SU1624141A1 - Method of locating productive intervals in oil pools - Google Patents
Method of locating productive intervals in oil pools Download PDFInfo
- Publication number
- SU1624141A1 SU1624141A1 SU884667679A SU4667679A SU1624141A1 SU 1624141 A1 SU1624141 A1 SU 1624141A1 SU 884667679 A SU884667679 A SU 884667679A SU 4667679 A SU4667679 A SU 4667679A SU 1624141 A1 SU1624141 A1 SU 1624141A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- fluid
- density
- stratification
- intervals
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относитс к скважин- ной разработке нефт ных месторождений . Цель изобретени - повышение точности определени продуктивных интервалов необсаженных пластов за счет стратификации измер емого потока ф.1поида. До вызова притока пластового флюида ствол скважины в исследуемом интервале заполн ют не смешивающейс с нефтью жидкостью. Определение продуктивных интервалов производ т по данным измерени .-физических характеристик флюида при притоке пластового флюида в скв-глашу. При исследовании дебит НРФТИ и плотность не смешивающейс с -(ефтью жидкости (рр) отвечают условию qMCI№ qMV,4+2(pp/pH-i), 1Де q/MUH , qMa«- соответственно минимальное и максимальное значени дебита на 1 м топщины продуктигных интервалов , обеспечивающих стратификацию мин потока флюида в скважине (t 1 м / сут); Пи - плотность нефти в пластовых услови х. Дл сохранени стратификации потока флюида в момент измерени его физических характеристик ствол скважины оборудуют перфорированным хвостовиком. 1 з,п. ф-лы, 2 ил. S (ЛThe invention relates to the downhole development of oil fields. The purpose of the invention is to improve the accuracy of determining the productive intervals of uncased formations due to the stratification of the measured flow rate 1 p. Before the inflow of formation fluid is called up, the wellbore in the test interval is filled with a fluid that is not miscible with oil. The determination of the productive intervals is made according to the measurement of the fluid's physical characteristics with the influx of formation fluid in the well. In the study of the flow rate of NRPTI and the density is not miscible with - (the liquid eft (pp) meets the condition qMCI№ qMV, 4 + 2 (pp / pH-i), 1De q / MUH, qMa "- the minimum and maximum values of the flow rate per 1 m the top of the product intervals, which ensure the stratification of the fluid flow in the well (t 1 m / day); Pi - the density of oil in reservoir conditions. To maintain stratification of the fluid flow at the time of measuring its physical characteristics, the wellbore is equipped with a perforated shank. f-ly, 2 ill. S (L
Description
Изобретение относитс к скважин- ной разработке нрфт ньгх месторождений с порово-трещинными коллекторами, не содержащими воду.The invention relates to the well development of mineral oil fields with porous-fractured reservoirs that do not contain water.
Цель изобретени - повышение точности определени продуктивных интервалов необсаженных пластов за счет стратификации измер емого потока флюида .The purpose of the invention is to improve the accuracy of determining the productive intervals of uncased formations due to the stratification of the measured fluid flow.
На фиг.1 представлены резупьтаты термометрии, расходометрии и влаго- метрии в скважине; на фиг.2 - результаты термометрии, расходометрии, влагометрии и плотнометрии.Figure 1 shows the results of thermometry, flow measurement and moisture measurement in a well; figure 2 - the results of thermometry, flow measurement, moisture measurement and density measurement.
Способ осуществл ют следующим образом .The method is carried out as follows.
Перед исследованием ствоп скважины в интервале необсаженьон части заливают т желой не смешивающейс с нефтью жидкостью с плотностью, превышающей плотность нефти. Затем на забой скважины опускают беспакерный дебитометр, а скважину запускают в работу с дебитом, не нарутающим динамической стратификации. При этом плотность не смешивающейс с нефтью жидкости и дебит на 1 м толщины работаютих пропластков выбирают в соответствии с условиемBefore examining the well bore in the non-core portion, pour heavy, oil-immiscible oil with a density greater than the density of the oil. Then, a bespakerny debitometer is lowered to the bottom of the well, and the well is put into operation with a flow rate that does not violate dynamic stratification. At the same time, the density of a liquid that is not miscible with oil and the flow rate per 1 m of the thickness of the working layers are chosen in accordance with the condition
VCIKC VCIKC
РрRR
+ 2 (К - °+ 2 (K - °
где QMYW П лиакс соответс1Гвенно минимальное и максимальное значени дебита на 1 м толщины про- дуктивных интервалов обеспечивающих стратификацию потока флюида (Пд,пИ 1 м3/сут); Рр, РЙ соответственно плотность не смешивающейс с нефтью жидкости и нефти в пластовых услови х.where QMYW P liax corresponds to the minimum and maximum flow rate per 1 m thickness of the productive intervals that ensure the stratification of the fluid flow (FR, PI 1 m3 / day); Pp, RY, respectively, the density of a fluid and oil that does not mix with oil under reservoir conditions.
Выделение работающих нефт ных интервалов происходит следующим образом .The allocation of working oil intervals is as follows.
В зависимости от местоположени прибора рассмотрим 3 случа :Depending on the location of the device, we consider 3 cases:
прибор (дебитомер, плотномер или влагомер) находитс ниже нижнего нефт ного просло . В этом случае в чувствительной части прибора на- ходитс жидкость, закачанна в скважину , ее физические характеристики регистрируютс прибором} The instrument (flow meter, density meter or moisture meter) is below the lower oil interbed. In this case, there is liquid in the sensitive part of the device pumped into the well, its physical characteristics are recorded by the device}
прибор находитс напротив нефт ного работающего просло . Потоки нефти из этого просло имеют составл ющую скорости, перпендикул рную направлению прибора, что позвол ет нефти войти в его чувствительную часть, вытесн находившуюс там жид- кость. В данном случае регистрируютс физические параметры нефти;the device is located opposite the oil interbed. The oil flows from this interbed have a velocity component that is perpendicular to the direction of the instrument, which allows the oil to enter its sensitive part, displacing the liquid there. In this case, the physical parameters of the oil are recorded;
прибор находитс выше нефт ного просло . Нефть барботирует через столб жидкости вдоль ствола скважи- ны, параллельно направлению движени прибора, не проход через его чувствительную часть, В этом случае регистрируютс физические свойства закачанной жидкости.the device is located above the oil spill. Oil is bubbled through the fluid column along the wellbore, parallel to the direction of movement of the instrument, not passing through its sensitive part. In this case, the physical properties of the injected fluid are recorded.
Благодар влению динамической стратификации дл выделени пропластков может быть использован не только дебитометр, но также влагомер и плотномер , которые раньше дл повышени надежности выделени продуктивных пластов не использовались. Эти приборы можно использовать последовательно . Дл этого в работающей скважине снимают диаграммы механического дебитомера, плотномера и влагомера, При установившемс режиме фильтрации границы интервалов притока из пласта соответствуют границам изменени плотности смеси на диаграммах плотномера, которые соответствуют границам изменени диэлектрической проницаемости на диаграмме влагомера. По механическому дебитомеру нижн граница работающего интервала отбиваетс по началу резкого изменени скорости вертушки в сторону увеличени показаний , а верхн граница отбиваетс по резкому нижению скорости ее вращени .Due to the dynamic stratification to isolate interlayers, not only a debitometer can be used, but also a moisture meter and a density meter, which were not used to improve the reliability of reservoir formation. These devices can be used consistently. To do this, in the working well, the diagrams of the mechanical debitometer, densitometer and moisture meter are taken. At steady-state filtration mode, the boundaries of the inflow intervals from the reservoir correspond to the boundaries of the mixture density variation on the density meter diagrams that correspond to the boundaries of the dielectric constant in the moisture meter diagram. In the mechanical debitometer, the lower limit of the working interval is beaten off at the beginning of an abrupt change in the speed of the turntable in the direction of increasing readings, and the upper limit is beaten off by a sharp decrease in the speed of its rotation.
При использовании приборов, пропускающих часть потока через внутренние каналы, возможны деформаци стратифицированного состо ни или потер устойчивости его с полным смешением двух жидкостей. Это, как правило, наблюдаетс при резком различии толщин двух соседних слоев нефти или продуктивности соответствующих пропластков . Дл повышени -надежности способа в этих услови х путем исключени у, ловий дл нарушени стратификации в скважину опускают перфорированный хвостовик до залива т желой жидкости.When using devices that allow a part of the flow through internal channels, stratification of the stratified state or loss of its stability with complete mixing of two liquids are possible. This is usually observed with a sharp difference in the thickness of two adjacent layers of oil or the productivity of the respective interlayers. In order to increase the reliability of the method in these conditions by eliminating the violation, the perforated liner is lowered into the well to disrupt the stratification before the heavy liquid is poured.
При этом следует учитывать диаметр перфорированного хвостовика. Диаметр хвостовика должен быть так соизмерим с диаметром прибора, чтобы внутри него сохранились перемычки вода - нефть в неработающих интервалах при движении прибора или чтобы прибор не вытесн л жидкость из хвостовика при подъеме. В этом случае в интервале исследовани основной выход щий поток флюида движетс между стенками скважины и хвостовиком. Внутри хвостовика происходит разделение слоев на нефть - жидкость против работающих интервалов и на жидкость - нефть против неработающих интервалов.The diameter of the perforated shank should be taken into account. The diameter of the shank should be so commensurate with the diameter of the device so that there are water-oil jumpers inside it at non-operating intervals when the device is moving or that the device does not force the liquid out of the shank when lifting. In this case, in the study interval, the main output fluid flow moves between the walls of the well and the shank. Inside the shank, the layers are separated into oil - liquid against working intervals and liquid - oil against non-working intervals.
Пример 1, Исследовалс пласт в интервале 2754-2775 м. В качестве рабочей не смешивающейс с нефтью жидкости использовали раствор CsCl- с плотностью 1,28 г/см . Плотность нефти 0,7 г/см . Дебит скважины составл л 24 м /сут. Работающа толщина пласта 15,4 м. Таким образом, дебит составил 1,4 м /сут на 1 м ра- бо ающей толщины пласта. Дифференциаци по плотности в 1 ,8 раза при дебите 1,4 мэ/сут на метр работающей толщины пласта обеспечивает стратификацию измер емого потока флюида. Скважина была исследована механическим дебитометром. Дл сравнени был использован опытный высокочувствительный термометр. Дебитометром проводились две записи: основна и контрольна (втора по точкам). Скважина бы- ла оборудована 2,5-дюймовым хвостовиком , подвешенным на лифтовых трубах ,Example 1 A formation was investigated in the range of 2754-2775 m. A CsCl-solution with a density of 1.28 g / cm was used as a working fluid that is not miscible with oil. The density of oil is 0.7 g / cm. The flow rate was 24 m / day. The working thickness of the reservoir is 15.4 m. Thus, the flow rate was 1.4 m / day for 1 m of the working thickness of the formation. Differentiation in density of 1, 8 times at a debit of 1.4 mea / day per meter of working thickness of the layer provides stratification of the measured fluid flow. The well was examined by a mechanical flowmeter. An experienced highly sensitive thermometer was used for comparison. The debitometer was used to make two recordings: the main and the control (second by points). The well was equipped with a 2.5-inch shank suspended on lift pipes
Диаграмма интерпретации по деби- тометрии и термометрии приведена на фиг,1. Выделенные продуктивные интервалы обозначены знаком в колонне интервалов притока. Выделенные по показанию дебитометра интервчлы подтверждаютс термометрическим мето- дом.The interpretation diagram for debitometry and thermometry is shown in FIG. 1. The allocated productive intervals are indicated by the sign in the column of inflow intervals. The interval points selected according to the reading of the flow meter are confirmed by the thermometric method.
Пример 2. Скважина оборудована 4-дюймовым хвостовиком в интервале открытого забо , подвешенным на лифтовых 2,5-дюймовых трубах. За- бой заполнен раствором CaCl с плотностью 1,07 г/см . Плотность нефти 0,7 г/см . Дифференциаци по плотности в 1,5 раза. Скважина была исследована методом механической дебитомет- рии в феврале с дебитом 42 м /сут на 22 м работающей толщины. Таким образом , дебит составил 1,9 м3/сут на 1 м работающей толщины. При дифференциации по плотности в 1,5 раза и де- бите равном 1,9 м /сут на метр работающей толщины, стратификаци обеспечена (фиг,2),Example 2. A well is equipped with a 4-inch shank in the open hole interval, suspended on elevator 2.5-inch pipes. The slaughter is filled with a CaCl solution with a density of 1.07 g / cm. The density of oil is 0.7 g / cm. Differentiation in density by 1.5 times. The well was investigated by mechanical flow rate in February with a flow rate of 42 m / day at 22 m working thickness. Thus, the flow rate was 1.9 m3 / day per 1 m working thickness. With a differentiation in density of 1.5 times and a yield equal to 1.9 m / day per meter of working thickness, stratification is provided (FIG. 2),
Далее скважина была исследована методом влагометрии и термометрии, В этом случае дебит составл л 30 м /cy на 22 м работающей толщины. Дебит составил Ј.1,4 на 1 м работающей топщины пласта, при той же дифференциации плотностей в 1,5 раза стра- тификаци обеспечена.Further, the well was investigated by the method of moisture measurement and thermometry. In this case, the flow rate was 30 m / cy at 22 m working thickness. The flow rate was Ј.1.4 per 1 m of working reservoir, with the same differentiation of densities 1.5 times the stratification was ensured.
Как видно на фиг,2, границы основных работающих интервалов притока полностью соответствуют друг другу на всех диаграммах. Выделенные ин- тервалы обозначены знаком в колонке интервалов притока на фиг.2, Способ позвол ет надежно выдел ть продуктивные интервалы как в обсаженных,As can be seen in FIG. 2, the boundaries of the main operating inflow intervals fully correspond to each other in all the diagrams. The selected intervals are indicated by a sign in the column of inflow intervals in Figure 2. The method allows to reliably distinguish productive intervals in cased,
так и в необсаженных скважинах в кол лекторах гранул рного, трещино-поро- вого и трещинного типа. Данный способ позвол ет использовать такие приборы, как плотномер и влагомер дл выделени нефт ных притоков.and in uncased wells in the collectors of the granular, fractured and fractured type. This method allows the use of instruments such as a density meter and a moisture meter to isolate oil inflows.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884667679A SU1624141A1 (en) | 1988-12-30 | 1988-12-30 | Method of locating productive intervals in oil pools |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884667679A SU1624141A1 (en) | 1988-12-30 | 1988-12-30 | Method of locating productive intervals in oil pools |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1624141A1 true SU1624141A1 (en) | 1991-01-30 |
Family
ID=21436626
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884667679A SU1624141A1 (en) | 1988-12-30 | 1988-12-30 | Method of locating productive intervals in oil pools |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1624141A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2752068C1 (en) * | 2020-04-03 | 2021-07-22 | Виктор Александрович Шель | Multiple sensor device with different parameters to monitor the reservoir flow profile by multiple methods |
-
1988
- 1988-12-30 SU SU884667679A patent/SU1624141A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Руководство по применению промыс- лово-геофизических методов дл контрол за разработкой нефт ных место - рождений. М.: Недра, 1978, с. 87-92, 139-159. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2752068C1 (en) * | 2020-04-03 | 2021-07-22 | Виктор Александрович Шель | Multiple sensor device with different parameters to monitor the reservoir flow profile by multiple methods |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Jacob | Drawdown test to determine effective radius of artesian well | |
US2214674A (en) | Method of logging wells | |
CA1253012A (en) | Method for estimating porosity and/or permeability | |
US2803526A (en) | Location of water-containing strata in well bores | |
Webster et al. | Flow after cementing: A field and laboratory study | |
SU1624141A1 (en) | Method of locating productive intervals in oil pools | |
US2557488A (en) | Apparatus for and method of determining permeability of earth formations penetrated by well bores | |
US2413435A (en) | Method of determining permeability of earth formations penetrated by well bores | |
US3285064A (en) | Method for defining reservoir heterogeneities | |
RU2397321C1 (en) | Procedure for evaluation of yields of jointly operated wells | |
US3514996A (en) | Apparatus for geological surveying | |
Elshahawi et al. | Correcting for wettability and capillary pressure effects on formation tester measurements | |
US2636383A (en) | Well bore measuring and fluid metering device | |
CN108414405B (en) | Method for evaluating action rule of surfactant in drilling fluid in shale microcracks | |
US3338095A (en) | Method for tracing the movement of fluid interfaces | |
US3233453A (en) | Drill stem testing methods | |
SU1359435A1 (en) | Method of investigating injection wells | |
SU1476119A1 (en) | Method of locating intervals of annulus flow in well | |
SU1618875A1 (en) | Device for measuring fluid flow in well | |
SU953200A1 (en) | Deep-well flowmeter for flooded oil wells | |
SU1162944A1 (en) | Method of determining the height of cement composition in hole annulus | |
US3038333A (en) | Productivity well logging | |
SU473141A1 (en) | Method of gas metering wells | |
Ali et al. | Laminar motion of fluid mud. | |
Foster et al. | Hydraulic behaviour of the Chalk Aquifer in the Yorkshire Wolds. |