SU1645484A1 - Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами - Google Patents

Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами Download PDF

Info

Publication number
SU1645484A1
SU1645484A1 SU894701031A SU4701031A SU1645484A1 SU 1645484 A1 SU1645484 A1 SU 1645484A1 SU 894701031 A SU894701031 A SU 894701031A SU 4701031 A SU4701031 A SU 4701031A SU 1645484 A1 SU1645484 A1 SU 1645484A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
reservoir
indicator
liquid
gas
determined
Prior art date
Application number
SU894701031A
Other languages
English (en)
Inventor
Каплан Сафербиевич Басниев
Павел Григорьевич Бедриковецкий
Юрий Андреевич Журов
Нина Владимировна Авраменко
Зинаида Александровна Сухотина
Игорь Анатольевич Леонтьев
Рудольф Михайлович Тер-Саркисов
Александр Алексеевич Валюшкин
Александр Филиппович Колесников
Николай Александрович Гужов
Василий Григорьевич Падюк
Original Assignee
Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина
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 Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина filed Critical Московский Институт Нефти И Газа Им.И.М.Губкина
Priority to SU894701031A priority Critical patent/SU1645484A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU1645484A1 publication Critical patent/SU1645484A1/ru

Links

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Description

1
(21)4/01031/Oj
(22)JO.03.89
(4b) JO.04.91. Бюл. f 1b
(71)Московский институт нефти и газа им. И.М. Губкина
(72)К.С. йаснисч, II.1. Бедрик вецкил, Ю.А. туров, Н.В. Авраменко, З.А. Сухотина , И.А. Леонтьев, P.M. Тер-Сзрки- сов, А. А. йг-шюшкин, А.Ф. Колесников, Н.А. Гужов и Н.Г, Надюк
(53)Ь22,Я2(088.й)
(56) Авторское свидетельство СССР 1514918, кл. Е 21 В 47/00, 1988.
(54)СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАСЫЩЕННОСТИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО 1UIACTA ЖИДКИМИ УГЛЕВОДОРОДАМИ
О7) Изоиретение относитс  к разрчбот- ке газоконденсатных месторождений, Цель - повышение точности определени  насыщенности углеводородами бессернистого газоконденсатного пласта. В пласт
через наг летательную скважину закачивают оторочки хорошо растворимого в жидких углеводородах (ЖУВ) и иьертно- го к ним индикаторов с газообразные носителем. Б качестве растворимого в ,КУВ индикатора используют природные меркаптаны или одоранты на их основе, в качестве нейтрального к ЖУВ индикатора - готий. Определ ют плотность жидкой (,0л) и азовой (Ла) пластового флюида, коэффициенты распределени  растворимого в ЖУВ (К) и инертного к ним (K2J индикаторов, коэффициент пористости пласта (т), среднюю скорость фильтрации газообразного носител  индикаторов (и) и регистрируют врем  по влени  в добывающей скважи- пе обоих индикаторов (t.t,,), а насыщенность га-зоконденсатного пласта ЖУВ (I) определ ют по формуле I u(te-t p.AiL/Jgd/Kj-l/K. где L - рассто ние между нагнетательной и добывающей скважинами. 1 з.п. ф-лы.
Изобретение относитс  к разработке газоконденсатных месторождений.
Цель изобретени  - повышение точности определени  насыщенности жидкими углеводородами бессернистого га- зоконденсатного пласта.
Способ осуществл ют следующим об- .разом.
На месторождении выбирают нагнетательную и добывающую скважчны. Определ ют плотности жидкой и газовой фаз пластового флюида пикнометричес- ким способом. Определ ют коэффициенты конвективной диффузии индикаторов из справочной литературы.
Определ ют коэффициенты распределени  растворимого в жидких углеводородах и инертного к ним индикаторов экспериментально или расчетным путем. Определ ют коэффициент пористости пласта по исследовани м кернового матери  та. Определ ют среднюю скорость фильтрации газообразного носител  индикаторов по формуле
о
4 СП
Ј
00 -U
v где q В (1)
Н
ВЧ
дебит добывающей скважины, м3/с;
рассто ние между нагнетательной и добывающей скважинами,м;
Н - средн   толщина пласта, вскрыта  скважинами, м. Определ ют необходимые количества индикаторов дл  закачки в пласт, дл  чего задаютс  коэффициентом газонасыщенности пласта S 0,3,
Необходимое количество гели  определ ют по формуле
П mBHL
Л
( vL
Х2)
где
Р
аплотность газовой фазы,
m - коэффициент пористости пласта;
L, - рассто ние от добьшающей
до нагнетательной скважины, м;

Claims (2)

1) - коэффициент конвективной диффузии индикатора, величина пика оторочки индикатора при подходе его к добьшающей скважине. Необходимое количество смеси мер- каптанов определ ют по формуле
М л rtuiHL J-Јp s+K(1-s)Ј, (3)
где К - коэффициент распределени  индикатора в пласте. Последовательно закачивают в пласт через нагнетательную скважину растворимый в жидких углеводородах индикатор (природные меркаптаны или одорант и нейтральный к жидким углеводородам индикатор (гелий). После этого обе оторочки проталкивают по пласту природным газом. Момент по влени  обоих индикаторов в продукции эксгшуатаци- онных скважин определ ют аналитическими методами, например хроматографи- чески.
Насыщенность гаэоконденсатного пласта жидкими углеводородами при STO определ ют по разности значений интервалов времени от закачки до по влени  каждого индикатора по формуле
s
vua-t12ЈЈ
mLpi (l/K4-1/Kpf
00
On рр плотность соответствен- но газовой и жидкой фаз,
кг/м ;
К, коэффициенты распределени  соответственно растворимого в жидких углеводородах и инертного к
0
$
5
ним индикаторов; v - средн   скорость фильтрации газообразного носители индикаторов, м/с; t,, t2 - врем  по влени  в продукции эксплуатации скважины соответственно растворимого в жидких углеводородах и инертного к ним индикаторов, с.
Пример. На месторождении выбраны нагнетательна  и дооываюша  скважины , наход ;циес  на рассто нии А 1000 м. Средн   толщина пласта, вскрыта  скважинами, составл ет Н 50 м. Пористость пласта т, определенна  по исследовани м кернового материала , составила 0,11. Замер ют дг- бит добьшающей скв«жины b м3/сут, по КиТирому рассчитывают среднюю скорость фильтрации газообразного носител  индикаторов (газа) пласта по формуле (1)
3
v
80400 50 м х 1000 м
сут
- 0,23 10 5м/с.
Определ ют плотность г за пикномет- рическим способом: Ра 0,7 кг/м и плотность жидкой фазы денсиметричес- ким способом: Пп 700 кг/м . Коэффициенты распределени  индикаторов определ ют любым из известных способов (экспериментально или расчетным путем ), например дл  меркаптана К 0,о47, дл  гели  К 0,00038.
Коэффициент конвективной диффузии беретс  из 1) Ю-о . Рассто ние между р дами нагнетатепьных и добывающих скважин L 10UU м,
Преде: точности измерений концентрации гели  5 10, а меркаптанов
8 ш-4.
Определ ют необходимые количества индикаторов дл  закачки в пласт.
Необходимое количество гели  (по формуле (2))
Мне 0,7 кг/м х 0,11 1UOO м
к 50 мх 1000 м
А
, ЗМО бм2/с
- -.-«.- .. «. jj
0,23 I0 f м 4,93 кг или 4,093/0,166 24,5 м при нормальных услови х.
Необходимое количество меркапгано определ ют пг формуле U)
К 0,7 кг/м 0,1U IOOO м У 50 м х
Х1000 м
JM (Г6 Ltf/c 0, м
-3
X 0,3+0,047(1-0,3).10 64,8 кг.
меркаптана, а 24,5 м гели 
В наг четательную скважину с помощь насосного агрегата закачивают 64,8 кг с помощью компрессора и продавливают их в
пласт пластовым газом в объеме 54 м , Регистрируют врем  по влени  гели  и продукции добывающей , кв жины t. - 50 гут.
Регистрируют врем  по влени  меркаптана в продукции добывающей скважины t из сут.
Насыщенность пласта «едкими углеводородами определ ют из зыражрчи  (4)
Ъ
15сут х20 S 0,Tl МОоГГм к 0,ь4бЛоО кг/м
0,.
3
Г ч к им обр°зом, насьиденк сть njacra жидкими углеь.-дородамн ча исследованном участка составила 0,42%,
Предлагаемый способ практически не чувствителен к потер м индикаторов л плдсте, что значительно повышает его точности и надежность.
Использование предлагаемое способа обеспечивает высокую точность оп3
ределснн  насыщенности пласта жидгчми углеводородами, что оказывает суце- ственн ю помощь прч повышении конечной конденсате- и газоотда и гааокон- денсатного пласта
Ф о
10
20
рмула кзооретени  1. Способ определени  насыценностщ газоконденсатного пласта жидкими уг- л водородам, рключа.ощий последова- тьльную закачку в пласт через нагне- ательную скважину растворимого в житкпх углеводородах индикатора и 5 инертного к ш- м индикатора с газообра -inw носителем, последующую регист- рацию времени по влени  индикаторов в -родукции эксплуатационной скважи- :. , определение плотностей жидкой и газовой фаз пластового флюида, коэффициентов тазового распределени  ра.ст- воримого в жидких углеводородах и инертного к ним ннднчатороп, коэффициента пористости пласта и сродней скорости фильтрации гачоооразного носител  индикаторов, отличаю- щ и и с   тем, что, с целью повышени  точности определени  насыщенности жидким, /глеводородами Оессернистого газоконденсатного пласта, в качестве растворимого в жидких углеводородах индикатора в ппаст закачивают меркаптаны .
2. Способ по п. 1, отличаю25
30
 
гем, что в качестве меркапщ и и с
танов в пласт закачивают природные
смеси меркаптанов или олоранты на их
основе.
SU894701031A 1989-03-30 1989-03-30 Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами SU1645484A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894701031A SU1645484A1 (ru) 1989-03-30 1989-03-30 Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894701031A SU1645484A1 (ru) 1989-03-30 1989-03-30 Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1645484A1 true SU1645484A1 (ru) 1991-04-30

Family

ID=21452192

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU894701031A SU1645484A1 (ru) 1989-03-30 1989-03-30 Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1645484A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US4273187A (en) Petroleum recovery chemical retention prediction technique
Tomich et al. Single-well tracer method to measure residual oil saturation
Jacks et al. The modeling of a three-dimensional reservoir with a two-dimensional reservoir simulator-the use of dynamic pseudo functions
Masterson et al. Evidence for biodegradation and evaporative fractionation in West Sak, Kuparuk and Prudhoe Bay field areas, North Slope, Alaska
US4055399A (en) Tracers in predetermined concentration ratios
Ziegler Geology and hydrocarbon provinces of the North Sea
US3856468A (en) Method for determining fluid saturations in petroleum reservoirs
Wenger et al. Variations in organic geochemistry of anoxic-oxic black shale-carbonate sequences in the Pennsylvanian of the Midcontinent, USA
Bjorøy et al. Stable carbon isotope variation of n-alkanes in Central Graben oils
Lewis et al. Production evidence for geological heterogeneities in the Anschutz Ranch East field, western USA
SU1645484A1 (ru) Способ определени насыщенности газоконденсатного пласта жидкими углеводородами
Michon et al. Crustal structures of the Rhinegraben and the Massif Central grabens: An experimental approach
Whelan et al. Migration of C1-C8 hydrocarbons in marine sediments
Fitchen Sequence stratigraphic framework of the upper San Andres Formation and equivalent basinal strata in the Brokeoff Mountains, Otero County, New Mexico
Burchfiel et al. Geology of the Wilson Cliffs-Potosi Mountain area, southern Nevada
Kuo et al. Optimization of Waterflood Performance and CO2-Flood Design Using a Modeling Approach, Mallet Unit, Slaughter Field
Witkind Overthrusts and salt diapirs, central Utah
Smalley et al. A toolkit for early identification of reservoir compartmentalization
Hall The future prospectivity of the Perth Basin
Gibson et al. Shelf petroleum system of the Columbus basin, offshore Trinidad, West Indies. II. Field geochemistry and petroleum migration model
Ali et al. Fluid Characterization for Compositional Simulation with Application to Endicott Field, Alaska.
Kerans et al. Characterization of Facies and Permeability Patterns in Carbonate Reservoirs Based in Outcrop Analogs
England et al. Geochemistry of reservoirs, an introduction
Roen Geologic Framework and Hydrocarbon Evaluation of Devonian and Mississippian Black Shales in Appalachian Basin
Mueller et al. Application of geochemistry in the evaluation and development of deep Rotliegend dry gas reservoirs, NW Germany