EA046431B1 - METHOD FOR ASSESSING THE CHARACTER OF SATURATION OF BEDS BY ACTIVE THERMOMETRY METHOD - Google Patents

Description

Область техники, к которой относится решениеField of technology to which the solution relates

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к контролю за разработкой нефтяных месторождений промыслово-геофизическими методами исследования скважин, и может быть использовано для оценки характера насыщеннности пласта.The invention relates to the oil production industry, namely to monitoring the development of oil fields using field geophysical methods of well exploration, and can be used to assess the nature of formation saturation.

Уровень техникиState of the art

Известен способ определения нефтеносных и обводненных пластов путем термометрических исследований скважин и анализа температурных аномалий против проницаемых пластов [Басин Я.Н. и др. Выявление интервалов обводнения в перфорированном нефтяном пласте методом высокочувствительной термометрии. - Нефтегазовая геология и геофизика, 1971, №7, с. 31-36]. Нефтеносные и обводненные пласты определяют по величине дроссельной температурной аномалии. При этом считают, что температурная аномалия против нефтеносных пластов в два раза превышает аномалию против водоносного пласта в случае стационарных температурных полей.There is a known method for determining oil-bearing and watered formations by thermometric studies of wells and analysis of temperature anomalies against permeable formations [Basin Ya.N. and others. Identification of watering intervals in a perforated oil reservoir using the method of highly sensitive thermometry. - Oil and gas geology and geophysics, 1971, No. 7, p. 31-36]. Oil-bearing and water-flooded formations are determined by the magnitude of the throttling temperature anomaly. It is believed that the temperature anomaly against oil-bearing formations is twice as large as the anomaly against the aquifer in the case of stationary temperature fields.

Недостатком известного способа является то, что он не может быть использован в неоднородных по коллекторским свойствам пластах, поскольку различие в проницаемостях при поступлении однофазного потока приводит к различию в величинах разогрева жидкости, поступающей из пласта.The disadvantage of this known method is that it cannot be used in formations with heterogeneous reservoir properties, since the difference in permeability when a single-phase flow enters leads to a difference in the heating values of the fluid coming from the formation.

Известен способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в нефтяных скважинах путем спуска термометра в скважину и двухкратной регистрации распределения температуры вдоль ее ствола с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм [Авторское свидетельство СССР , № 212190, кл. Е 21 В 47/06, 1966].There is a known method for identifying oil-bearing and flooded formations in oil wells by lowering a thermometer into the well and recording the temperature distribution along its shaft twice at intervals in time, followed by comparison of the obtained thermograms [USSR Author's Certificate, No. 212190, cl. E 21 B 47/06, 1966].

Недостатки данного способа: снятие повторной термограммы необходимо проводить после длительного времени простаивания скважины; влияние различия теплофизических свойств пропластков на закономерности распределения температуры (неоднозначность); сложность интерпретации при наличии газонефтяного потока (неоднозначность).Disadvantages of this method: taking a repeated thermogram must be carried out after a long period of idle time of the well; the influence of differences in the thermophysical properties of interlayers on the patterns of temperature distribution (ambiguity); difficulty of interpretation in the presence of gas-oil flow (ambiguity).

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому является способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в нефтяных скважинах путем спуска термометра в скважину и двухкратной регистрации распределения температуры вдоль ее ствола с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм, после регистрации первой термограммы в процессе работы скважины определяют давление насыщения и первоначальное забойное давление, а повторную регистрацию распределения температуры осуществляют при измененном забойном давлении таким образом, что при первоначальном давлении, большем давления насыщения, повторную регистрацию осуществляют при забойном давлении, меньшем последнего, а при первоначальном давлении, меньшем давления насыщения при забойном давлении, большем последнего, при этом о нефтеносных пластах судят по изменению знака температурной аномалии в интервале притока (SU 1788225, МПК E21B47/06, опубликовано 15.01.1993 г.).The closest in technical essence and achieved result to the claimed one is a method for isolating oil-bearing and watered formations in oil wells by lowering a thermometer into the well and twice recording the temperature distribution along its trunk at intervals in time, followed by comparison of the obtained thermograms, after recording the first thermogram during operation wells determine the saturation pressure and the initial bottomhole pressure, and re-registration of the temperature distribution is carried out at a changed bottomhole pressure in such a way that at an initial pressure greater than the saturation pressure, re-registration is carried out at a bottomhole pressure less than the latter, and at an initial pressure less than the saturation pressure at bottomhole pressure greater than the latter, while oil-bearing formations are judged by the change in the sign of the temperature anomaly in the inflow interval (SU 1788225, IPC E21B47/06, published 01/15/1993).

Однако известный способ имеет ряд существенных недостатков: снятие повторной термограммы необходимо проводить при смене режима работы скважины, т.е. изменения забойного давления (не оперативность), особенно это усложняется при низком значении давления насыщения по сравнению с пластовым давлением; сложность интерпретации при наличии газонефтяного потока по стволу скважины (неоднозначность).However, the known method has a number of significant disadvantages: taking a repeated thermogram must be carried out when changing the operating mode of the well, i.e. changes in bottomhole pressure (not efficiency), this becomes especially difficult at low saturation pressure compared to reservoir pressure; difficulty of interpretation in the presence of gas-oil flow along the wellbore (ambiguity).

Раскрытие решенияSolution disclosure

Решаемая задача заключается в быстрой и точной оценке нефтеносных и обводненных пластов скважин.The problem being solved is to quickly and accurately assess oil-bearing and water-enriched well formations.

Технический результат заявляемого изобретения заключается в повышении достоверности и оперативности оценки нефтеносных и обводненных пластов при исследовании действующих скважин.The technical result of the claimed invention is to increase the reliability and efficiency of the assessment of oil-bearing and water-flooded formations when studying operating wells.

Указанный технический результат достигается способом оценки характера насыщенности пластов методом активной термометрии, включающим спуск термометра в скважину и двукратную регистрацию распределения температуры вдоль ее ствола с интервалом во времени с последующим сопоставлением полученных термограмм, в котором в отличие от прототипа проводят индукционный нагрев обсадной колонны в исследуемом интервале в остановленной скважине в течение времени не менее t = 1кр, далее осуществляют пуск скважины в работу обеспечивая снижение забойного давления ниже P = Рнас.ь и по аномалиям снижения температуры за счет разгазирования нефти в пласте судят о характере насыщенности пласта, причём вычисляютThe specified technical result is achieved by a method of assessing the nature of the saturation of layers by the method of active thermometry, including lowering a thermometer into the well and double recording of the temperature distribution along its wellbore at intervals in time, followed by comparison of the obtained thermograms, in which, unlike the prototype, induction heating of the casing is carried out in the studied interval in a shut-in well for a period of time of at least t = 1cr, then the well is put into operation, ensuring a decrease in bottomhole pressure below P = Psat.b, and based on the anomalies of temperature decrease due to degassing of oil in the formation, the nature of the saturation of the formation is judged, and they are calculated

1кр = R2/a, где R - радиус скважины, м; а - температуропроводность среды, м²/ч.1cr = R2/a, where R is the well radius, m; a is the thermal diffusivity of the medium, m ² /h.

Рнасд = Рнас+(Т-Т_пл)/(9,157+701,8/(Г_ом(у_м-0,8у_а), где Р_нас - давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре - Т_пл, МПа; Т - текущая температура, °C; Г_ом - газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м³/т; у_м, у_а - соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, доли единицы, а сопоставление термограмм проводят в остановленной и работающей скважине, причём по снижению температуры определяют нефтенасыщенные пласты, а по повышению - водонасыщенные пласты.Pnasd = Pnas+(T-T _pl )/(9.157+701.8/(G _ohm (y _m -0.8y _a ), where P _us is the saturation pressure of reservoir oil with gas at reservoir temperature - T _pl , MPa; T - current temperature, °C; G _ohm - gas saturation of reservoir oil, characterized by the ratio of the volume of gas (reduced to normal conditions) dissolved in oil to the mass of degassed oil, m ³ / t; y _m , y _a - methane and nitrogen content, respectively in the gas of a single degassing of reservoir oil under standard conditions, a fraction of unity, and a comparison of thermograms is carried out in a stopped and operating well, and oil-saturated formations are determined by a decrease in temperature, and water-saturated formations by an increase.

Технический результат изобретения достигается благодаря следующему. С одной стороны, повыThe technical result of the invention is achieved due to the following. On the one hand, you

- 1 046431 шение температуры обсадной колонны при индукционном нагреве приводит к повышению температуры призабойной зоны пласта в процессе работы индукционного нагревателя. С другой стороны, повышение температуры пласта приводит к повышению давления насыщения нефти газом. За счет этого улучшаются условия для создания процесса разгазирования нефти в пласте при снижении давления при пуске скважины в работу.- 1 046431 a change in the temperature of the casing during induction heating leads to an increase in the temperature of the bottomhole zone of the formation during operation of the induction heater. On the other hand, an increase in reservoir temperature leads to an increase in oil saturation pressure with gas. Due to this, conditions are improved for creating the process of degassing oil in the reservoir when the pressure decreases when the well is put into operation.

При этом, интервалы снижения температуры приурочены к нефтенасыщенным пластам, а интервалы повышения температуры приурочены к водонасыщенным пластам.At the same time, intervals of temperature decrease are confined to oil-saturated formations, and intervals of temperature increase are confined to water-saturated formations.

Краткое описание чертежейBrief description of drawings

На фигуре показано распределение температуры в исследуемом интервале.The figure shows the temperature distribution in the studied interval.

Осуществление решенияImplementation of the decision

Способ осуществляют следующим образом:The method is carried out as follows:

1. Проводят измерение распределения температуры в остановленной скважине в исследуемом интервале.1. Measure the temperature distribution in the shut-in well in the studied interval.

2. В остановленной скважине, в исследуемом интервале в течение времени 1кр = R²/a, где R - радиус скважины, м; а - температуропроводность среды, м²/ч, проводят индукционный нагрев обсадной коллонны.2. In a stopped well, in the studied interval during the time 1cr = R ² /a, where R is the radius of the well, m; a is the thermal diffusivity of the medium, m ² /h; induction heating of the casing is carried out.

3. Определяют текущую температуру в скважине после индукционного нагрева обсадной колонны.3. Determine the current temperature in the well after induction heating of the casing.

4. Вычисляют значение давления насыщения после нагрева пласта по формуле Р_насД = Р_нас+(ТТ_пл)/(9,157+701,8/(Г_ом(у_м-0,8у_а), где Р_нас - давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре - Т_пл, МПа; Т - текущая температура, °C; Г_ом - газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м³/т; у_м, у_а - соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, доли единицы.4. Calculate the value of the saturation pressure after heating the formation using the formula P _sat = P _us + (TT _pl )/(9.157+701.8/(G _ohm (y _m -0.8u _a ), where P _us is the saturation pressure of the reservoir oil gas at reservoir temperature - _Tpl , MPa; T - current temperature, °C; G _ohm - gas saturation of reservoir oil, characterized by the ratio of the volume of gas (reduced to normal conditions) dissolved in oil to the mass of degassed oil, m ³ /t; y _m , y _a - respectively, the content of methane and nitrogen in the gas of a single degassing of reservoir oil under standard conditions, fractions of a unit.

5. Осуществляют пуск скважины в работу при Р<Р_нас>5. The well is put into operation at P < P _us >

6. Проводят замер распределения температуры в исследуемом интервале при работе скважины.6. Measure the temperature distribution in the studied interval during well operation.

7. Сопоставляют термограммы в остановленной и работающей скважине. По снижению температуры в исследуемом интервале определяют нефтенасыщенные пласты, а по увеличению - водонасыщенные пласты.7. Compare thermograms in a stopped and operating well. Oil-saturated formations are determined by a decrease in temperature in the studied interval, and water-saturated formations by an increase.

Для иллюстрации предложенного изобретения на представленных кривых (фигура), полученных путём моделирования, показано распределение температуры в исследуемом интервале: 1 - до разгазирования нефти, 2 - при разгазировании нефти. На графике L - глубина в метрах, T - температура в градусах Цельсия. Конкретные значения на осях не указаны, так как сущность заключается в характере зависимостей температуры от глубины до нагрева и после нагрева и ввода в работу.To illustrate the proposed invention, the presented curves (figure), obtained by modeling, show the temperature distribution in the studied interval: 1 - before oil degassing, 2 - during oil degassing. On the graph, L is the depth in meters, T is the temperature in degrees Celsius. Specific values on the axes are not indicated, since the essence lies in the nature of the temperature dependences on depth before heating and after heating and commissioning.

По кривым видно, что снижение температуры наблюдается только для верхнего пласта, что связано с разгазированием нефти. Из характера изменения температурных аномалий в соответствии с формулой изобретения можно заключить, что нижний пласт обводнен, а верхний является нефтеносным пластом.The curves show that a decrease in temperature is observed only for the upper layer, which is associated with degassing of oil. From the nature of the change in temperature anomalies in accordance with the claims of the invention, it can be concluded that the lower layer is watered, and the upper one is an oil-bearing layer.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет достоверно оценить насыщенность пласта независимо от первоначальной величины давления насыщения нефти газом, а оперативность достигается за счет сокращения операций на скважине: достаточно снизить давление в скважине ниже давления насыщения.Thus, the proposed method makes it possible to reliably estimate the saturation of the formation, regardless of the initial value of the saturation pressure of oil with gas, and efficiency is achieved by reducing operations at the well: it is enough to reduce the pressure in the well below the saturation pressure.

Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства науки и высшего образования РФ по теме: Создание интеллектуальной комплексной технологии исследования и интерпретации данных..., соглашение № 075-11-2021-061 от 25 июня 2021 г.The work was carried out with the financial support of the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation on the topic: Creation of an intelligent integrated technology for research and interpretation of data..., agreement No. 075-11-2021-061 dated June 25, 2021.

Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации, изложенной в описании, и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.The embodiments are not limited to the embodiments described herein, but other embodiments without departing from the spirit and scope of the present invention will become apparent to one skilled in the art based on the information set forth in the specification and knowledge of the prior art.

Claims (1)

Способ оценки характера насыщенности пластов методом активной термометрии, содержащий этапы, на которых:A method for assessing the nature of formation saturation by the method of active thermometry, containing stages in which: спускают термометр в скважину и два раза регистрируют распределение температуры вдоль ствола скважины с последующим сопоставлением полученных термограмм, характеризующийся тем, что проводят измерение распределения температуры в остановленной скважине в исследуемом интервале скважины с помощью термометра, получая первую термограмму;lower the thermometer into the well and record the temperature distribution along the wellbore twice, followed by comparison of the obtained thermograms, characterized by the fact that they measure the temperature distribution in the stopped well in the studied well interval using a thermometer, obtaining the first thermogram; проводят нагрев обсадной колонны в исследуемом интервале в остановленной скважине в течение времени не менее t = 1_кр с помощью индукционного нагревателя;the casing is heated in the studied interval in a shut-in well for a time of at least t = 1 _kr using an induction heater; определяют текущую температуру T, °C, в скважине после индукционного нагрева обсадной колонны;determine the current temperature T, °C, in the well after induction heating of the casing; осуществляют пуск скважины в работу, обеспечивая снижение забойного давления ниже Р_насД;the well is put into operation, ensuring that the bottomhole pressure is reduced below P _sat ; причёмand С_р = R²/a, где R - радиус скважины, м; а - температуропроводность среды, м²/ч,С _р = R ² /a, where R is the well radius, m; a - thermal diffusivity of the medium, m ² / h, Рнасд = Рнас+(Т-Тпл)/(9,157+701,8/(Гом(ум-0,8уа), где Р_нас - давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре - Т_пл, МПа; Т - текущая температура, °C; Г_ом - газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м³/т; у_м, у_а - соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, доли единицы, проводят измерение распределения температуры в работающей скважине в исследуемом упомянутом интервале скважины с помощью термометра, получая вторую термограмму;Pnasd = Pnas+(T-Tpl)/(9.157+701.8/(Gom(um-0.8ua), where P _us is the saturation pressure of reservoir oil with gas at reservoir temperature - _Tpl , MPa; T is the current temperature, °C; G _ohm - gas saturation of reservoir oil, characterized by the ratio of the volume of gas (reduced to normal conditions) dissolved in oil to the mass of degassed oil, m ³ /t; u _m , y _a - respectively, the content of methane and nitrogen in the gas of a single degassing reservoir oil under standard conditions, fractions of one, measure the temperature distribution in the operating well in the studied well interval using a thermometer, obtaining a second thermogram; осуществляют сопоставление первой и второй термограмм, причём по снижению температуры определяют нефтенасыщенные пласты, а по повышению - водонасыщенные пласты.the first and second thermograms are compared, and oil-saturated formations are determined by a decrease in temperature, and water-saturated formations by an increase.