WO2013151455A1 - Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины - Google Patents
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- WO2013151455A1 WO2013151455A1 PCT/RU2012/000329 RU2012000329W WO2013151455A1 WO 2013151455 A1 WO2013151455 A1 WO 2013151455A1 RU 2012000329 W RU2012000329 W RU 2012000329W WO 2013151455 A1 WO2013151455 A1 WO 2013151455A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- coefficient
- water
- oil
- saturation
- permeability
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 56
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 5
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 28
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 4
- 238000001730 gamma-ray spectroscopy Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 39
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 241001092142 Molina Species 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- CSJDCSCTVDEHRN-UHFFFAOYSA-N methane;molecular oxygen Chemical compound C.O=O CSJDCSCTVDEHRN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000346 nonvolatile oil Substances 0.000 description 1
- 230000005658 nuclear physics Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
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
- 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
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
- G01N23/005—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by using neutrons
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
- G01N33/246—Earth materials for water content
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N2015/0846—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials by use of radiation, e.g. transmitted or reflected light
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N2223/00—Investigating materials by wave or particle radiation
- G01N2223/60—Specific applications or type of materials
- G01N2223/616—Specific applications or type of materials earth materials
Definitions
- the present invention relates to mining and can be used in the field of geophysics to improve the quality and reliability of the interpretation of logging data.
- the standard method for assessing the current saturation of formations in a cased well is pulsed neutron-gamma spectrometric logging (INGK-S).
- INGK-S pulsed neutron-gamma spectrometric logging
- the result of the processing of INGK-S is the coefficient of current oil saturation K lake, showing how much oil occupies the pore space [2, 3]. Given that the development of oil fields suggests that part of the hydrocarbons will not be extracted from the pore space, and this coefficient does not allow us to estimate the amount of oil in the inflow, the task of estimating the water cut coefficient of the inflow K op becomes urgent.
- the objective of the proposed invention is to increase the reliability of determining the coefficient of water cut in the inflow in the well logging complex in cased wells, which can be solved using INGK-S data and phase permeability data of the rocks.
- the technique is based on determining the four components fluidal pore space model (n K - coefficient oil saturation current and K in - the coefficients of residual water,
- the proposed method for determining the water cut coefficient and composition of an oil well inflow includes conducting geophysical well surveys (GIS) using pulsed neutron-gamma spectrometric logging, determining the rock composition, including porosity and current oil saturation coefficient (Kong).
- GIS geophysical well surveys
- K ' pr K' prv relative phase permeability coefficients for oil and water
- K hl relative phase permeability coefficients for oil and water
- K n relative phase permeability coefficients for oil and water
- K hl relative phase permeability coefficients for oil and water
- K hl relative phase permeability coefficients for oil and water
- K hl relative phase permeability coefficientshaliness factor
- K n porosity coefficient
- petrophysical parameters a, b) of the coupling coefficient and the residual water volume ratio to clay poristos ty
- K n - coefficient current oil saturation, R in - the ratio of the residual water saturation, K x0 - coefficient of residual oil saturation, K MD - coefficient relative permeability of oil, K 'PRB - coefficient relative permeability of water, n in - exponential value relative water permeability, n
- ⁇ ⁇ is the coefficient of dynamic viscosity of oil
- ⁇ ⁇ is the coefficient of dynamic viscosity of water
- FIG. 1 shows the dependences of the relative phase permeabilities in water and oil on the coefficient of water saturation.
- FIG. 2 shows the fluid model of the formation AB1 and K lake.
- fig. 3 shows a comparison of data on relative flow rates of well water obtained by calculation by the proposed method with the results of industrial research of wells.
- the proposed method includes the following steps:
- samples are prepared from collectors for conducting phase permeability studies [8]. Samples should cover the entire range of permeability of potential reservoirs.
- K in - coefficient of residual water K n0 - coefficient of residual oil saturation, K ' P pH - coefficient of relative phase permeability for oil, K' prv - coefficient of relative phase permeability in water.
- K in a * (K gl / K n ) + b. 3 Determination of the porosity coefficient Kp for the complex
- the value of the coefficient of residual oil saturation is determined by the electrical resistivity of the zone of penetration of the mud filtrate into the formation.
- K in a * (K GL ⁇ K P ) + b, where a, b are the petrophysical coefficients (p. 2), K hl and K p are the clay and porosity coefficients, respectively, are determined, for example, according to GIS (GK and PS [7]) or (GKH [4]).
- Determination of Kn according to INGK-S data can be made using one of the existing methods, for example, by decomposition of spectra [4].
- ⁇ is the coefficient of dynamic viscosity of water.
- fig. 3 presents the results of comparing the relative production rate determined by the GIS complex, which includes INGK-S, and obtained during testing of the AB1 formation.
- the diagram shows that the relative flow rates predicted by the GIS complex are in good agreement with the actual test results.
- the discrepancy in the relative flow rate parameter does not exceed 10%, which confirms the correctness of the choice of the proposed integrated method for solving the problem of assessing the nature of the inflow from the reservoir using well logging data, including spectrometric gamma and pulsed neutron gamma logging.
- Kalmykov G.A The methodology for determining the mineral-component composition of terrigenous rocks in sections of oil and gas wells according to the GIS complex, including spectrometric GC. The dissertation for the degree of candidate of technical sciences, M., VNIIgeosystem, 2001.
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Immunology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Pathology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины, включающий проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа (ИНГК-С), определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн), отличающийся тем, что предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде (Кпрн Кпрв), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (а, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенность (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=а*(Кгл/Кп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.
Description
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины
Предлагаемое изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики для повышения качества и надежности интерпретации данных каротажа.
Стандартным методом для оценки текущего насыщения пластов в обсаженной скважине является импульсный нейтрон-гамма спектрометрический каротаж (ИНГК-С). Результатом обработки ИНГК-С является коэффициент текущей нефтенасыщенности К„, показывающий, какую долю порового пространства занимает нефть [2, 3]. Учитывая, что разработка месторождений нефти предполагает, что часть углеводородов не будет извлечена из порового пространства, и данный коэффициент не позволяет оценить количество нефти в притоке, то становится актуальной задача оценки коэффициента обводненности притока Коп.
Задачей предложенного изобретения является повышение надежности определения коэффициента обводненности притока в комплексе ГИС в обсаженных скважинах, которая может быть решена с использованием данных ИНГК-С и данных о фазовой проницаемости пород.
Методика базируется на определении четырех компонентов флюидальной модели порового пространства (Кн - коэффициент текущей нефтенасыщенности, Кво - ко эффициент остаточной воды,
Кно - коэффициент остаточной нефти) с использованием данных открытого ствола и комплекса радиоактивных методов каротажа для
оценки текущего нефтенасыщения. Предложенная система опирается на знание минерального состава пород и петрофизические связи, получаемые на керновом материале.
Знание минерального состава пород позволяет оценить количество связанной воды и рассчитать эффективную пористость, объем которой может быть заполнен подвижным флюидом, состоящим из нефти и/или воды. По данным ИНГК-С определяется коэффициент текущего насыщения, однако, этого недостаточно, чтобы разделить подвижную и неподвижную нефть. С целью решения этой задачи предлагается использовать данные электрометрии скважин открытого ствола (определение остаточной нефтенасыщенности Кн0) и данные о фазовой проницаемости пород, для чего проводятся дополнительные исследования кернового материала.
Наиболее близким к предлагаемому способу является методика, описанная в [6], которая основывается на определении коэффициента текущей нефтенасыщенности.
Недостатком этого способа является то, что он не может быть применен для прогноза характера притока в условиях обсаженных скважин.
На устранение указанного недостатка и направленно настоящее изобретение.
Предложенный способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (К„). Согласно
изобретению, предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде (К'прн К'прв), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (пв пн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (а, Ь) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенность ( н0), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения КВ0=а*(Кгл/Кп)+Ь, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) по следующей формуле:
где Кн - коэффициент текущего нефтенасыщения, Кво - коэффициент остаточного водонасыщения, Кн0 - коэффициент остаточной нефтенасыщености, К'ПрН - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, К'прв - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде, пв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, п„ - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости μΗ - коэффициент динамической вязкости нефти, μΒ - коэффициент динамической вязкости воды, и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.
Предложенное изобретение поясняется следующими иллюстрациями.
На рис. 1 изображены зависимости относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от коэффициента водонасыщения. На рис. 2 показана флюидальная модель пласта АВ1 и К„. На рис. 3 показано сопоставление данных об относительных дебитах по воде скважины полученными расчетным путем по предложенному способу с результатами промышленных исследований скважин. Предложенный способ включает следующие шаги:
1 Определение коэффициента абсолютной и относительной фазовой проницаемостей
1.1 На основании анализа представительной коллекции керна, из коллекторов подготавливаются образцы для проведения исследований фазовой проницаемости [8]. Образцы должны охватывать весь диапазон проницаемости потенциальных коллекторов.
1.2 На подготовленной коллекции керна проводятся исследования фазовой проницаемости по нефти и воде при их двухфазной фильтрации [8].
1.3 По данным результатов исследований керна строятся зависимости коэффициентов относительной фазовой проницаемости по воде (Кпрв) и по нефти (Кпрн) от коэффициента текущей водонасыщенности Кв (рис. 1).
1.4 Проведя аппроксимацию полученных зависимостей эмпирическими функциями (например, методом наименьших квадратов), предложенными в работе Molina [6] определяются параметры этих функций (пв - экспоненциальное значение
относительной водопроницаемости, n„ - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости) :
где Кво - коэффициент остаточной воды, Кн0 - коэффициент остаточной нефтенасыщености, К'Прн - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, К'прв - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде.
1.5 В результате получаются усредненные экспоненциальное значения относительной водо- и нефтепроницаемости пд и пн .
Проводится оценка стандартной ошибки δηβ и δηΗ .
1.5.1 Если стандартная ошибка превышает некоторый порог, проводится разбиение данных на несколько групп.
2 Определение петрофизических параметров связи коэффициента остаточной воднасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости
2.1 На коллекции керна (1.1) проводится измерения остаточной водонасыщенности (Кво), коэффициента поритстости (Кп) и коэффициента глинистости (Кгл).
2.2 По полученным данным определяются петрофизические коэффициенты а и b для уравнения [1] :
Кво = а * (Кгл/Кп) +Ь.
3 Определение коэффициент пористости Кп по комплексу
ГИС [4, 7].
4 Определение коэффициента остаточного нефтенасыщения коллекторов
Величина коэффициента остаточного нефтенасыщения определяется по удельному электрическому сопротивлению зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт.
4.1 Определение коэффициента нефтенасыщенности по электрометрии проводиться по следующей схеме:
4.0.1. По комплексу электрометрических измерений в скважине определяется удельное электрическое сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт рт [7].
4.0.2. Рассчитывается коэффициент остаточной нефтенасы енности с использованием следующего уравнения:
где рв - это сопротивление пластовой воды, А, т, В, п - петрофизические параметры уравнений Арчи-Дахнова, применяемые для данных отложений.
5 Определение коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов
5.1 Для расчета коэффициента остаточного водонасыщения Кво используется уравнение его связи с отношением объемной глинистости к открытой пористости: Кво = а * (КГЛ\КП) +Ь,
где a,b -петрофизические коэффициенты (п. 2), Кгл и Кп - коэффициент глинистости и пористости, соответственно, определяются, например, по данным ГИС (ГК и ПС [7]) или (СГК [4]).
6 Определение текущего нефтенасыщения коллекторов
Определение Кн по данным ИНГК-С может быть произведено по одной из существующих методик, например, по разложению спектров [4].
7 Определение коэффициента обводненности притока Коп
где μ„ - коэффициент динамической вязкости нефти, μ коэффициент динамической вязкости воды.
8 Определение ожидаемого состава притока
Для определения ожидаемого состава притока строится кривая Коп от глубины, которая разделяется следующим образом [1] (см. рис. 2):
8.1 Если Коп=0, то ожидаемый состав притока - «безводная нефть».
8.2 Если Коп>0 и Коп<0.5, то ожидаемый состав притока - «нефть с водой».
8.3 Если Коп>0.5 и Коп<1, то ожидаемый состав притока - «вода с нефтью».
8.2 Если Коп=1, то ожидаемый состав притока - «вода».
Для обоснования и опробования предложенной методики на предмет корректности прогноза характера насыщенности и притока из пластов-коллекторов АВ1, были сопоставлены данные по фильтрационно-емкостным свойствам песчаников, полученными по комплексной обработке и интерпретации данных ГИС, с результатами промышленных исследований скважин Самотлорского месторождения.
На рис. 3 представлены результаты сравнения относительного дебита определенного по комплексу ГИС, включающему ИНГК-С, и полученного при испытании пласта АВ1. Из диаграммы видно, что относительные дебиты, предсказанные по комплексу ГИС, хорошо согласуются с реальными результатами испытаний. Расхождение по параметру относительного дебита не превышает 10%, что подтверждает корректность выбора предложенной комплексной методики для решения задачи оценки характера притока из пласта- коллектора по данным ГИС, включающим спектрометрический гамма и импульсный нейтрон-гамма каротажи.
Следует отметить, что для получения наиболее достоверных результатов при определении источника обводнения необходимо знать техническое состояние скважины: герметичность колонны выше интервалов перфорации и затрубную циркуляцию жидкости этих интервалов.
9 Список литературы
1. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизики исследований скважин. -Москва, 2001.
2. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.
3. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко.
Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом.-2003.
4. Калмыков Г.А. Методика определения минерально- компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК. Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, М., ВНИИгеосистем, 2001.
5. Калмыков Г. А., Ревва М.Ю., Применение комплекса ГИС с включением спектрометрического гамма-каротажа для оценки емкостных свойств коллекторов // Сборник трудов научно- практической конференции ОЕАГО, «Выделение коллекторов, оценка их ФЭС и нефтегазонасыщенности по данным полевой и промысловой геофизики в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» г. Тюмень, 12-13 октября 2004г.
6. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении, М., 2001.
7. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф.Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учебное пособие для вузов М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007.
8. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при стационарной фильтрации.// Отраслевой стандарт Миннефтепрома. ОСТ 39-235-89. М.: Миннефтепром. 1989.
9. Методические рекомендации по применению ядернофизических методов ГИС, включающих углерод-кислородный
каротаж для оценки нефте- - и газонасыщенности пород коллекторов в обсаженных скважинах. Под редакцией В. И. Петерсилье и Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006.
Claims
Формула изобретения
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины, включающий проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн), отличающийся тем, что предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой, определяют: текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде (К прн К прв), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (пв п„), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (а, Ь) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенность ( „0), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кв0=а*(Кгл/Кп)+Ь, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) по следующей формуле:
где Кн - коэффициент текущего нефтенасыщения, Кво - коэффициент остаточного водонасыщения, Кн0 - коэффициент остаточной нефтенасыщености, Кпрн - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, К прв - коэффициент относительной
фазовой проницаемости по воде, пв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, п„ - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости μΗ - коэффициент динамической вязкости нефти, μΒ - коэффициент динамической вязкости воды, далее по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012113376 | 2012-04-06 | ||
| RU2012113376/03A RU2505676C2 (ru) | 2012-04-06 | 2012-04-06 | Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2013151455A1 true WO2013151455A1 (ru) | 2013-10-10 |
Family
ID=49300825
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2012/000329 WO2013151455A1 (ru) | 2012-04-06 | 2012-04-26 | Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2505676C2 (ru) |
| WO (1) | WO2013151455A1 (ru) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103924968A (zh) * | 2014-05-14 | 2014-07-16 | 杜江民 | 一种致密油气藏砂岩的识别方法 |
| CN104141490A (zh) * | 2014-07-17 | 2014-11-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 有水气藏单井水侵情况判断及气井产量控制方法和装置 |
| CN104265281A (zh) * | 2014-10-08 | 2015-01-07 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 封闭未饱和油藏弹性驱动注水开发油井产量的预测方法 |
| CN104453874A (zh) * | 2014-10-23 | 2015-03-25 | 中国石油天然气集团公司 | 一种基于核磁共振的砂砾岩储层含油饱和度的计算方法 |
| CN106323835A (zh) * | 2016-08-04 | 2017-01-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定非均质碳酸盐岩储层胶结指数的方法 |
| RU2632800C2 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-10-09 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине |
| CN110778312A (zh) * | 2019-10-09 | 2020-02-11 | 东北石油大学 | 一种模拟气藏边底水侵入的模型以及求取水侵系数的方法 |
| RU2737453C1 (ru) * | 2020-06-02 | 2020-11-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" | Способ определения текущей нефтенасыщенности разрабатываемого пласта в работающих интервалах скважины с последующим восстановлением поля текущей нефтенасыщенности |
| CN116072232A (zh) * | 2021-12-29 | 2023-05-05 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种相对渗透率曲线确定方法、装置、设备和存储介质 |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2671631C1 (ru) * | 2017-07-27 | 2018-11-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) | Способ определения водонасыщения асфальтобетона |
| RU2700738C1 (ru) * | 2018-02-21 | 2019-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами |
| CN109944575B (zh) * | 2019-03-29 | 2021-01-22 | 中国石油大学(华东) | 一种基于水质敏感性的高含水期油田注水水质决策方法 |
| CN113552036B (zh) * | 2020-04-26 | 2024-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | 中低孔渗储层油水相对渗透率的确定方法及装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2043495C1 (ru) * | 1994-03-01 | 1995-09-10 | Добрынин Валерий Макарович | Способ определения нефтенасыщенности горных пород |
| RU2219337C1 (ru) * | 2003-03-20 | 2003-12-20 | Афанасьев Виталий Сергеевич | Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин |
| RU2232409C1 (ru) * | 2003-03-24 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" | Способ определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах и устройство для его осуществления |
| EA007037B1 (ru) * | 2002-12-12 | 2006-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б. В. | Калибровка модели проницаемости по каротажным диаграммам с использованием измерений движения флюидов в коллекторе |
-
2012
- 2012-04-06 RU RU2012113376/03A patent/RU2505676C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2012-04-26 WO PCT/RU2012/000329 patent/WO2013151455A1/ru active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2043495C1 (ru) * | 1994-03-01 | 1995-09-10 | Добрынин Валерий Макарович | Способ определения нефтенасыщенности горных пород |
| EA007037B1 (ru) * | 2002-12-12 | 2006-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б. В. | Калибровка модели проницаемости по каротажным диаграммам с использованием измерений движения флюидов в коллекторе |
| RU2219337C1 (ru) * | 2003-03-20 | 2003-12-20 | Афанасьев Виталий Сергеевич | Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин |
| RU2232409C1 (ru) * | 2003-03-24 | 2004-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Союзпромгеофизика" | Способ определения текущей нефте- и газонасыщенности коллекторов в обсаженных скважинах и устройство для его осуществления |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103924968A (zh) * | 2014-05-14 | 2014-07-16 | 杜江民 | 一种致密油气藏砂岩的识别方法 |
| CN104141490A (zh) * | 2014-07-17 | 2014-11-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 有水气藏单井水侵情况判断及气井产量控制方法和装置 |
| CN104141490B (zh) * | 2014-07-17 | 2016-08-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 有水气藏单井水侵情况判断及气井产量控制方法和装置 |
| CN104265281B (zh) * | 2014-10-08 | 2017-01-11 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 封闭未饱和油藏弹性驱动注水开发油井产量的预测方法 |
| CN104265281A (zh) * | 2014-10-08 | 2015-01-07 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 封闭未饱和油藏弹性驱动注水开发油井产量的预测方法 |
| CN104453874A (zh) * | 2014-10-23 | 2015-03-25 | 中国石油天然气集团公司 | 一种基于核磁共振的砂砾岩储层含油饱和度的计算方法 |
| CN104453874B (zh) * | 2014-10-23 | 2017-04-12 | 中国石油天然气集团公司 | 一种基于核磁共振的砂砾岩储层含油饱和度的计算方法 |
| RU2632800C2 (ru) * | 2016-03-09 | 2017-10-09 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине |
| CN106323835A (zh) * | 2016-08-04 | 2017-01-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 确定非均质碳酸盐岩储层胶结指数的方法 |
| CN110778312A (zh) * | 2019-10-09 | 2020-02-11 | 东北石油大学 | 一种模拟气藏边底水侵入的模型以及求取水侵系数的方法 |
| CN110778312B (zh) * | 2019-10-09 | 2022-08-30 | 东北石油大学 | 一种模拟气藏边底水侵入的模型以及求取水侵系数的方法 |
| RU2737453C1 (ru) * | 2020-06-02 | 2020-11-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" | Способ определения текущей нефтенасыщенности разрабатываемого пласта в работающих интервалах скважины с последующим восстановлением поля текущей нефтенасыщенности |
| CN116072232A (zh) * | 2021-12-29 | 2023-05-05 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种相对渗透率曲线确定方法、装置、设备和存储介质 |
| CN116072232B (zh) * | 2021-12-29 | 2024-03-19 | 中国石油天然气集团有限公司 | 一种相对渗透率曲线确定方法、装置、设备和存储介质 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012113376A (ru) | 2013-10-20 |
| RU2505676C2 (ru) | 2014-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2505676C2 (ru) | Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины | |
| US10083258B2 (en) | Combining downhole fluid analysis and petroleum systems modeling | |
| US7363164B2 (en) | Method of evaluating fluid saturation characteristics in a geological formation | |
| US9194974B2 (en) | Method to predict dense hydrocarbon saturations for high pressure high temperature | |
| US10151197B2 (en) | Hydrocarbon density determination method | |
| US11346833B2 (en) | Reservoir fluid characterization system | |
| US20160231461A1 (en) | Nuclear magnetic resonance (nmr) porosity integration in a probabilistic multi-log interpretation methodology | |
| Teklu et al. | A critical literature review of laboratory and field scale determination of residual oil saturation | |
| Ghadami et al. | Enhanced History Matching and Prediction Using Integrated Analytical and Numerical Modeling Approach | |
| US20230314646A1 (en) | Reservoir fluid mapping in mature fields | |
| Underschultz et al. | Estimating formation water salinity from wireline pressure data: Case study in the Vulcan sub-basin | |
| Khan et al. | Deciphering Low Resistivity Pay To Derisk a Commercial Discovery: Case Study from the Norwegian Sea | |
| Jacotă | Uncertainty and Risk Evaluation in the Tertiary Migration of Abandoned Oil Reservoirs | |
| Carrasquilla et al. | Estimation of the Size and Type of Porosity in an Albian Carbonate Reservoir of the Campos Basin, Southeastern Brazil | |
| Thomas et al. | The scope and perspective of ROS measurement and flood monitoring | |
| Shang et al. | Production Evaluation for Gas Condensate at Early Exploration Stage Based on Comprehensive Well Log Analysis and Downhole Fluid Analysis (DFA): Case Study From Bohai Bay | |
| Karpekin et al. | The Integration of Petrophysical and Formation Tester Data in the Creation of a Petrophysical Model for an Eastern Siberia Oilfield | |
| RU2602424C1 (ru) | Способ подсчета запасов углеводородов в коллекторах доманиковых отложений | |
| O'Sullivan et al. | Very low water saturations within the sandstones of the Northern Barmer Basin, India | |
| Arora | Petrophysical Characterization of the San Andres Horizontal Play | |
| Morgan et al. | The Neutron Dance: A Quest for Reliable Cased-Hole Neutron Data for High-Temperature Steamflood Surveillance | |
| Karri et al. | Reconciling the Modeled Log and Core Based Saturation Height Functions: A Case Study from a Gas-Condensate Reservoir. | |
| Paskvan et al. | Single Well Chemical Tracer Tests Provide Rapid, In-Situ Saturation and Fractional Flow Measurements in the Aurora Oil Field, Alaska | |
| Hameed et al. | Using the Conventional Method to Estimate Water Saturation of Khasib Formation in East Baghdad Oil Field Central Area | |
| CN118793427A (zh) | 一种杂卤石勘查井位部署方法 |
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: 12873787 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 12873787 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |