SU1514918A1 - Method of determining saturation of gas condensate-bearing formation with liquid hydrocarbons - Google Patents
Method of determining saturation of gas condensate-bearing formation with liquid hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- SU1514918A1 SU1514918A1 SU884354656A SU4354656A SU1514918A1 SU 1514918 A1 SU1514918 A1 SU 1514918A1 SU 884354656 A SU884354656 A SU 884354656A SU 4354656 A SU4354656 A SU 4354656A SU 1514918 A1 SU1514918 A1 SU 1514918A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- reservoir
- indicators
- inert
- liquid hydrocarbons
- soluble
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к разработке газоконденсатных месторождений. Цель - повышение точности способа и обеспечение возможности получени количественной информации о насыщенности пласта жидкими углеводородами. Дл этого закачивают в пласт растворимый в жидких углеводородах (ЖУВ) индикатор и инертный к ним индикатор с газообразным носителем. Регистрируют врем по влени индикаторов в продукции эксплуатационной скважины. Определ ют плотности жидкой и газовой фаз пластового флюида. Определ ют коэффициенты распределени растворимого в ЖУВ и инертного к ним индикаторов. Определ ют коэффициент пористости пласта. Определ ют среднюю скорость фильтрации газообразного носител индикаторов. Насыщенность газоконденсатного пласта ЖУВ вычисл ют по формуле:S=(T1-T2).Vρг/Kп .L.(K1-K2).ρж, где ρг, ρж - плотность соответственно, газовой и жидкой фазThe invention relates to the development of gas condensate fields. The goal is to improve the accuracy of the method and provide the possibility of obtaining quantitative information about the saturation of the reservoir with liquid hydrocarbons. For this purpose, an indicator and an inert indicator with a carrier gas are injected into the formation soluble in liquid hydrocarbons (ASU). The times of occurrence of indicators in the production of a production well are recorded. The densities of the liquid and gas phases of the formation fluid are determined. The distribution coefficients of the soluble in the PSU and inert to them indicators are determined. Determine the reservoir porosity coefficient. The average filtration rate of the indicator carrier gas is determined. The saturation of the gas condensate layer of the PSU is calculated by the formula: S = (T 1 -T 2 ) . Vρ g / K p . L. (K 1 -K 2 ) . ρ W , where ρ g , ρ W - density, respectively, of the gas and liquid phases
K1,K2 - коэффициент распределени , соответственно, растворимого в ЖУВ и инертного к ним индикаторовK 1 , K 2 - distribution coefficient, respectively, soluble in the PSI and inert to them indicators
KN - коэффициент пористостиK N - coefficient of porosity
V - средн скорость фильтрации газообразного носител индикаторовV - average filtration rate of the gaseous carrier of indicators
T1,T2 - врем по влени в продукции эксплуатационной скважины, соответственно, растворимого в ЖУВ и инертного к ним индикаторовT 1 , T 2 - the time of occurrence in the production of the production well, respectively, soluble in PSU and inert indicators to them
L -длина пласта. Кроме того, в качестве растворимых в ЖУВ индикаторов закачивают дихлорэтан или дихлорформетан, или хлороформ. В качестве инертного к ЖУВ индикатора закачивают гелий. 1 з.п. ф-лы.L is the length of the reservoir. In addition, dichloroethane or dichloroformethane, or chloroform, is pumped as soluble indicators in the PSUs. As an inert indicator for ZhUV, helium is injected. 1 hp f-ly.
Description
Изобретение относитс к области разработки газоконденсатных месторождений , в частности к способам определени насьпценности пласта-коллектора жидкими углеводородами, и может быть использовано при контроле разработки газоконденсатных месторож- .дений и при разработке газоконденсатных месторождений с поддержаниемThe invention relates to the field of development of gas condensate fields, in particular, to methods for determining the reservoir formation of liquid hydrocarbons, and can be used to control the development of gas condensate field sites and to develop gas condensate fields.
пластового давлени (сайклинг-про- цесс).reservoir pressure (cycling process).
Цель изобретени - повьшение точности способа и обеспечение возможности получени количественной информации о насьщенности пласта жидкими углеводородами.The purpose of the invention is to increase the accuracy of the method and to provide the possibility of obtaining quantitative information on the formation of liquid hydrocarbons.
Растворимость галогенпроизводных углеводородов в конденсате приводитThe solubility of halogen derivatives of hydrocarbons in the condensate leads
315315
к запаздыванию фронта из распространени относительно фронта вытеснени газа. Напротив, фильтраци гели в газовой фазе и его ннертность к кон- денсату обеспечивает его опережающее продвижение к добывающей скважине .to the front lag of propagation relative to the gas displacement front. In contrast, filtering the gels in the gas phase and its stability to the condensate ensures its rapid advance to the production well.
По разности времени прихода индикаторов различной растворимости к добьгоающим (эксплуатационным) скважинам с учетом емкостных свойств пласта можно судить о насыщенности пласта жидкой фазой.According to the difference in arrival time of indicators of different solubility to the producing (production) wells, taking into account the reservoir properties of the reservoir, it is possible to judge the saturation of the reservoir with the liquid phase.
II
Способ осуществл ют следующим об разом.The method is carried out as follows.
Последовательно закачивают в пласт через нагнетательную скважину раство- римьй в жидких углеводородах индикатор и инертный к ним индикатор с газообразным носителем последних. Регистрируют врем по влени индикаторов в продукции экстглуатадионной скважины. Определ ют плотности жидкой и газовой фаз пластового флюида, определ ют коэффициенты распределени растворимого в жидких углеводородах и инертного к ним индикаторов, определ ют коэффициент пористости пласта. Определ ют среднюю скорость фильтрации газоо бразного носител индикаторов , а насыщенность газоконденсатного пласта жидкими углеводородами опре- , дел ют из выражени :A indicator and an inert indicator with a gaseous carrier of the latter are pumped into the reservoir through the injection well successively into the reservoir. Record the times of occurrence of indicators in the production of an extruded well. The densities of the liquid and gas phases of the formation fluid are determined, the distribution coefficients of the soluble in liquid hydrocarbons and inert indicators thereto are determined, the coefficient of porosity of the formation is determined. The average filtration rate of the gas carrier of the indicators is determined, and the saturation of the gas condensate formation with liquid hydrocarbons is determined from the expression:
S S
( ta).V Рг(ta) .V wg
Kn-L (,Kn-L (,
де fr Р плотность соответственно газовой и жидкой фаз, кг/м ; .40de fr P density, respectively, of the gas and liquid phases, kg / m; .40
К , К - коэффициент распределени соответственно растворимого в ж1адких углеводородах и инертного к ним индикаторов; 45 К - коэффихщент пористостиK, K is the distribution coefficient, respectively, of the soluble in hydrocarbons and inert indicators to them; 45 K - coefficient of porosity
пласта;reservoir;
V - средн скорость фильтраций газообразного носител индикаторов; 50 t ,, t ., - врем по влени в продукции эксплуатационной скважины соответственно растворимого в жидких углеводородах и инертно-55 го к ним индикаторов, с; L - длина пласта, м. В качестве растворимых в жидких глеводородах индикаторов закачиваютV is the average rate of filtration of the gaseous carrier of indicators; 50 t ,, t., Is the time of appearance in the production of a production well, respectively, soluble in liquid hydrocarbons and inert indicators — 55 to them; L - the length of the reservoir, m. As the indicators soluble in liquid hydro-gases, they are injected
tOtO
1515
т - й . о , th - th. about ,
2020
2525
30thirty
3535
, 40, 40
4545
184184
дихлорэтан или дихлорфторметан или хлороформ, а в качестве инертного к жидким углеводородам индикатора - гелий.dichloroethane or dichlorofluoromethane or chloroform, and as an indicator inert to liquid hydrocarbons, helium.
Использование указанных галоген- производных легких углеводородов обусловлено близостью их молекул рных масс к молекул рной массе легкой части конденсата, температур кипени и хорошей растворимостью в жидких углеводородах. Это обеспечивает низкую упругость паров этих индикаторов в газоконденсатной системе пласта, соизмеримую с сорбируемостью углеводородов породой, сорбируемость, фильтрацию их в составе жидкофазной углеводородной смеси в пласте.The use of these halogen derivatives of light hydrocarbons is due to the proximity of their molecular masses to the molecular weight of the light portion of the condensate, boiling points and good solubility in liquid hydrocarbons. This provides low vapor pressure of these indicators in the gas-condensate system of the reservoir, which is comparable with the sorbability of hydrocarbons by the rock, sorbability, and filtering them as part of a liquid-phase hydrocarbon mixture in the reservoir.
Использование гели обусловлено его минимальной из всех газов растворимостью в жидких углеводородах, а следовательно, фильтрацией его в пласте только в составе газовой фазы. Кроме того, эти индикаторы соответствуют общим требовани м, предъ вл емым к искусственно вводимым в пласт индикаторам: хлор (фтор) - углеводороды отсутствуют в пласте, т.е. в нем не имеетс их фонового содержани ; гелий присутствует в природных газах в достаточно малых концентраци х и требуемьй: объем его закачки поэтому невелик.The use of gels is due to its minimum solubility of all gases in liquid hydrocarbons, and therefore, its filtration in the reservoir only as part of the gas phase. In addition, these indicators meet the general requirements imposed on indicators that are artificially introduced into the reservoir: chlorine (fluorine) - hydrocarbons are absent in the reservoir, i.e. it does not have their background content; helium is present in natural gases at sufficiently low concentrations and is required: the volume of its injection is therefore small.
Пример. На месторождении выбраны нагнетательна и добывающа скважины, наход щиес на рассто нии В 1000 м. Средн толщина пласта, вскрыта скважинами, h 50 м. Пористость пласта, определенна по исследованию кернового материала, 0,11. Замер ют дебит добывающей скважины q. 10 , ПО которому рассчитыт- вают среднюю.скорость фильтрации газообразного носител индикаторов (газа) в пласте:Example. The injection and production wells located at a distance of 1000 m are selected at the field. The average thickness of the reservoir is exposed by wells, h 50 m. The porosity of the reservoir, determined from the study of core material, 0.11. The production well rate q is measured. 10, the software for which the average filtration rate of the gaseous indicator carrier (gas) in the reservoir is calculated:
V V
20 м/сут. 20 m / day.
пикно .,3pykno., 3
h-B 50-1000 Определ :ют плотность газг метрическим способом j3|- 0,7 кг/м- и плотность жидкой фазы денсиметричес- ким способом р (; 700 кг/м . Коэффициенты распределени индикаторов определ ют любым из известных способов (экспериментально или расчетным путем). Например, дл дихлорэтана К, 0,97; дл гели К 0,00038.hB 50-1000 The density of the gazg is determined by the metric method j3 | - 0.7 kg / m and the density of the liquid phase by the densimetric method p (; 700 kg / m. The distribution coefficients of the indicators are determined by any known method (experimentally or calculated by). For example, for dichloroethane K, 0.97; for gels, K 0.00038.
Определ ют необходимые количества индикаторов дл закачки в пласт.The required number of indicators for injection into the reservoir is determined.
Необходимое количество гели определ ют «по формуле: The required amount of gels is determined by the formula:
НеNot
P,. 2 P ,. 2
II
10ten
--
Коэффициент молекул рной диффузии беретс из справочной литературы D . Рассто ние мезвду р дами нагнет ательных и добьщающих скважин L 1000 м.The molecular diffusion coefficient is taken from reference literature D. The distance between the bellows and the injection wells L 1000 m.
0,7.0,110.7.0.11
1000-2 Js,1000-2 Js,
1414
10ten
TOGOTOGO
-,-i-, - i
. 2,38-10 кг или 12,34 м .. 2.38-10 kg or 12.34 m.
Необходимое количество дихлорэтана определ ют по формуле:The required amount of dichloroethane is determined by the formula:
Q. fr-Kn l ..j7f.10- ВхэLг г J Д Q. fr-Kn l ..j7f.10- Whhelg J D
п 7 л 11 1 X 70Ц 0 97 „ L ,, 1 0,7-0,1М п 7 л 11 1 X 70Ц 0 97 „L ,, 1 0.7-0.1M
10001000
V-V-
vIO- 0,347 кг..vIO- 0.347 kg ..
В нагнетательную скважину с щью насосного агрегата закачивают 0,347 кг дихлорэтана, а с помощью компрессора - 12 м гели и продавливают их в пласт пластовым газом в объеме 54 м- . Регистрируют врем по влени гели в продукции добывающей (эксплуатационной) скважины t 40 сут. Регистрируют врем по влени дихлорэтана в продукции добьшаю- щёй скважины t .55 сут. -С -0.347 kg of dichloroethane is pumped into the injection well with the pump unit and with the help of a compressor - 12 m of gels and they are forced into the reservoir with reservoir gas in a volume of 54 m-. The time of occurrence of gels in the production of a production (production) well is recorded for 40 days. The time of occurrence of dichloroethane in the production of an additional well of t .55 days is recorded. -WITH -
Насыщенность пласта жидкими углеводородами определ ют из выражени :The saturation of the reservoir with liquid hydrocarbons is determined from the expression:
(t.-t -У- рг 15-20-07 Kr,-L (K-К,,)- f -1000O,969,70 0,0028.(t.-t -U- rg 15-20-07 Kr, -L (K-K ,,) - f -1000 O, 969.70 0.0028.
Таким образом, насыщенность пласта жидкими углеводородами на исследованном участке 0.,28%. ,Thus, the saturation of the reservoir with liquid hydrocarbons in the studied area of 0., 28%. ,
Использование изобретени дл определени насыщенности пласта жидкими углеводородами обеспечивает по сравнению с известными способами более точное и менее трудоемкое определение насыщенности пласта жидкими углеводоUsing the invention to determine the saturation of a reservoir with liquid hydrocarbons provides, in comparison with known methods, a more accurate and less laborious determination of the saturation of a reservoir with liquid carbohydrates.
10ten
1515
2020
00 j 00 j
д ,d,
вышение конечной конденсато- и газоотдачи газоконденсатного пласта.increase of the final condensate and gas recovery gas condensate reservoir.
Кроме того, данный способ практически не чувствителен к потер м индикаторов в пласте, что значительно повышает его точность и надежность.In addition, this method is practically not sensitive to the loss of indicators in the reservoir, which significantly increases its accuracy and reliability.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884354656A SU1514918A1 (en) | 1988-01-04 | 1988-01-04 | Method of determining saturation of gas condensate-bearing formation with liquid hydrocarbons |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884354656A SU1514918A1 (en) | 1988-01-04 | 1988-01-04 | Method of determining saturation of gas condensate-bearing formation with liquid hydrocarbons |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1514918A1 true SU1514918A1 (en) | 1989-10-15 |
Family
ID=21346790
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884354656A SU1514918A1 (en) | 1988-01-04 | 1988-01-04 | Method of determining saturation of gas condensate-bearing formation with liquid hydrocarbons |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1514918A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8606523B2 (en) | 2008-09-30 | 2013-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method to determine current condensate saturation in a near-wellbore zone in a gas-condensate formation |
-
1988
- 1988-01-04 SU SU884354656A patent/SU1514918A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 453479, кл. Е 21 В 47/00, 1969. Авторское свидетельство СССР № 608914, кл. Е 21 В 47/00, 1978. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8606523B2 (en) | 2008-09-30 | 2013-12-10 | Schlumberger Technology Corporation | Method to determine current condensate saturation in a near-wellbore zone in a gas-condensate formation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Korbøl et al. | Sleipner vest CO2 disposal-injection of removed CO2 into the Utsira formation | |
Graue et al. | Study of a possible CO2 flood in Rangely Field | |
Stewart et al. | The role of bubble formation in oil recovery by solution gas drives in limestones | |
US5439054A (en) | Method for treating a mixture of gaseous fluids within a solid carbonaceous subterranean formation | |
Kennan et al. | Pressure dependence of the solubility of nitrogen, argon, krypton, and xenon in water | |
Gravier et al. | Determination of gas-condensate relative permeability on whole cores under reservoir conditions | |
Mehta et al. | A thermodynamic model for structure‐H hydrates | |
SU1514918A1 (en) | Method of determining saturation of gas condensate-bearing formation with liquid hydrocarbons | |
CN114233285B (en) | Natural gas hydrate exploitation test method and test device | |
US4228855A (en) | Method of injectivity profile logging for two phase flow | |
Stewart et al. | Determination of limestone performance characteristics by model flow tests | |
Rogers et al. | The skin due to slant of deviated wells in permeability-anisotropic reservoirs | |
EP1706710B1 (en) | Detection of water breakthrough | |
Jacoby et al. | A method for predicting pressure maintenance performance for reservoirs producing volatile crude oil | |
US5117907A (en) | Recovering hydrocarbons with a mixture of carbon dioxide and trichloroethane | |
Bass | Analysis of abnormally pressured gas reservoirs with partial water influx | |
Grigg et al. | Effect of pressure on improved oilflood recovery from tertiary gas injection | |
US5871053A (en) | Method for improving oil recovery from a formation using hydrocarbon analysis of the fluid produced therefrom | |
Cotter | Twenty-three years of gas injection into a highly undersaturated crude reservoir | |
SU1645484A1 (en) | Method for determining saturation of gas condensate formation with liquid hydrocarbons | |
SU1765376A1 (en) | Condensation starting point pressure determination method | |
RU2810671C1 (en) | Method for optimizing water injection into injection wells at initial stage of their operation | |
Ali et al. | Fluid Characterization for Compositional Simulation with Application to Endicott Field, Alaska. | |
SU722805A1 (en) | Method of operating an underground gas storage reservoir | |
Stalkup | Using phase surfaces to describe condensing-gas-drive experiments |