ние между нагнетательной и реагирующей
скважинами, м
Остаточные значени
насыщенностей в функци х фазовых проницаемостей
Перечисленные параметры ввод т в двумерную программу трехфазной фильтрации «SUTRA и рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки воды дл того, чтобы в реагирующей скважине давление возросло на 0,1 МПа. При этом
20,0 3
0,5 0,03
10,0 10,0 50,0
0,743
1,0 1,133- 10500 О
сыщенности пласта жидкост ми. Поэтомутекущую нефтенасыщенность в газовой щаппри известной насыщенности пласта одной и - жидкостью {водонасыщенности) можно определить насыщенность пласта другой жидкостью (нефтенасыщенность).
Способ осуществл ют следующим образом .
Производ т закачку рабочего агента (например , воды) в нагнетательную скважину исследуемого пласта и наблюдают за изменением давлени в реагирующей скважине . Закачку рабочего агента провод т до момента повышени давлени в реаги- руюшей скважине на заданную величину. Эту величину принимают, как правило, равной минимальному повышению давлени , которое можно с уверенностью зафиксировать в реагирующей скважине. Дл данной величины изменени давлени предварительно стро т зависимость суммарного объема закачки рабочего агента от начальной определ емой флюдонасыщенности пласта на основании геологопромысловой информации о- пласте с помощью математического моделировани на ЭВМ.
После этого по фактическому объему закачки и построенной зависимости определ ют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта.
ке варьируют от нул до единицы с ща- гом 0,1. Дл каждого значени нефтена- сыщенности рассчитывают на ЭВМ необходимые величины закачки. Затем по полученным дес ти точкам стро т график (фиг. I).
35 После проведени расчетов производ т закачку (с замером расходов) воды в нагнетательную скважину. Одновременно в реагирующей скважине регистрируют забойное давление. Закачку производ т до тех пор, пока давление в реагирующей скважине
не возрастет на 0,1 МПа. При этом закачивают 5700 м воды, после чего закачку воды в нагнетательную скважину прекращают . По кривой на фиг. 1 наход т, что закачке в 5,7 тыс. м соответствует неф45 тенасыщенность в газовой шапке 0,2.
Определ ют водонасыщенность дл газовой залежи с такими же параметрами. В этом примере остаточные значени насыщенностей в функци х фазовых проницаемос- тей прин ты равнъши 0,2.
50 Рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки воды дл того, чтобы в .реагирующей скважине давление возросло -на 0,1 МПа. При этом значение водонасыщенности в газовой залежи мен етс от нул до единицы с шагом 0,1. Та50 Рассчитывают на ЭВМ минимально необ ходимые величины закачки воды дл того чтобы в .реагирующей скважине давление возросло -на 0,1 МПа. При этом значение водонасыщенности в газовой залежи мен етс от нул до единицы с шагом 0,1. Та
Пример. Определ ют нефтенасыщен- 55 ким образом получают кривую, изобра ность в газовой шапке нефтегазовой за-женную на фиг. 2.
лежи со следующими геолого-физическими
Затем производ т закачку воды в нагне тательную скважину. В реагирующей сква
параметрами:
о
n 5
5
Пористость0,15
Проницаемость, ,05
Давление насыщени ,
МПа
В зкость нефти, сП
В зкость воды, сП
В зкость газа, сП
Объемный коэффициент
нефти, 1/МПа
Объемный коэффициент
воды, 1/МПа
Растворимость газа
в нефти, м 7м
Удельный вес нефти
т/мУдельный вес воды,
Т/М-
Удельный вес
газа, т/м
Рассто ние между нагнетательной и реагирующей
скважинами, м
Остаточные значени
насыщенностей в функци х фазовых проницаемостей
Перечисленные параметры ввод т в двумерную программу трехфазной фильтрации «SUTRA и рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки воды дл того, чтобы в реагирующей скважине давление возросло на 0,1 МПа. При этом
20,0 3
0,5 0,03
10,0 10,0 50,0
0,743
1,0 1,133- 10500 О
текущую нефтенасыщенность в газовой щап-
ке варьируют от нул до единицы с ща- гом 0,1. Дл каждого значени нефтена- сыщенности рассчитывают на ЭВМ необходимые величины закачки. Затем по полученным дес ти точкам стро т график (фиг. I).
После проведени расчетов производ т закачку (с замером расходов) воды в нагнетательную скважину. Одновременно в реагирующей скважине регистрируют забойное давление. Закачку производ т до тех пор, пока давление в реагирующей скважине
не возрастет на 0,1 МПа. При этом закачивают 5700 м воды, после чего закачку воды в нагнетательную скважину прекращают . По кривой на фиг. 1 наход т, что закачке в 5,7 тыс. м соответствует нефтенасыщенность в газовой шапке 0,2.
Определ ют водонасыщенность дл газовой залежи с такими же параметрами. В этом примере остаточные значени насыщенностей в функци х фазовых проницаемос- тей прин ты равнъши 0,2.
Рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки воды дл того, чтобы в .реагирующей скважине давление возросло -на 0,1 МПа. При этом значение водонасыщенности в газовой залежи мен етс от нул до единицы с шагом 0,1. Таким образом получают кривую, изобра женную на фиг. 2.
Затем производ т закачку воды в нагнетательную скважину. В реагирующей скважине регистрируют давление. После того, как закачали 6 тыс. м воды, давление в реагирующей скважине возрастает на 0,1 МПа. По графику (фиг. 2) наход т, что закачке в 6 тыс. м соответствует водона- сыщенность в газовой залежи 0,3.
Величина, на которую повышаетс давление в реагирующей скважине, находитс в интервале от долей атмосферы до 1,0 МПа и заранее задаетс в расчетах (в приведенных случа х ДР 0,1 МПа). Нижнее значение этого интервала лимитируетс порогом чувствительности прибора и необходимостью учета и исключени фоновых помех от работ других скважин. Повышать ДР более 1,0 МПа также не рекомендуетс в св зи с необходимостью закачки в этом случае в пласт слишком больших объемов рабочего агента.
Предлагаемый способ позвол ет более точно определ ть флюидонасыщенность за счет вовлечени в процесс фильтрации широких областей пласта, наход щихс между нагнетательной и реагирующей скважинами. Способ дает не дискретную, а интегральную характеристику флюидонасыщенности пласта. Кроме того, он пригоден дл определени флюидонасыщенности в многофазных системах (газ-нефть-конденсат-вода ).
Claims (1)
- Формула изобретениСпособ определени флюидонасыщенности пласта, включающий закачку рабочего агента в нагнетательную скважину, наблюдение за параметрами пластового флюида0 в реагирующей скважине и обработку результатов замеров с использованием гео.ю- го-промысловых данных о пласте, отличающийс тем, что, с целью повышени точности и сокращени времени определениг флюидонасыщенности, в реагирующей скважине регистрируют изменение давлени , а закачку рабочего агента провод т до момента , повышени давлени в ней на заданную величину, дл данной величины стро т зависимость сум.марного объема закачки ра0 бочего агента от начальной флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой информации, после чего по фактическому объему закачки определ ют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта.0,2 аНедзтенасышенность, доли.Фи&.1«оI- Ш«УQ S§г §ci с.IIS I
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU864022505A SU1404640A1 (ru) | 1986-02-14 | 1986-02-14 | Способ определени флюидонасыщенности пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU864022505A SU1404640A1 (ru) | 1986-02-14 | 1986-02-14 | Способ определени флюидонасыщенности пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1404640A1 true SU1404640A1 (ru) | 1988-06-23 |
Family
ID=21221724
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU864022505A SU1404640A1 (ru) | 1986-02-14 | 1986-02-14 | Способ определени флюидонасыщенности пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1404640A1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010039061A1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-08 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
| RU2734358C1 (ru) * | 2020-04-20 | 2020-10-15 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Московской области "Университет "Дубна" (Государственный университет "Дубна") | Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта |
| RU2819121C1 (ru) * | 2023-06-27 | 2024-05-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ определения гидродинамической связи между участками продуктивного пласта и фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства сеноманской залежи при запуске промысла после остановок по результатам интегрального гидропрослушивания на скважинах |
-
1986
- 1986-02-14 SU SU864022505A patent/SU1404640A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Быков Н. Е. и др. Справочник по неф- теп ро.чысловой геологии. - М.: Недра, 1981, с. 101 - 102. Авторское свидетельство СССР № 453479, кл. Е 21 В 43/00, 1969. Авторское свидетельство СССР № 1284293, кл. Е 21 В 43/00, 1985. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2010039061A1 (ru) * | 2008-09-30 | 2010-04-08 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе |
| RU2734358C1 (ru) * | 2020-04-20 | 2020-10-15 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Московской области "Университет "Дубна" (Государственный университет "Дубна") | Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта |
| RU2819121C1 (ru) * | 2023-06-27 | 2024-05-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ определения гидродинамической связи между участками продуктивного пласта и фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства сеноманской залежи при запуске промысла после остановок по результатам интегрального гидропрослушивания на скважинах |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5871047A (en) | Method for determining well productivity using automatic downtime data | |
| Matthews et al. | A method for determination of average pressure in a bounded reservoir | |
| Hurst | Water influx into a reservoir and its application to the equation of volumetric balance | |
| CN106204304B (zh) | 一种砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法 | |
| Jargon et al. | Unit response function from varying-rate data | |
| SU1404640A1 (ru) | Способ определени флюидонасыщенности пласта | |
| Brons et al. | A simple method for correcting spot pressure readings | |
| US5458192A (en) | Method for evaluating acidizing operations | |
| Christiansen | Geometric concerns for accurate measurement of capillary pressure relationships with centrifuge methods | |
| Adyalkar et al. | An attempt at estimating the transmissibilities of trappean aquifers from specific capacity values | |
| RU2734358C1 (ru) | Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта | |
| RU2165017C2 (ru) | Способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта | |
| RU2012866C1 (ru) | Способ определения коэффициента фильтрации и водоотдачи грунта в полевых условиях | |
| SU420764A1 (ru) | Способ определения гидродинамических параметров продуктивных пластов | |
| RU2151855C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| McCoy | Determining Producing Bottom-Hole Pressures in Wells Having Gaseous Columns | |
| SU815603A1 (ru) | Способ определени коэффициентафильТРАции и пьЕзОпРОВОдНОСТи пОРОд | |
| Pinson Jr | Concerning the value of producing time used in average pressure determinations from pressure buildup analysis | |
| SU665081A1 (ru) | Способ определени объема скважин | |
| RU2151859C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта | |
| SU933971A1 (ru) | Способ определени пластового давлени в газовых скважинах | |
| RU2061862C1 (ru) | Способ исследования нефте- и водонасыщенных пластов | |
| SU610987A1 (ru) | Способ исследовани скважин в процессе бурени | |
| RU2151856C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| SU779859A1 (ru) | Устройство дл определени коэффициента фильтрации и пьезопроводности в водонасыщенных грунтах |