SU1461891A1 - Method of determining depletion parameters of oil formation - Google Patents
Method of determining depletion parameters of oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- SU1461891A1 SU1461891A1 SU874316799A SU4316799A SU1461891A1 SU 1461891 A1 SU1461891 A1 SU 1461891A1 SU 874316799 A SU874316799 A SU 874316799A SU 4316799 A SU4316799 A SU 4316799A SU 1461891 A1 SU1461891 A1 SU 1461891A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- reservoir
- formation
- oil
- water
- well
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относитс к промысловой геофизике. Цель изобретени - повышение точности определени параметров выработки нефт ных пластов при измен ющейс во времени солености пластовых вод. Дл этого перед геофизическими исследовани ми скважину заполн ют жидкостью с резкими контрастными физико-химическими свойствами по отношению к пластовой воде. Изолируют на конце трубное и за- трубное пространства скважины выше кровли пласта и провод т в трубном пространстве геофизические исследовани после замеш.ени жидкости с контрастными свойствами в затрубном пространстве ниже кровли пласта пластовым флюидом. В процессе геофизических исследов аний определ ют врем жизни тепловых нейтронов, соленость пластовой воды, соотношение нефти и воды, удельное электрическое сопротивление, диэлектрическую посто нную, температуру пласта. По данным величинам вычисл ют остаточную нефтенасыщенность пласта и относительные фазовые проницаемости дл нефти и воды. (ЛThis invention relates to field geophysics. The purpose of the invention is to improve the accuracy of determining the parameters of the production of oil reservoirs with the salinity of formation waters varying with time. For this, prior to geophysical surveys, the well is filled with a fluid with sharp contrasting physicochemical properties with respect to the formation water. At the end of the well, the pipe and hole spaces are isolated above the roof of the reservoir, and geophysical investigations are carried out in the pipe space after mixing the fluid with contrasting properties in the annulus below the roof of the reservoir with formation fluid. In the process of geophysical research, the lifetime of thermal neutrons, the salinity of the reservoir water, the ratio of oil and water, the electrical resistivity, the dielectric constant, and the temperature of the reservoir are determined. Based on these values, the residual oil saturation of the formation and the relative phase permeabilities for oil and water are calculated. (L
Description
1one
Изобретение относитс к промысловой геофизике, в частности к применению методов промысловой геофизики дл контрол за разработкой нефт ных месторождений.The invention relates to field geophysics, in particular to the use of field geophysics methods to monitor the development of oil fields.
Цель изобретени - повышение точности определени параметров выработки нефт ных пластов при измен ющейс во времени солености пластовых вод.The purpose of the invention is to improve the accuracy of determining the parameters of the production of oil reservoirs with the salinity of formation waters varying with time.
Предлагаемый способ включает следующую последовательность технологических операций. В наблюдательной скважине, котора обсажена металлической или стекло- пластиковой непровод щей электрический ток колонной, вскрывают перфорацией пласт/ параметры выработки которого предстоит определить. Затем в скважину опускают колонну насосно-компрессорных труб сThe proposed method includes the following sequence of technological operations. In the observation well, which is surrounded by a metal or glass-plastic non-conductive column, the reservoir is opened by perforation / the production parameters of which are to be determined. Then the well tubing string is lowered into the well.
пакером и обратным клапаном, позвол ющим закачивать жидкоегь через насосно-ком- прессорные трубы в межтрубное пространство и пласт, но не пропускающим жидкость обратно в насосно-компрессорные трубы. Насос- но-комп рессорные трубы могут быть стальные по всей длине или часть их ниже па- кера до забо может быть изготовлена из стеклопластиковых труб. Пакер устанавливаетс выще кровли пласта. До закрыти пакера скважина и насосно-компрессорные трубы заполн ютс пресной водой или безводной нефтью, физико-химические свойства которых (плотность, соленость, электропроводность ) резко отличаютс от свойств пластовой воды. После закрыти пакера продуктивный пласт изолируетс отusing a packer and a check valve that allows pumping fluid through the pump-compressor pipes into the annular space and the reservoir, but does not allow the liquid to flow back into the pump-compressor pipes. Pump-spring pipes can be steel along the entire length, or a part of them below the pack before the bottom can be made of GRP pipes. The packer is installed above the roof of the seam. Before the packer is closed, the well and tubing pipes are filled with fresh water or anhydrous oil, the physicochemical properties of which (density, salinity, electrical conductivity) differ sharply from the properties of the formation water. After the packer is closed, the reservoir is isolated from
ОABOUT
СЮSu
CDCD
столба скважинной жидкости в затрубном пространстве выше кровли пласта. При фильтрации жидкостей в пласте они вытекают в межтрубное пространство скважины ниже пакера. Через определенное врем межтрубное , пространство скважины за счет гравитационного перераспределени жидкостей заполн етс выше водонефт ного контакта безводной нефтью, в интервале от водонефт ного контакта до подошвы обротивление пластовой воды рв в межтрубном пространстве. По известным зависимост м рассчитываетс соленость Св и среднее врем жизни тепловых нейтронов пластовой воды гв. На основе измерени удельного электрического сопротивлени пласта рп по данным одной из разновидностей электромагнитного каротажа, коэффициента пористости пластов Кп по данным керна или геофизических методов коэффициент нефтеводненного пласта - пластовой водой. Ю насыш,енности пласта Кн рассчитываетс После установлени такого равновеси со- по формуле Арчи-Дахнова, котора дл наи- нефти и воды в водонефт отношение нефти иa column of borehole fluid in the annulus above the roof of the reservoir. When filtering fluids in the reservoir, they flow into the annulus of the well below the packer. After a certain time, the annulus, the space of the well due to the gravitational redistribution of liquids, is filled above the water-oil contact with anhydrous oil, in the interval from the water-oil contact to the bottom, the formation water resistance of the water in the annular space. Based on known dependencies, the salinity of the water content and the average lifetime of the thermal neutrons of the formation water of hV are calculated. Based on the measurement of the electrical resistivity of the formation rp according to one of the types of electromagnetic logging, the coefficient of porosity of the formations Kp according to the core or geophysical methods, the ratio of oil-bearing reservoir — formation water. The reservoir density of the reservoir K is calculated after establishing such an equilibrium according to the Archie-Dakhnov formula, which is the ratio of oil to water and
ной эмульсии в межтрубном пространстве скважины соответствует соотношению подвижных компонентов нефти и воды в плас- те.Noah emulsion in the annulus of the well corresponds to the ratio of moving components of oil and water in the plate.
После замеш.ени жидкости с контрастными свойствами в затрубном пространстве ниже кровли пласта пластовым флюидом провод т импульсный нейтронный каротажAfter mixing the fluid with contrasting properties in the annulus below the roof of the formation, the formation fluid conducts pulsed neutron logging
более распространенных типов песчаных пластов имеет видmore common types of sand formations have the form
1/рв. 0,61 / pb 0.6
к Кйto Ky
;i;; i;
менее чем двух значений Кн, а затем составл ют систему управлений видаless than two values of Kn, and then make up a control system of the form
Дл определени относительных фазовых проницаемостей дл нефти к(Кн) и воды Г8(Кн) измер ют объемную долю нефтиTo determine the relative phase permeabilities for oil, K (Kn) and water G8 (K) measure the volume fraction of oil
и дополнительные геофизические исследова- 20 F, в межтрубном пространстве при неand additional geophysical research, 20 F, in the annular space with no
ни в трубном пространстве.nor in the tube space.
Определ ют соленость пластовой воды,Determine the salinity of the reservoir water
соотношение нефти и воды в межтрубномoil to water ratio
пространстве по измерению или плотностиspace by dimension or density
жидкости (гамма-гамма каротаж), или элек- гliquids (gamma-gamma logging), or elect
тропроводности жидкости с помош,ью индукционного резистивиметра при наличииthe conductivity of the fluid with the aid of an inductive resistivity meter in the presence of
стеклопластикового концевика насосно-компрессорных труб. Измерение соотношени fiberglass trailer tubing. Ratio measurement
нефти и воды в водонефт ной эмульсииoil and water in water-oil emulsion
Кн) -Kn) -
1one
(к:н)(k: n)
М.вЬ(Кн)M. bb (Kn)
(2)(2)
и решают ее относительно Гв(Кн) и fH(KH). В зкость нефти ц,и дл каждого месторождени хорошо известна. В зкость воды Хв в- может быть проведено также методом на- зо л етс функцией солености и температу- веденной активности кислорода. Дл опре- ры Тв воды и определ етс на основе делени нефтенасыщенности пласта при наличии металлических обсадных и насосно- компрессорных труб производитс только измерение среднего времени жизни тепловыхand solve it with respect to Гв (Кн) and fH (KH). The viscosity of oil is c, and is well known for each field. The viscosity of water XB in- can also be carried out by the method of salinity and temperature-dependent oxygen activity. To determine the Tv of the water and it is determined on the basis of the division of the oil saturation of the reservoir in the presence of metal casing and tubing, only the average lifetime of the thermal
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874316799A SU1461891A1 (en) | 1987-07-27 | 1987-07-27 | Method of determining depletion parameters of oil formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU874316799A SU1461891A1 (en) | 1987-07-27 | 1987-07-27 | Method of determining depletion parameters of oil formation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1461891A1 true SU1461891A1 (en) | 1989-02-28 |
Family
ID=21331911
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU874316799A SU1461891A1 (en) | 1987-07-27 | 1987-07-27 | Method of determining depletion parameters of oil formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1461891A1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2009154500A1 (en) * | 2008-06-19 | 2009-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Method for optimizing reservoir production analysis |
RU2604247C1 (en) * | 2015-10-08 | 2016-12-10 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method of determining efficiency of formation hydraulic fracturing of well |
RU2778633C1 (en) * | 2021-12-13 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for conducting induction gamma-neutron logging in a well with high fluid loss and restrictions on the operation of a small diameter string |
-
1987
- 1987-07-27 SU SU874316799A patent/SU1461891A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 859613, кл. Е 21 В 47/00, 1981. Патент US № 4529878, кл. 250-269, опублик. 1985. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2009154500A1 (en) * | 2008-06-19 | 2009-12-23 | Schlumberger Canada Limited | Method for optimizing reservoir production analysis |
RU2604247C1 (en) * | 2015-10-08 | 2016-12-10 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method of determining efficiency of formation hydraulic fracturing of well |
RU2778633C1 (en) * | 2021-12-13 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for conducting induction gamma-neutron logging in a well with high fluid loss and restrictions on the operation of a small diameter string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2315339C2 (en) | System for petrophysical evaluation in real time | |
Ahmad | A laboratory study of streaming potentials | |
Rudolph et al. | Groundwater flow and solute transport in fractured lacustrine clay near Mexico City | |
CN102159970B (en) | Method and apparatus for determining formation water saturation during drilling | |
Molz et al. | Development and application of borehole flowmeters for environmental assessment | |
RU2390628C1 (en) | Method of oil-field management | |
Reilly et al. | Experimental evaluation of factors affecting temporal variability of water samples obtained from long‐screened wells | |
US2517603A (en) | Fluid ingress well logging | |
Gibs et al. | Effects of small‐scale vertical variations in well‐screen inflow rates and concentrations of organic compounds on the collection of representative ground‐water‐quality samples | |
Martin et al. | Determination of the potential productivity of oil-bearing formations by resistivity measurements | |
Kunz et al. | Temperature surveys in gas producing wells | |
US2413435A (en) | Method of determining permeability of earth formations penetrated by well bores | |
SU1461891A1 (en) | Method of determining depletion parameters of oil formation | |
Michalski et al. | Characterization of transmissive fractures by simple tracing of in‐well flow | |
Nilsson et al. | Development and testing of active groundwater samplers | |
Maliva et al. | Tracer tests | |
US2347746A (en) | Method of measuring fluid flow | |
Donaldson et al. | Review of petroleum oil saturation and its determination | |
US2852734A (en) | Groundwater direction determination | |
Bassett et al. | Preliminary data from a series of artificial recharge experiments at Stanton, Texas | |
Smith et al. | Multilevel monitoring of the Edwards and Trinity Aquifers | |
Angeles Boza | Simulation and interpretation of formation-tester measurements acquired in the presence of mud-filtrate invasion, multiphase flow, and deviated wellbores | |
US3105900A (en) | Method of injectivity profile logging comprising injecting radioactive tracer near interface of fluids | |
US3030805A (en) | Method using gas means to profile a subterranean oil-bearing formation | |
Sethi et al. | The Formation Multi-Tester-Its Basic Principles And Practical Field Applications |