SU516807A1 - Method for determination of interfacial oil flows - Google Patents

Method for determination of interfacial oil flows

Info

Publication number
SU516807A1
SU516807A1 SU2066160A SU2066160A SU516807A1 SU 516807 A1 SU516807 A1 SU 516807A1 SU 2066160 A SU2066160 A SU 2066160A SU 2066160 A SU2066160 A SU 2066160A SU 516807 A1 SU516807 A1 SU 516807A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
reservoir
oil
volume
flow
coefficient
Prior art date
Application number
SU2066160A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Юрий Петрович Кадысев
Евгений Борисович Грунис
Владимир Михайлович Кузьмин
Original Assignee
Государственный Геофизический Трест "Татнефтегеофизика"
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 Государственный Геофизический Трест "Татнефтегеофизика" filed Critical Государственный Геофизический Трест "Татнефтегеофизика"
Priority to SU2066160A priority Critical patent/SU516807A1/en
Application granted granted Critical
Publication of SU516807A1 publication Critical patent/SU516807A1/en

Links

Landscapes

  • Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)

Description

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ НЕФТИ(54) METHOD FOR DETERMINING INTER-PLASTIC OIL FLOWS

1one

Изобретение относитс  к промыспово- геофизическим и геохимическим методам исследовани  скважин.The invention relates to field geophysical and geochemical well survey methods.

Известны способы определени  межила- стовых перетоков нефти путем отбора проб и установлени  перетока по увеличенному содержанию газовых компонентов пробы.Известные способы обладают йедсста-™ точной надежностью в определении переток нефти, особенно в пласты, заводненные пресной водой.Methods are known for determining inter-aerial flow of oil by sampling and establishing a flow according to the increased content of sample gas components. The known methods have precise reliability in determining the flow of oil, especially into freshwater-forced reservoirs.

Предлагаемый способ отличаетс  от известных TeiM, что определфот коэффициент пластового объема жидкости и содержание водорода в газовой фазе непосредственно после вскрыти  пластов и в процессе их эксплуатации, причем наличие перетока неф ти устанавливают по одновременному увеличению текущего значени  коэффициента пластового объема жидкости и содержани  водорода.The proposed method differs from the known TeiM that the coefficient of the reservoir fluid volume and the hydrogen content in the gas phase are determined immediately after the reservoir has been opened and in operation, and the presence of oil flow is established by simultaneously increasing the current value of the reservoir fluid volume and hydrogen content.

Это позвол ет существенно повысить надежность вы влени  перетоков нефти в заводненные пресной водой пласты.This makes it possible to significantly increase the reliability of the detection of oil flows into freshwater wilted beds.

Предложенный способ базщ)уетс  наThe proposed method bazch) uets on

.гидродинамических, геохимических и биохимических процессах, протекающих в неф т нрй залежи при ее разработке.. hydrodynamic, geochemical and biochemical processes occurring in the oil reservoir during its development.

В случае перетока нефти в заводненные закачиваемой пресной водой пласты за счет растворени  газа в воде измен етс  величина коэффициента пластового объема жидкости В ы,, .котора  значительно повыщаетс  при увеличении объема нефти в обводненном пласте. Кроме , в составе газа по вл ютс  непредельные тлеводороды и водород. Последний по в,п етс  поц в-оздействием суль- фатвосстанавливающих. бактерий и углерод- окисл ющих микроорганизмов, Которыми богать пресные нагнетаемые воды гидро- карбонатносульфатнонатриевого типа. При этом происходит окисление т желых угле- водородов с одновременным разложением последних, образование непредельных углеводородов и выделение водорода по следующей схеме:In the case of the flow of oil into the watering of the injected fresh water reservoirs, due to the dissolution of gas in water, the value of the coefficient of reservoir volume of the fluid Vyc which changes significantly increases with the volume of oil in the watered formation. In addition, unsaturated hydrocarbons and hydrogen appear in the composition of the gas. Last in, out is the effect of sulfate reducing agents. bacteria and carbon-oxidizing microorganisms, which are rich in fresh hydrocarbon-sulfate-sodium-type injected water. When this occurs, the oxidation of heavy hydrocarbons with simultaneous decomposition of the latter, the formation of unsaturated hydrocarbons and the release of hydrogen follows the following scheme:

пН2гг 2 pn2gg 2

-+2 - + 2

Claims (1)

25 В пластовых высокоминерализованных водах данные биохимические процессы не происход т, так как хлор  вл етс  бакте рицндным веществом дл  де тельности бактерий. Способ заключаетс  в следующем. После бурени  скважин в заранее намеченных дл  наблюдени  скважинах с наиболе возможными дл  возникновени  перетоков геологическими услови ми (например, вблизи зон сли ний пластов врезов, и т. д.) из пластов, имеющих гидродинамическую св зь , отбирают пробы пластовых флюидов с помощью опробователей дл  необсаженных скважин (например, ОПК, КИИ-.146), определ ют в них коэффициент пластового объе наличие в газовой фазе во- ма жидкости дорода. Коэффициент пластового объема жидкост или нефти В равен , где V объем нефти или жидкости в пластовых услови х с растворенным в ней газом, Vj - объем разгазированной нефти или жидкости на поверхности .при стандартных услови х. Дл  надежного определени  коэффициента В давление в отобранной из пласта жидкости во врем  транспортировки ее в лабораторию должно сохран тьс  посто нным , т. е. проба должна быть надеж но загерметизирована. Содержание водорода в пробах опредб л{пот на хроматографе. Аналогична  последовательность отбора проб пластовой жидкости и их анализа сохран етс  и дл  обсаженных скважин в про цессе эксплуатации залежи. При этом отбор проб осуществл ют с помощью опро бователей или испытателей дл  обсаженных скнажин типа ОПО или КИИ-95. Сопоставлением результатов геахими« еских анализов проб жидкости, отобраных при вскрытии пластов и в процессе х эксплуатации, устанавливают, наличие ли отсутствие перетока. При этом в сл)-чае еретока нефти в заводненный накачиваемой ресной водой пласт возрастает величина коэффициента пластового объема жидкости и содержание водорода. При движении нагнетаемых вод и при отсутствии перетока нефти в обводненный пласт В за счет снижени  ж,ж концентрации газа новыми порци ми воды, составе газа практически отсутствует водород. Использование предлагаемого способа позвол ет контролировать ход эксплуатации нефт нъ1хместорождений и вы вл ть перетоки нефти. Формула изобретени  Способ определени  межпластовых перетоков нефти путем отбора проб и установлени  перетока по увеличенному содержанию газовъ х компонентов пробы, отличающийс  тем, что, с целью повышени  надежности вы влени  перетоков нефти в заводненные пресной водой пласты, определ ют коэффициент пластового объема жидкости и содержание водорода в газовой фазе непосредственно после вскрыти  пластов и в процессе их эксплуатации , причем наличие перетока нефти устанавливают по одновременному увеличению теку - щего значени  коэффициента пластового объема жидкости и содержани  водорода.25 In the reservoir of highly mineralized waters, these biochemical processes do not occur, since chlorine is a bacterium for bacterial activity. The method is as follows. After drilling wells, the geological conditions that are most likely to occur in the outflows that have been scheduled for observation (for example, near the zones of intersection of cut formations, etc.) are sampled from the hydrodynamic link uncased wells (for example, OPK, KII-.146), determine the reservoir volume coefficient in them; the presence of nator fluid in the gaseous phase of the gas. The coefficient of reservoir volume of liquid or oil B is equal, where V is the volume of oil or liquid under reservoir conditions with gas dissolved in it, Vj is the volume of oil or liquid that is degassed on the surface under standard conditions. To reliably determine the coefficient B, the pressure in the fluid taken from the reservoir during its transportation to the laboratory must be kept constant, i.e. the sample must be reliably sealed. The hydrogen content in the samples was determined {sweat on the chromatograph. A similar sequence of sampling of the reservoir fluid and their analysis is maintained for cased wells during the operation of the reservoir. In this case, the sampling is carried out with the help of surveyors or testers for cased skins of type PBO or KII-95. By comparing the results of the geahimic analysis of fluid samples taken at the opening of the formations and in the course of their operation, it is determined whether there is no flow. At the same time, in the case of the flow of oil into the reservoir flooded with spring water, the value of the coefficient of the reservoir fluid volume and the hydrogen content increase. With the movement of injected water and in the absence of oil flow into the flooded formation B due to a decrease in gas concentration, gas concentration with new portions of water, gas composition, there is practically no hydrogen. The use of the proposed method allows to control the course of exploitation of oil in the field and to reveal the flow of oil. Claims The method of determining interflat oil flows by sampling and establishing a flow by the increased gas content of the sample components, characterized in that, in order to increase the reliability of detecting oil flows into freshwater-inflated formations, the coefficient of the reservoir fluid volume and the hydrogen content in gas phase immediately after the formation has been opened and during their operation, and the presence of oil flow is established by simultaneously increasing the current coeff. the liquid reservoir volume and hydrogen content.
SU2066160A 1974-10-10 1974-10-10 Method for determination of interfacial oil flows SU516807A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU2066160A SU516807A1 (en) 1974-10-10 1974-10-10 Method for determination of interfacial oil flows

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU2066160A SU516807A1 (en) 1974-10-10 1974-10-10 Method for determination of interfacial oil flows

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU516807A1 true SU516807A1 (en) 1976-06-05

Family

ID=20597971

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU2066160A SU516807A1 (en) 1974-10-10 1974-10-10 Method for determination of interfacial oil flows

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU516807A1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2786663C1 (en) * 2022-06-08 2022-12-23 Общество с ограниченной ответственностью "Сахалинская Энергия" (ООО "Сахалинская Энергия") Method for identifying interlayer flows in the development of oil and gas condensate or oil fields

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2786663C1 (en) * 2022-06-08 2022-12-23 Общество с ограниченной ответственностью "Сахалинская Энергия" (ООО "Сахалинская Энергия") Method for identifying interlayer flows in the development of oil and gas condensate or oil fields

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Simpkins et al. Hydrogeology and redox geochemistry of CH4 in a late Wisconsinan till and loess sequence in central Iowa
Kharaka et al. Isotopic composition of oil-field brines from Kettleman North Dome, California, and their geologic implications
Gibb et al. Procedures for the collection of representative water quality data from monitoring wells
Jannasch et al. Continuous chemical monitoring with osmotically pumped water samplers: OsmoSampler design and applications
Garing et al. Geochemical investigations of saltwater intrusion into the coastal carbonate aquifer of Mallorca, Spain
Spalding et al. Shallow groundwater denitrification
US2868625A (en) Method of tracing the flow of water
Gal et al. Inducing a CO2 leak into a shallow aquifer (CO2FieldLab EUROGIA+ project): Monitoring the CO2 plume in groundwaters
Ueda et al. Accumulation of nitrous oxide in aerobic groundwaters
Bottrell et al. Bacterial sulfate reduction and pyrite formation in a polluted sand aquifer
Yechieli et al. The inter-relationship between coastal sub-aquifers and the Mediterranean Sea, deduced from radioactive isotopes analysis
Kruglyakova et al. Assessment of technogenic and natural hydrocarbon supply into the Black Sea and seabed sediments
Ciglenečki et al. Sulfur species in Rogoznica lake
Mayer Spatial and temporal variation of groundwater chemistry in Pettyjohns Cave, northwest Georgia, USA
Luther III et al. Reduced sulfur in the hypersaline anoxic basins of the Mediterranean Sea
SU516807A1 (en) Method for determination of interfacial oil flows
US20040203160A1 (en) Method and device for analyzing the CO2 contained in a drilling fluid
US3508876A (en) Method for tracing the flow of water in subterranean formations
Franks et al. Geochemistry of formation waters from the subsalt Tubular Bells Field, offshore Gulf of Mexico: Implications for fluid movement and reservoir continuity
US4876449A (en) Reservoir evaluation using partitioning tracer
US3003856A (en) Method for tracing the flow of h2o
Atekwana et al. Carbonate and carbon isotopic evolution of groundwater contaminated by produced water brine with hydrocarbons
Marsh et al. Details of hydrochemical variations in flowing wells
Clark et al. Isotope constraints on the origin of pore waters and salinity in the permafrost and gas hydrate core intervals of the JAPEX/JNOC/GSC Mallik 2L-38 gas hydrate research well
Dyck et al. Seasonal variations of helium, radon, and uranium in lake waters near the Key Lake uranium deposit, Saskatchewan