WO2013062446A1 - Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей - Google Patents

Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей Download PDF

Info

Publication number
WO2013062446A1
WO2013062446A1 PCT/RU2012/000872 RU2012000872W WO2013062446A1 WO 2013062446 A1 WO2013062446 A1 WO 2013062446A1 RU 2012000872 W RU2012000872 W RU 2012000872W WO 2013062446 A1 WO2013062446 A1 WO 2013062446A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
temperature
reservoir
fluids
production
Prior art date
Application number
PCT/RU2012/000872
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Валерий Васильевич ШАКО
Вячеслав Павлович ПИМЕНОВ
Бертран ТЕВЕНИ
Original Assignee
Шлюмберже Холдингс Лимитед
Шлюмберже Канада Лимитед
Шлюмберже Технолоджи Б.В.
Сервис Петролиерс Шлюмберже
Прад Рисеч Энд Девелопмент Лимитед
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 Шлюмберже Холдингс Лимитед, Шлюмберже Канада Лимитед, Шлюмберже Технолоджи Б.В., Сервис Петролиерс Шлюмберже, Прад Рисеч Энд Девелопмент Лимитед filed Critical Шлюмберже Холдингс Лимитед
Priority to US14/353,432 priority Critical patent/US20140288836A1/en
Priority to EP12844033.6A priority patent/EP2772610B1/en
Publication of WO2013062446A1 publication Critical patent/WO2013062446A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
    • E21B47/103—Locating fluid leaks, intrusions or movements using thermal measurements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
    • E21B49/087—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters
    • E21B49/0875—Well testing, e.g. testing for reservoir productivity or formation parameters determining specific fluid parameters

Definitions

  • the invention relates to the field of geophysical studies of oil and gas wells, and in particular to determining the profile of fluid flow entering a well from productive formations of multilayer reservoirs.
  • temperature measurements are taken over the entire wellbore under quasi-stationary production conditions, and the temperature of the reservoir near the well is considered close to the temperature of the unperturbed reservoir.
  • the technical result of the present invention is to provide the ability to determine the profile of the inflow at the initial stage of production, immediately after perforation of the well, and to improve the accuracy determining the inflow profile by providing the ability to determine the inflow profile from non-stationary temperature data.
  • the specified technical result is achieved by the fact that in the process of well bore after drilling, the temperature in the well is measured, the well is perforated and the temperature of the fluids entering the well from the producing strata is determined at the initial stage of production.
  • the specific flow rate for each reservoir is determined by the rate of change of the measured temperatures.
  • T mi the rate of change of temperature of the fluid entering the well from the ⁇ ' -th reservoir at the initial stage of production
  • h is the thickness of the i-th reservoir
  • psellwith t is the volumetric heat capacity of the main rock, ⁇ is the porosity of the reservoir.
  • the temperature of the fluids entering the well is determined using sensors installed on the tubing string used for perforation over each perforation interval.
  • Low span ebony is determined by the formula
  • T is the rate of temperature recovery in the well before perforation
  • G the rate of change of temperature of the fluid entering the well from the reservoir at the initial stage of production, measured above the lower interval of perforation
  • p f c f is the volumetric heat capacity of the fluid
  • Well alignment is usually carried out within 5-10 days.
  • the temperature of the fluids entering the well from the reservoir at the initial production stage is preferably measured within 3-5 hours from the start of production.
  • FIG. 1 shows a diagram with three perforation intervals and three temperature sensors
  • FIG. Figures 2a and 2b show the results of calculating the inflow profiles for two variants of formation permeability values
  • FIG. 3 shows the temperatures of the fluids entering the well and the temperatures of the respective sensors for the case shown in FIG. 2a
  • FIG. 4 shows the temperatures of the fluids entering the well and the temperatures of the respective sensors for the case shown in FIG. 2b
  • FIG. 5 time derivatives of fluid temperature and sensor temperature judging jointly ⁇ lawyer ⁇ ° 1 for the case shown in FIG. 2a
  • FIG. 6 - time derivatives of fluid temperature and sensor temperature JSfo 1 for the case shown in FIG. 2b
  • FIG. 5 in FIG. 8 shows the same relationships for FIG. 6;
  • Fig. 9 shows the correlation between the time derivative T and the specific flow rate q.
  • the proposed method can be used during perforation using tubing.
  • the temperature of the reservoir in the bottom-hole zone is significantly (10-20 K or more) less than the initial temperature of the surrounding collector at the considered depth.
  • a relatively long well retention (5-7 days) follows, during which other technological operations are carried out in the well, including the installation of a test string with perforators.
  • temperature measurements are performed in the well.
  • the initial stage of production follows - cleaning the bottom-hole area.
  • the temperature of the fluids entering the well is measured.
  • the radial temperature profile in the reservoir near the well before cleaning begins is determined using a certain general dependence, which follows from the equation of conductive heat transfer (1).
  • Formulas (4), (5) give an approximate radial temperature profile near the well before the start of production. Numerical modeling shows that for an arbitrary possible (before closing) temperature profile after 50 hours of aging, these formulas are valid for r ⁇ 0.5 h-0.7 m (with an accuracy of ⁇ - ⁇ -5%).
  • Formulas (4), (5) do not take into account the influence of heat release during perforation and radial inhomogeneity of the thermal properties of the well and reservoir, therefore, after comparing with the results of numerical modeling, some correction coefficient may be necessary to introduce into these formulas.
  • the radial profile of the temperature in the reservoir and the transition temperatures of the produced fluid is determined mainly by convective heat transfer, determined by the formula
  • r g s r - f - r ( s ( + (l - ⁇ ) - r t s t is the volumetric heat capacity of the rock saturated with fluid
  • r t s t is the volumetric heat capacity of the main rock
  • f is the porosity of the reservoir.
  • Equation (6) does not take into account conductive heat transfer, the Joule-Thomson effect, and the adiabatic effect.
  • the rate of fluid entering the well is (4), (8):
  • All parameters in this formula can be approximately estimated ("a" and ⁇ ) or measured.
  • the value of T s is measured using temperature sensors after installing bjt before perforation.
  • the value 7J is measured above the first perforation interval at the initial production stage.
  • the parameter ⁇ (I) is the same for all zones; the parameters from are different, because they depend on the temperature of the collector T a 1 recorded in the well before the start of production.
  • a numerical model of a productive well should calculate transitional flow temperatures at each sensor placement depth, taking into account heat losses in the surrounding reservoir, the calorimetric law for fluids mixing in the well and the thermal effect of the wellbore, understood here as the influence of the heat capacity of the fluid initially filling the well.
  • the flow rate is determined using a fitting procedure that minimizes the differences between the recorded and calculated sensor temperatures.
  • the relative flow rate for the 3rd and 4th perforation zones can be calculated using the dimensionless values of 2 , 3, and so on, which were determined more precisely for the downstream perforation zones.
  • the geothermal gradient is 0.02 KUm.
  • the temperature of the unperturbed collector at the depth of the sensor Ns 1 (274 m) is 65.5 ° ⁇ , at the depth of the sensor 3 (230 m) - 64.6 ° ⁇ .
  • Figure 1 shows a diagram of a well with three perforation intervals
  • FIG. 5 and 8 give: Option 1 -
  • the total flow rate calculated from the temperature data is
  • Relative errors (in terms of total flow rate) are 0.3%, 1% and 1.3%.
  • the estimate Qi is more reliable than the estimate Q 2 and, therefore, we fix the value of Q ⁇ and use certain values of Q 2 and Q 3 to distribute the remaining flow rate Q - Q x between these zones: lcym.

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Measuring Temperature Or Quantity Of Heat (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
  • Measuring Volume Flow (AREA)

Abstract

Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине предусматривает измерения температуры в скважине в процессе выстойки скважины после бурения и определение температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, после перфорации на начальной стадии добычи. Удельный дебит для каждого продуктивного пласта определяют по скорости изменения измеренных температур.

Description

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА ФЛЮИДОВ
МНОГОПЛАСТОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов многопластовых коллекторов.
Обычно при оценке дебита отдельных продуктивных пластов по температурным данным производятся измерения температуры по всему стволу скважины при квази-стационарных условиях добычи, а температура коллектора вблизи скважины считается близкой к температуре невозмущенного коллектора.
Так, известен способ определения относительного дебита продуктивных пластов по квазистационарным температурам потока, измеренным вдоль ствола скважины, описанный, например, в работе Череменский Г. А. Прикладная геотермия, Недра, 1977, стр 181. Основное допущение традиционного подхода состоит в том, что невозмущенная температура коллектора вблизи скважины должна быть известна до испытаний. Это допущение не выполняется, если температура в скважине измеряется на начальном этапе добычи вскоре после перфорирования скважины. Влияние собственно перфорации не очень существенно, но, как правило, температура призабойного пласта значительно меньше температуры невозмущенного коллектора в силу охлаждения, которое происходит в результате предшествующих технологических операций: бурении, циркуляции и цементировании.
Технический результат настоящего изобретения заключается в обеспечении возможности определения профиля притока на начальной стадии добычи, сразу после перфорации скважины, и в повышении точности определения профиля притока за счет обеспечения возможности определения профиля притока по нестационарным температурным данным.
Указанный технический результат достигается тем, что в процессе выстойки скважины после бурения осуществляют измерения температуры в скважине, осуществляют перфорацию скважины и определяют температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, на начальной стадии добычи. Удельный дебит для каждого продуктивного пласта определяют по скорости изменения измеренных температур.
В случае непосредственного измерения температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, удельный дебит каждого п одуктивного пласта определяют по формуле
Figure imgf000003_0001
где Q, - дебит ζ'-го продуктивного пласта,
Тх - скорость восстановления температуры в скважине перед проведением перфорации,
Tm i - скорость изменения температуры флюида, поступающего в скважину из ζ'-го продуктивного пласта на начальной стадии добычи,
h, - толщина /-го продуктивного пласта,
а - температуропроводность коллектора,
Figure imgf000003_0002
pfcf - объемная теплоемкость флюида,
Ргсг — Ф ' Р/С J + (l ~ (^)' Pm c m - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом,
р„ст - объемная теплоемкость основной породы, φ - пористость резервуара.
В случае невозможности непосредственного измерения температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, температуру флюидов определяют с помощью датчиков, установленных на колонне НКТ, используемой для перфорации, над каждым интервалом перфорации. У ельный ебит нижнего пласта определяют по формуле
Figure imgf000004_0001
где Q - дебит нижнего продуктивного пласта,
*
T - скорость восстановления температуры в скважине перед проведением перфорации,
Г, - скорость изменения температуры флюида, поступаюшего в скважину из продуктивного пласта на начальной стадии добычи, измеренной над нижним интервалом перфорации,
hi - толщина этого продуктивного пласта,
а - температуропроводность коллектора,
Figure imgf000004_0002
pfcf - объемная теплоемкость флюида, ргсг = ф - р/сг + (\ - )- ртст - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом,
ртст - объемная теплоемкость основной породы, ф - пористость резервуара,
Затем по температурам, измеренным установленными на колонне НКТ датчиками, последовательно определяют удельные дебиты вышележащих пластов, при этом используют значения дебитов, определенных для нижних пластов.
Выстойку скважины обычно производят в течение 5- 10 суток.
Температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов на начальной стадии добычи, предпочтительно измеряют в течение 3-5 часов с момента начала добычи.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показана схема с тремя интервалами перфорации и тремя датчиками температуры; на фиг. 2а и 2Ь приведены результаты расчета профилей притока для двух вариантов значений проницаемости пластов; на фиг. 3 приведены температуры поступающих в скважину флюидов и температуры соответствующих датчиков для случая, показанного на фиг. 2а, на фиг. 4 - температуры поступающих в скважину флюидов и температуры соответствующих датчиков для случая, показанного на фиг. 2Ь; на фиг. 5 - производные по времени температуры флюида и температуры датчика Ν° 1 для случая, показанного на фиг.2а, на фиг.6 - производные по времени температуры флюида и температуры датчика JSfo 1 для случая, показанного на фиг.2Ь, на
• ·
Т Т
фиг. 7 показаны отношения скоростей роста температур f2] = -7- .и. /32 = - -
Т Т
для фиг.5 на фиг. 8 показаны те-же отношения для фиг.6; на фиг 9 приведена корреляция между производной по времени Т и удельным дебитом q.
Предлагаемый метод может быть использован при проведении перфорации с использованием НКТ. При этом используют тот факт, что околоскважинное пространство в результате бурения скважины обычно имеет более низкую температуру, чем окружающие породы.
После бурения скважины, циркуляции и цементирования температура коллектора в призабойной зоне существенно (на 10-20 К и более) меньше, чем исходная температура окружающего коллектора на рассматриваемой глубине. После этих этапов следует относительно длительная выстойка скважины (5-7 дней), во время которой проводятся другие технологические операции в скважине, включая установку испытательной колонны с перфораторами. В процессе выстойки скважины после бурения, которое вызывает охлаждение призабойных пород, осуществляют измерения температуры в скважине.
После перфорации следует начальная стадия добычи - очистка призабойной области. На начальной стадии добычи, когда присходит существенное изменение температуры флюидов, поступающих в скважину (обычно в течении 3-5 часов), измеряют температуру флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта.
В случае однородного коллектора радиальный профиль температуры в коллекторе вблизи скважины перед началом очистки определяется при помощи некоей общей зависимости, которая следует из уравнения кондуктивной передачи тепла ( 1).
дТ δζτ l дт
= а 2 +
dt бг г дг ( 1) где а - температуропроводность коллектора.
С физической точки зрения будет обоснованным предположить, что при большом времени выстойки скважины существует некая прискважинная зона (г<гс), в которой скорость увеличения температуры в пласте примерно постоянна, т.е. она не зависит от расстояния до скважины:
дТ
dt * <p(0 = Tx (2)
Уравнения (1) и (2) имеют следующие граничные условия на оси скважины: T(r = 0) = Ta; dT = 0 (3) где Ta - температура на оси (r=0).
Решение задачи (1), (2), (3) таково
T(r) Ta + b - r (4) где
Ь = (5)
4 - а
Формулы (4), (5) дают приближенный радиальный профиль температуры вблизи скважины перед началом добычи. Численное моделирование показывает, что для произвольного возможного (до закрытия) профиля температуры после 50 часов выстойки эти формулы достоверны для г < 0.5 ч- 0.7 м (с точностью Ι -Ξ-5 %).
Формулы (4), (5) не учитывают влияния тепловыделения при перфорации и радиальной неоднородности тепловых свойств скважины и коллектора, поэтому после сравнения с результатами численного моделирования в эти формулы может понадобится введение некого поправочного коэффициента.
После начала добычи радиальный профиль температуры в пласте и переходных температур вырабатываемого флюида определяется, главным образом, конвективной теплопередачей, определяемой формулой
дТ дТ
(6) где
V = Ч
2 - г (7) является скоростью радиальной фильтрации флюида, q [м3/м/с] - удельный дебит, pfct - объемная теплоемкость флюида,
ргсг - ф - р(с( + (l - ^)- ртст - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом, ртст - объемная теплоемкость основной породы, ф - пористость резервуара.
Уравнение (6) не учитывает кондуктивной теплопередачи, эффект Джоуля-Томсона и адиабатический эффект. Влияние кондуктивной теплопередачи будет учтено ниже, а эффект Джоуля-Томсона ( AT = ε0ΑΡ ) и адиабатический эффект малы в силу небольшого перепада давления АР и относительно большого типичного охлаждения призабойной зоны (5-10 К) перед началом добычи.
У авнения (6) имеет следующее решение
Figure imgf000008_0001
где Т0(г) - начальный профиль температуры в пласте (4), χ
Темпе атура флюида, поступающего в скважину , равна (4), (8):
Figure imgf000008_0002
или
Ta + b -
Figure imgf000008_0003
где
(10) В соответствии с (9), скорость увеличения температуры флюида на входе составляет
"; -'·'·
Эта формула для скорости увеличения температуры добываемого флюида не вполне корректна, т.к. уравнение (6) не учитывает кондуктивную теплопередачу. Даже в случае очень малой производительности ( -»0) температура притока должна увеличиваться из-за кондуктивной теплопередачи, и приближенную формулу, учитывающую этот эффект, можно записать следующим образом
Figure imgf000009_0001
Таким образом, при непосредственном измерении температуры флюида, поступающего в скважину, удельный дебит каждого продуктивного пласта Q, может быть оп еделен по формуле
Figure imgf000009_0002
Для тех случаев, когда нет возможности непосредственно измерить температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, предлагается использовать результаты измерений температуры над каждым интервалом перфорации, например, посредством датчиков, установленных на колонне НКТ, используемой для перфорации. Согласно численному моделированию, через 20-нЗО минут после начала добычи разность между температурой поступающего в скважину флюида Т и температурой Ти зарегистрированной в скважине над первым интервалом перфорации, практически постоянна: Τιη { -Τλ = ΑΈ const , a J = ",·1 . В соответствии с
dt dt формулой (12), это означает, что можно оценить дебит нижнего продуктивного пласта Q ( Q
Figure imgf000010_0001
(hi - толщина этого продуктивного пласта) по температуре, измеренной выше первого интервала перфорации:
T, = - Q + T (14) учитывая формулу ( 1 1 ), находим
Figure imgf000010_0002
Все параметры в этой формуле можно приблизительно оценить ("а" и χ) или измерить. Значение Ts измеряют при помощи датчиков температуры после установки ЬЖТ до перфорации. Значение 7J измеряют выше первого интервала перфорации на начальной стадии добычи.
В случае трех и более зон перфорации для определения профиля притока можно использовать численное моделирование. Для любого множества значений дебита [Q (i=l ,2..n, где п - количество зон перфорации) переходные температуры добываемых флюидов можно рассчитать следующим об азом (9):
Figure imgf000010_0003
, = Та 1 + Т, л - , (17)
4π ·α
Параметр β (И) одинаков для всех зон; параметры от, различны, т.к. они зависят от зарегистрированной в скважине температуры коллектора Та 1 перед началом добычи.
Для данного множества значений расхода численная модель продуктивной скважины должна рассчитывать переходные температуры потока на каждой глубине размещения датчика с учетом теплопотерь в окружающий коллектор, калориметрического закона для флюидов, смешивающихся в скважине и теплового влияния ствола скважины, понимаемого здесь как влияния теплоемкости флюида первоначально заполняющего скважину. Дебит определяется при помощи процедуры подгонки, минимизирующей различия между зарегистрированной и расчетной температурами датчиков.
Приближенное решение проблемы можно получить при помощи описанной ниже аналитической модели, которая использует скорости увеличения температуры датчиков.
Калориметрический закон для второй зоны перфорации описывается уравнением
Figure imgf000011_0001
где / и Т2 являются температурами флюида ниже и выше зоны перфорации. В соответствии с численным моделированием разность между Т] и / , Т2 и Т2 остается практически постоянной, и вместо (18) мы можем использовать следующее уравнение для производных от измеренных температур по времени:
Т\ ' Q\ + Tjn 2 · Q2 _ ·
Й + Й 2 ( I 9)
Учитывая представленные выше соотношения (1 1) и (16), эту формулу можно записать как уравнение относительно безразмерного дебита у2 второй зоны перфорации у2 = Q2 /Q :
Figure imgf000011_0002
где А , ,2 = к ^ , я - a h
Уа = - . Л Если T2 > Τ{ ( /21 > 1 ) существует единственное решение. В противоположном варианте (/2, < 1 ) это уравнение имеет два решения. Физическое значение этой особенности вполне очевидно для /2| = 1 , что соответствует равным скоростям увеличения температур Т2 и Г/. Действительно, это может иметь место в двух случаях:
( 1 )
Figure imgf000012_0001
и выше верхней зоны поведение температуры такое же, как и ниже нее (2) Q2=Qi (у 2= О ~ обе зоны одинаковы и имеют одну и ту же скорость увеличения температуры.
Возможное решение проблемы не единственности решения состоит в сочетании двух подходов. После оценки Qi при помощи ( 12) и определения ^ по (20) можно выбрать истинное значение значение у2, используя известный общий дебит Q (для двух зон перфорации):
Figure imgf000012_0002
Относительный дебит для 3 и 4 зоны перфорации можно рассчитать, используя безразмерные значения у2, у3 и так далее, которые были определены анее для расположенных ниже по потоку зон перфорации.
Figure imgf000012_0003
1 + У 4 · I1 + У 2 + } + >':> )]· К + У а
1 + Л +>',)·. ;>, •УЛ = / 43 (23)
Figure imgf000012_0004
где
Figure imgf000012_0005
Возможность определения профиля притока при помощи предлагаемого метода для случая, когда непосредственное измерение температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, невозможно, была проверена на синтетических примерах, подготовленных при помощи программы численного моделирования продуктивной скважины, которая осуществляет моделирование нестационарного поля давления в системе «скважина-пласт», потока неизотермических флюидов в пористой среде, смешения потоков в скважине и теплопередачи в системе «скважина-пласт», и т.д.
Было проведено моделирование технологической операции, проводимой по следующему графику:
- Циркуляция скважины в течение П О ч. Предполагается, что температура флюидов на глубине залегания пласта составляет 40°С.
- Выстойка скважины 90 ч.
- Добыча в течение 6 ч. с дебитом Q=60 м3/сут.
Геотермический градиент составляет 0,02 КУм. Температура невозмущенного коллектора на глубине датчика Ns 1 (274 м) равна 65,5°С, на глубине датчика 3 (230 м) - 64,6°С. Температуропроводность коллектора составляет а = 1 (Г* м2 1с и 0.86.
На фиг.1 изображена схема скважины с тремя интервалами перфорации
280-290 м, jYe2: 260-270 м, N°3 240-250 м,) и тремя датчиками температуры: Ti на глубине 274 м, Т на глубине 254 м и Т3 на глубине 230 м.
Рассматривалось два варианта с различными сочетаниями проницаемости пласта и следующими показателями дебита:
Вариант 1 (фиг. 2а): Q,=10 м3/сут., Q2=23,4 м3/сут., Q3=26,6 м3/сут. и
Варианте 2 (фиг.2Ь):
Figure imgf000013_0001
м3/сут.
Во время циркуляции и выстойки скважины температура коллектора/ скважины одинакова в обоих рассматриваемых случаях. В конце выстойки скорость увеличения температуры составляет Г 200/г) = 0.034 К /ч . На фиг.З и 4 для рассматриваемых случаев приведены температуры добываемых флюидов (тонкие кривые) и температуры соответствующих датчиков (толстые кривые). Разность между Tin и / остается практически постоянной после ~1 ч добычи. Производные по времени температуры флюида и температуры датчика N° 1 представлены на фиг. 5 и 6. Можно увидеть, что примерно через 3 часа после начала добычи разность между dTin /dt и 7^ составляет около 6-8%, что подтверждает наше допущение, принятое в проведенном выше анализе.
Корреляция между производной по времени Tin и удельным дебитом q (используются данные по всем зонам перфорации) представлены на фиг.9. Для стремящегося к нулю дебита q уравнение линейной регрессии дает:
Tm(q -» 0) = 0.0374 Klh . Это значение близко к представленной выше скорости восстановления температуры ( 7; (200ч) = 0.034 К / ч ), за счет кондуктивной теплопередачи. Этот результат подтверждает предложенную выше формулу
(14) для корреляции между дебитом и скоростью увеличения температуры добываемого флюида.
Оценим абсолютные значения дебита из низшей зоны перфорации. При продолжительности добычи 4 часа фиг. 5 и 8 дают: Вариант 1 -
7J = 0.067 К/ч , Вариант 2 - Т = 0.17 К/ч . Подставляя эти значения в формулу
(15) , находим:
Вариант J4°1 : 3/сут.);
Вариант J4«2:
Figure imgf000014_0001
м3/сут.).
Значения дебита для других зон перфорации определяются по формулам (20), (23).
Вариант N2 I : Для приведенного выше оценочного значения Qf= 1 м /сут. находим .у,, = 1.1 . Фиг. 7 для добычи продолжительностью 4 часа дает /21 * 1.45 , а уравнение (20) дает одно положительное решение у2 = 2.346 и дебит
Figure imgf000015_0001
Для третьей зоны перфорации фиг. 7 дает f32 « 1.08 и из уравнения (22) находим одно положительное решение у2 = 0.75 и Q = (g, + g2 )· 3 = 27.6 м3 1 сут. .
Общий дебит, рассчитанный по данным температуры составляет
Qe = Q\ + Qi + Qi = 64 4 м3 1 ут (истинное значение 60 м /сут.)
Используя это значение для определения относительных дебитов, находим:
Y = & = 0.17; К = 0.4; К = 0.43
а
Соответствующие значения дебита для различных зон составляют:
Ql = Q - Yi = 10.2 м3 /сут (истинное значение 10 м3/сут.)
Q2 = Q . γ2 = 24 м3 /сут (истинное значение 23,4 м3/сут.)
ρ, = ρ· ϊ = 25.8 л<3 /сут ( истинное значение 26,6 м3/сут.)
Относительные погрешности (в части общего дебита) составляют 0,3%, 1% и 1 ,3 %.
Вариант N22:
Для оцененного выше значения дебита
Figure imgf000015_0002
м3/сут. находим уа = 0.25 . Фиг.8 для добычи продолжительностью 4 часа дает /21 » 0.85. В этом случае уравнение (20) не имеет решения, и в качестве приближенного решения надо взять значение^ , соответствующее минимальному значению fa (/21 mm * 0.863 ), которое обеспечивает действительное решение: у2 = 0.413 .
Соответствующий дебит составляет Q2 = 19.85 м3 /сут. . Для третьей зоны перфорации фиг.8 дает /32 « 0.96 , а из уравнения (22) находим два корня:
, = 0.5 , 0з = ((?, + 2 ) ' Уъ = 34 м3 1 сут. И общий дебит β, = 102 м3 /сут. и у3 = 0.062 , ρ3 = {Qx + Q2 ) · у3 = 4.18 м3 1 сут. и общий дебит Qe = 72 м3 1 сут. .
В качестве приближенного решения задачи возьмем значение уъ = 0.062 , которое дает более близкое к истинному значение общего дебита Qe = 72.и3 / c w. .
Во втором случае оценка Qi является более надежной, чем оценка Q2 и , следовательно, мы фиксируем значение Q\ и используем определенные значения Q2 и Q3 для распределения оставшегося дебита Q - Qx между этими зонами: lcym.
Figure imgf000016_0001
и
Figure imgf000016_0002
Наконец, определенные показатели дебита таковы:
Q = 46.5 м /сут. (истинное значение 46 м3/сут.)
= 11.2 м /сут. (истинное значение 13 м3/сут.)
Q3 = 2.3 м3 / сут. (истинное значение 1 м3/сут.)
Относительные погрешности (по отношению к общему дебиту) составляют 0,8%, 3% и 2,2 %.
Для решения обратной задачи этот профиль притока (низкий дебит верхней зоны) является наиболее сложным. Тем не менее, результаты решения обратной задачи хорошо согласуются с данными, использованными при прямом моделировании. В общем случае наиболее надежную инверсию температуры, измеренной между интервалами перфорации немедленно после перфорации можно провести при помощи специализированной численной модели и подгонки данных переходной температуры с учетом абсолютных значений температуры, а также производных температуры по времени.

Claims

Формула изобретения
1. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине, в соответствии с которым:
- в процессе выстойки скважины после бурения осуществляют измерения температуры в скважине,
- осуществляют перфорацию скважины,
- определяют температуру флюидов, поступающих в скважину из продуктивных пластов, на начальной стадии добычи, и
определяют удельный дебит для каждого продуктивного пласта по скорости изменения измеренных температур.
2. Способ по п.1 , в соответствии с которым температуру флюидов определяют посредством непосредственного измерения температуры флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, а удельный дебит каждого продуктивного пласта определяют по формуле
— 1
χ
где Qi - дебит ζ'-го продуктивного пласта,
Ts - скорость восстановления температуры в скважине перед проведением перфорации,
Tin i - скорость изменения температуры флюида, поступающего в скважину из /-го продуктивного пласта на начальной стадии добычи,
пг - толщина i-το продуктивного пласта,
а - температуропроводность коллектора,
А, ·> PfCf - объемная теплоемкость флюида,
р rcr = - PfCf + (\ - )· р„,ст - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом,
ртст - объемная теплоемкость основной породы,
ф - пористость резервуара.
3. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.1 , в соответствии с котором выстойку скважины производят в течение 5-10 суток.
4. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.1 , в соответствии с которым измеряют температуру флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта на начальной стадии добычи, в течение 3-5 часов с момента начала добычи.
5. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.1 , в соответствии с которым температуру флюидов определяют с помощью датчиков, установленных на колонне НКТ, используемой для перфорации, над каждым интервалом перфорации, удельный ебит нижнего пласта определяют по формуле
Figure imgf000019_0001
где Q] - дебит нижнего продуктивного пласта,
Ts - скорость восстановления температуры в скважине перед проведением перфорации,
Tt - скорость изменения температуры флюида, поступающего в скважину из продуктивного пласта на начальной стадии добычи, измеренной над нижним интервалом перфорации,
hi - толщина этого продуктивного пласта, 19
a - температуропроводность коллектора,
Figure imgf000020_0001
plc/ - объемная теплоемкость флюида,
p cr = φ · pfcf + \. - ф)- pmcm - объемная теплоемкость породы, насыщенной флюидом,
Рт т " объемная теплоемкость основной породы,
ф - пористость резервуара,
после чего по температурам, измеренным установленными на колонне НКТ датчиками, последовательно определяют удельные дебиты вышележащих пластов, при этом используют значения дебитов, определенных для нижних пластов.
6. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.5, в соответствии с котором выстойку скважины производят в течение 5-10 суток.
7. Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине по п.5, в соответствии с которым измеряют температуру флюидов, поступающих в скважину из каждого продуктивного пласта, на начальной стадии добычи, в течение 3-5 часов с момента начала добычи.
PCT/RU2012/000872 2011-10-23 2012-10-25 Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей WO2013062446A1 (ru)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US14/353,432 US20140288836A1 (en) 2011-10-23 2012-10-25 Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits
EP12844033.6A EP2772610B1 (en) 2011-10-26 2012-10-25 Method for determining the inflow profile of fluids of multilayer deposits

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011143218 2011-10-26
RU2011143218/03A RU2474687C1 (ru) 2011-10-26 2011-10-26 Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2013062446A1 true WO2013062446A1 (ru) 2013-05-02

Family

ID=48168147

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2012/000872 WO2013062446A1 (ru) 2011-10-23 2012-10-25 Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20140288836A1 (ru)
EP (1) EP2772610B1 (ru)
RU (1) RU2474687C1 (ru)
WO (1) WO2013062446A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150053398A1 (en) * 2013-08-23 2015-02-26 Schlumberger Technology Corporation Method for determining an inflow profile of multilayer reservoir fluids in a wellbore

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BR102014011707B1 (pt) 2013-05-17 2021-06-15 Schlumberger Technology B.V. Dispositivo de medição, ferramenta para fundo de poço, e método
RU2645692C1 (ru) * 2016-12-21 2018-02-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине
RU2651832C2 (ru) * 2017-02-20 2018-04-24 Юрий Васильевич Коноплёв Способ и установка для контроля дебита нефтяных скважин

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2143064C1 (ru) * 1999-03-26 1999-12-20 Акционерное общество закрытого типа "Нефтегазэкспертиза" Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей
US6618677B1 (en) * 1999-07-09 2003-09-09 Sensor Highway Ltd Method and apparatus for determining flow rates
RU2290507C2 (ru) * 2005-01-11 2006-12-27 Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов

Family Cites Families (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU905443A1 (ru) * 1980-03-28 1982-02-15 Производственный Геофизический Трест Газовой Промышленности "Союзгазгеофизика" Способ определени профил притока флюида
SU1079827A1 (ru) * 1982-02-08 1984-03-15 Ташкентский Ордена Дружбы Народов Политехнический Институт Им.А.Р.Бируни Способ определени интервалов притока пластового флюида в скважине
SU1328502A1 (ru) * 1985-12-20 1987-08-07 Башкирский государственный университет им.40-летия Октября Способ вы влени интервалов заколонного движени жидкости в скважине
RU2194855C1 (ru) * 2001-07-26 2002-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" Способ исследования скважин
AU2004309118B2 (en) * 2003-12-24 2008-06-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method of determining a fluid inflow profile of wellbore
US20080065362A1 (en) * 2006-09-08 2008-03-13 Lee Jim H Well completion modeling and management of well completion
AU2009251533B2 (en) * 2008-04-18 2012-08-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Using mines and tunnels for treating subsurface hydrocarbon containing formations
WO2011081552A1 (ru) * 2009-12-31 2011-07-07 Шлюмберже Холдингс Лимитед Способ определения профиля притока и параметров околоскважинного пространства в многопластовой скважине

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2143064C1 (ru) * 1999-03-26 1999-12-20 Акционерное общество закрытого типа "Нефтегазэкспертиза" Способ исследования внутреннего строения газонефтяных залежей
US6618677B1 (en) * 1999-07-09 2003-09-09 Sensor Highway Ltd Method and apparatus for determining flow rates
RU2290507C2 (ru) * 2005-01-11 2006-12-27 Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов

Non-Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
CHEREMENSKY G.A: "Applied geothermy", 1977, NEDRA PUBLISHERS, pages: 181
G. A. CHEREMENSKII.: "Prikladnaia geotermiia. Leningrad, ''Nedra''", LENINGRADSKOE OTDELENIE, 1977, pages 181 - 183, XP008173899 *
See also references of EP2772610A4

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20150053398A1 (en) * 2013-08-23 2015-02-26 Schlumberger Technology Corporation Method for determining an inflow profile of multilayer reservoir fluids in a wellbore

Also Published As

Publication number Publication date
US20140288836A1 (en) 2014-09-25
EP2772610A4 (en) 2016-01-27
RU2474687C1 (ru) 2013-02-10
EP2772610A1 (en) 2014-09-03
EP2772610B1 (en) 2017-07-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2744193C (en) Method for estimation of sagd process characteristics
US10480315B2 (en) Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures
RU2455482C2 (ru) Способ определения профиля притока флюидов и параметров околоскважинного пространства
CA2864964A1 (en) Method of conducting diagnostics on a subterranean formation
WO2004076815A1 (en) Determining an inflow profile of a well
US10174612B2 (en) Method for determining a water intake profile in an injection well
WO2013062446A1 (ru) Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей
Kabir et al. Interpreting distributed-temperature measurements in deepwater gas-well testing: estimation of static and dynamic thermal gradients and flow rates
Valiullin et al. Field study of temperature simulators application for quantitative interpretation of transient thermal logging in a multipay well
Valiullin et al. Interpretation of non-isothermal testing data based on the numerical simulation
RU2569522C1 (ru) Способ определения давления в скважине
Xu et al. The information content and integration of distributed-temperature-sensing data for near-wellbore-reservoir characterization
App Flow profile estimation in horizontal, hydraulically fractured wells using a Péclet number approach
McCullagh et al. Coupling distributed temperature sensing (DTS) based wellbore temperature models with microseismic data for enhanced characterization of hydraulic fracture stimulation
Coimbra et al. Flow rate measurement using test separator and PDG data allows individual and commingled production zone flow rate history calculation
Muradov et al. Application of distributed temperature measurements to estimate zonal flow rate and pressure
RU2531499C1 (ru) Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине
WO2018164604A1 (en) A method for injectivity profiling of injection wells
US20220010672A1 (en) The method of determining a production well flow profile, including determination of hydrodynamic characteristics of reservoir pay zone
RU2645692C1 (ru) Способ определения профиля притока флюида в многопластовой скважине
Lavery et al. Determining Produced Fluid Properties for Accurate Production Profiling During a Drill Stem Test Using Thermal Imaging Technology.
RU2741888C1 (ru) Способ оценки параметров трещин гидроразрыва пласта для горизонтальной скважины
RU2704068C1 (ru) Способ оценки межпластовых внутриколонных перетоков в скважине
US20230194320A1 (en) Virtual flow rate test
Liu et al. A Novel Workflow to Characterize Production Profiles of Shale Gas Horizontal Wells Using Distributed Temperature Sensing Data

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 12844033

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

REEP Request for entry into the european phase

Ref document number: 2012844033

Country of ref document: EP

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 14353432

Country of ref document: US

Ref document number: 2012844033

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE