RU2707311C1 - Method of evaluation of phase permeability profile in oil and gas production wells - Google Patents
Method of evaluation of phase permeability profile in oil and gas production wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2707311C1 RU2707311C1 RU2019128037A RU2019128037A RU2707311C1 RU 2707311 C1 RU2707311 C1 RU 2707311C1 RU 2019128037 A RU2019128037 A RU 2019128037A RU 2019128037 A RU2019128037 A RU 2019128037A RU 2707311 C1 RU2707311 C1 RU 2707311C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- permeability
- well
- profile
- frequency
- pore channels
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 34
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000011162 core material Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 16
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000002459 porosimetry Methods 0.000 claims description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 230000004044 response Effects 0.000 description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 240000006240 Linum usitatissimum Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001493 electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы.The invention relates to the field of oil industry and is intended to determine the permeability of productive intervals, revealing low permeability reservoirs.
Для прогноза производительности скважин на месторождениях углеводородов, выбора способов извлечения и интенсификации притока нефти и газа необходимо иметь информацию о фильтрационных характеристиках каждого продуктивного интервала (групп толщин с близкими фациальными свойствами), вскрываемого и эксплуатируемого скважиной.To predict the productivity of wells in hydrocarbon deposits, to select methods for extracting and intensifying the influx of oil and gas, it is necessary to have information about the filtration characteristics of each productive interval (thickness groups with similar facies properties) that are opened and operated by the well.
Знание профиля проницаемости (абсолютной или фазовой) каждого продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации объектов позволяет с большей эффективностью проводить разработку месторождения, добиваясь равномерного вытеснения углеводородов при заводнении толщин с разной проницаемостью.Knowing the permeability profile (absolute or phase) of each productive formation while simultaneously exploiting facilities allows for more effective field development, achieving uniform displacement of hydrocarbons during flooding of thicknesses with different permeabilities.
Известные методы геофизических исследований скважин (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИС) по отдельности не могут быть использованы для корректного определения профиля проницаемости в эксплуатационных скважинах с ухудшенными фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС), который является важнейшей характеристикой для проведения адаптации гидродинамических 3D моделей.The well-known methods of well geophysical research (GIS) and well hydrodynamic research (well test) separately cannot be used to correctly determine the permeability profile in production wells with impaired filtration and reservoir properties (FES), which is the most important characteristic for the adaptation of hydrodynamic 3D models.
Технология ГИС не дает корректных значений для неоднородных низкопроницаемых коллекторов (как правило, коэффициенты корреляций между параметрами ГИС и фазовой проницаемостью, определенной по петрофизическим исследованиям кернов - очень низкие), технологии ГДИС дают только усредненные показатели для всей эффективной гидродинамически связанной толщи коллекторов, при этом для достижения режима радиальной фильтрации (необходимого для оценки фазовой проницаемости) в пластах с низкими ФЕС требуется очень длительный период остановки добывающих скважин (десятки и даже сотни суток), а при насыщенности толщин пласта смесью флюидов - определить даже фазовую проницаемость (по нефти / воде / газу) затруднительно, т.к. для этого необходимы петрофизические связи относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и корректные результаты оценки флюидонасыщенности толщин (что современными методами промыслово-геофизических исследований (ПГИ) получить сложно).Well logging technology does not provide correct values for heterogeneous low-permeability reservoirs (as a rule, correlation coefficients between well logging parameters and phase permeability determined from petrophysical core studies are very low), well logging technologies provide only averaged indicators for the entire effective hydrodynamically coupled reservoir thickness, while for to achieve the radial filtration regime (necessary for assessing the phase permeability) in reservoirs with low reservoir properties, a very long production shutdown period is required wells (tens or even hundreds of days), and when the thickness of the formation is saturated with a fluid mixture, it is difficult to determine even the phase permeability (by oil / water / gas), because For this, the petrophysical relationships of relative phase permeabilities (RPs) and the correct results of fluid saturation estimation of thicknesses are necessary (which is difficult to obtain using modern methods of field geophysical studies (PIP)).
Известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных в эксплуатационной обсаженной перфорированной скважине, включающий эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации нефтегазонасыщенных (работающих) толщин, причем гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов и устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости (RU 2320869, 2006 г.).There is a method of determining the filtration-capacitive parameters of oil and gas saturated in a cased perforated well, including the operation of injection and production wells, conducting petrophysical core surveys, as well as geophysical and hydrodynamic studies of wells, building correlation dependencies of the corresponding parameters according to the results of these studies, hydraulic sensing, determining optimal operating conditions wells and involved in the process of oil filtration saturated (working) thicknesses, and hydrodynamic studies are carried out on steady and unsteady filtration modes, determine the basic filtration and reservoir parameters of the reservoirs and set the optimal bottomhole pressure for this field during production selection and injection of the reagent, transfer the wells to the operating mode with optimal bottomhole pressure, hydraulic listening at optimal bottomhole pressures and determine the filtering (working) between the disturbing and observing the thickness of the formation according to the given mathematical dependence (RU 2320869, 2006).
К недостаткам данного способа относится возможность определения интегрального значения фазовой проницаемости для всей работающей эффективной гидродинамически связанной толщины объекта (в которую могут входить еще и толщины соседних пластов, если имеет место межпластовый переток), при соблюдении условия, что на момент исследования продуктивный пласт не начал обводняться.The disadvantages of this method include the ability to determine the integral value of the phase permeability for the entire working effective hydrodynamically coupled thickness of the object (which may also include the thickness of neighboring layers, if there is inter-layer flow), subject to the condition that at the time of the study the reservoir did not begin to be flooded .
Также известен способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов методом корреляций на основе эмпирических зависимостей значений абсолютной проницаемости по газу, определенных с помощью петрофизических керновых исследований, с интервальными оценками коэффициента пористости, определенного в отрытом стволе пробуренных скважин методами ГИС - например, по методу естественных электрических потенциалов (RU 2419111, 2009 г.).There is also a method for determining the permeability of terrigenous reservoir rocks by the correlation method based on empirical dependences of absolute gas permeability values determined using petrophysical core studies, with interval estimates of the porosity coefficient determined in an open hole of drilled wells using well logging methods, for example, by the method of natural electric potentials (RU 2419111, 2009).
Однако известный способ обеспечивает получение некорректной информации для низкопроницаемых (менее 1 мД) и неоднородных в фациальном плане коллекторов (имеют место крайне низкие коэффициенты корреляций таких зависимостей), в особенности, если пласт, вследствие обводнения, насыщен не чистой нефтью.However, the known method provides incorrect information for low permeability (less than 1 mD) and facies heterogeneous reservoirs (there are extremely low correlation coefficients of such dependencies), especially if the reservoir, due to flooding, is not saturated with pure oil.
Также известен способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта, заключающийся в определении на основе результатов гидродинамических исследований скважин, вскрывающих пласт, осредненных по разрезу значений текущей фазовой проницаемости, пересчет текущей фазовой проницаемости на первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды с учетом термобарических условий в пласте и информации об относительных фазовых проницаемостях для каждой исследованной скважины, вычисление неоднородной кривой первоначальной проницаемости по разрезу с учетом результатов геофизических исследований в открытом стволе и профилей притоков работающих фаз, корреляцию кривых и построение трехмерного распределения проницаемости (RU 2479714, 2011 г).Also known is a method of obtaining a three-dimensional distribution of formation permeability, which consists in determining, based on the results of hydrodynamic studies of wells that open the formation, averaged over the section of the values of the current phase permeability, recalculating the current phase permeability to the initial oil permeability in the presence of residual water, taking into account thermobaric conditions in the formation and information on relative phase permeabilities for each well studied, calculation of an inhomogeneous initial curve Flax permeability of the section based on the results of Geophysical Research openhole and profiles tributaries operating phases correlation curves and the construction of the three-dimensional distribution of the permeability (RU 2479714, 2011).
Описываемый способ обеспечивает получение профиля фазовой проницаемости по разрезу на основе построения «синтетических» кривых профилей проницаемости, получаемых по совместной обработке кривых ГИС и интегральных оценок ГДИС, где для определения фазовой проницаемости используется информация о фазовых профилях притока и функция Баклея-Леверетта.The described method provides obtaining the phase permeability profile along the section based on the construction of “synthetic” permeability curves obtained by joint processing of well logs and integrated well test estimates, where phase permeability information and the Bakley-Leverett function are used to determine phase permeability.
Известный способ, обеспечивая получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели, некорректно работает при сверхнизких проницаемостях коллекторов.The known method, providing depth profiles of reliable permeability values suitable for use in a hydrodynamic model, does not work correctly with ultra-low reservoir permeabilities.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является реализованный в патенте на изобретение «Постоянно эксцентрическом опробователь пластов» (RU 2324818, 2004 г.) способ оценки фазовой проницаемости по разрезу с помощью «точечного опробования» интервалов открытого (а в ряде случаев и обсаженного) ствола методом «гидродинамического каротажа» с использованием кабельных модульных динамических тестеров-пробоотборников (типа «MDT» или «CHDT»).Of the known technical solutions, the closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method for assessing the phase permeability along the section using the "point testing" open intervals (a) implemented in the patent for the invention "Constantly eccentric reservoir tester" (RU 2324818, 2004). in some cases, a cased) wellbore by the method of "hydrodynamic logging" using cable modular dynamic testers-samplers (such as "MDT" or "CHDT").
При отборе пробы флюида происходит запись кривой восстановления/падения давления, по результатам интерпретации которой в дальнейшем определяют проницаемость породы, подвижность флюида, а также пластовое давление. Посредством точечных замеров по глубине исследуемой скважины производится построение профиля фазовой проницаемости.When a fluid sample is taken, a pressure recovery / drop curve is recorded, the interpretation of which subsequently determines rock permeability, fluid mobility, and reservoir pressure. By means of point measurements along the depth of the investigated well, a phase permeability profile is constructed.
К недостаткам реализованного в опробователе пластов способа относятся следующие: также, как и при ГДИС - невозможно получить достаточную детализацию параметра проницаемости по разрезу пласта и скважины, присутствует возможность корректно оценить фазовую проницаемость лишь до начала момента обводнения продуктивных толщин, из-за относительно низкого радиуса исследования данным способом возможно получение «искаженной» фазовой проницаемости - по фильтрату бурового раствора (в зоне изменения фильтрационных свойств - в так называемой «скиновой» зоне), способ крайне дорог и трудоемок для условий эксплуатационных скважин.The disadvantages of the method implemented in the reservoir tester include the following: as well as with well testing, it is impossible to obtain sufficient detail of the permeability parameter along the section of the reservoir and well, it is possible to correctly evaluate the phase permeability only before the moment of flooding of productive thicknesses, due to the relatively low research radius In this way, it is possible to obtain a “distorted” phase permeability - according to the mud filtrate (in the zone of changing filtration properties - in the so-called new "zone), the method is extremely expensive and time-consuming for the conditions of production wells.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД).The technical problem to which the invention is directed is to obtain a deep profile of reliable values of phase permeabilities suitable for use in a hydrodynamic model of the formation, by the depth of the studied section in the production well with ultra-low permeability of reservoirs (including with permeability of thicknesses below 1 mD).
Указанная проблема решается тем, что способе оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале, после чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретныхглубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемом в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле:This problem is solved by the fact that the method of evaluating the phase permeability profile in oil and gas production wells determines the distribution of the diameters of the pore channels in the studied interval using core material, after which the investigated active well is brought to a stable mode of operation and the reservoir of the production reservoir is opened in the studied interval geophysical measurements with a spectral sound level meter in technological selection mode by recording an acoustic signal at a discrete depths with a step of discreteness in depth, chosen depending on the section cut and the required resolution of the obtained permeability profile, with a given measurement time at each point, then at each measurement point the amplitude-frequency characteristic of acoustic emission signals in a given frequency range is determined, and the amplitude -frequency spectrum peak frequencies with reference to the previously obtained distribution of the diameters of the pore channels on the core material, and then determine eniya permeability kj (mD) at each measuring point for each characteristic diameter of the pore channels with the following formula:
где:Where:
μх - вязкость[сПз]μх - viscosity [cPz]
n, 
F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц]F - frequency recorded by the device and tied to the corresponding pore diameter [kHz]
D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм],D is the dominant diameter of the pore channels according to the results of mercury porosimetry [μm],
затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора.then, based on the obtained permeability values, a phase permeability profile of the studied reservoir interval is constructed at each measurement point.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации.The technical result achieved is to ensure the correlation of acoustic emission signals along the well section with the distribution of the filtration channels.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Предварительно определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале на основе анализа образцов кернового материала по стандартной методике. Исследования могут быть выполнены по образцам, полученным в соседней (ближайшей) разведочной скважине.Preliminarily determine the distribution of the diameters of the pore channels in the studied interval based on the analysis of core samples according to standard methods. Studies can be performed on samples obtained in the neighboring (nearest) exploratory well.
Исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы с контролем соответствия параметров режима работы исследуемой эксплуатационной скважины (расход, депрессия) критериям технологического отбора (по необходимости вывод скважины на режим технологического отбора).The investigated operating well is brought to a stable mode of operation with control of the compliance of the operating mode parameters of the investigated production well (flow rate, depression) with the technological selection criteria (if necessary, the well is put into the technological selection mode).
Затем проводят промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора в исследуемом интервале, вскрытого скважиной (перфорированного) коллектора с использованием высокочувствительной аппаратуры спектральной шумометрии (динамический диапазон (чувствительность) - 80-100 дБ). Замер проводится по технологии регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах hj, дискретность записи по глубине - 0.2-1 м (зависит от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости), продолжительность измерения на точке зависит от технических характеристик геофизического прибора. Количество точек записи зависит от толщины исследуемого интервала.Then, field-geophysical measurements are carried out with a spectral sound level meter in the technological selection mode in the studied interval, opened by a well (perforated) reservoir using highly sensitive spectral noise metering equipment (dynamic range (sensitivity) - 80-100 dB). The measurement is carried out according to the technology of recording an acoustic signal at discrete depths h j , the discreteness of recording in depth is 0.2-1 m (depends on the section cut and the required resolution of the obtained permeability profile), the duration of the measurement at a point depends on the technical characteristics of the geophysical instrument. The number of recording points depends on the thickness of the studied interval.
В каждой точке измерения по глубине определяют амплитудно-частотную характеристику (АЧХ) сигналов акустической эмиссии в информативном частотном диапазоне.At each measurement point, the amplitude-frequency characteristic (AFC) of acoustic emission signals in the informative frequency range is determined in depth.
После чего выделяют в полученном спектре АЧХ сигналов акустической эмиссии «пиковые» частоты Fi (кГц) и осуществляют их привязку к ранее полученным распределениям диаметров поровых каналов D1 на керновом материале (для общих фациальных тел коллектора). Распределение диаметров поровых каналов, как правило, получено по одному из стандартных петрофизических методов: ртутной порометрии, центрифугированием или с помощью электронной микроскопии.Then, “peak” frequencies F i (kHz) are selected in the obtained frequency response spectrum of acoustic emission signals and they are linked to previously obtained distributions of pore channel diameters D 1 on core material (for common facies collector bodies). The distribution of the diameters of the pore channels, as a rule, is obtained by one of the standard petrophysical methods: mercury porosimetry, centrifugation, or using electron microscopy.
Оценка параметра проницаемости kj (мД) для каждого характерного диаметра в каждой точке записи производится по формуле:The permeability parameter k j (mD) is estimated for each characteristic diameter at each recording point according to the formula:
где:Where:
μ - вязкость[сПз]μ - viscosity [cPz]
n, 
F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор[кГц]F - frequency recorded by the device and tied to the corresponding pore diameter [kHz]
D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии[мкм].D is the dominant diameter of the pore channels according to the results of mercury porosimetry [μm].
После чего строят профиль фазовой проницаемости с использованием полученных расчетным способом значений проницаемости kj (мД) на известных глубинах в исследуемом интервале коллектора.After that, the phase permeability profile is constructed using the calculated permeability values k j (mD) at known depths in the studied reservoir interval.
Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа, который иллюстрируется фиг. 1-4, где на фиг. 1 представлена амплитудно-частотная характеристика шума, измеренного прибором на 5-ти глубинах замера, соответствующих продуктивных интервалам коллектора, на фиг. 2 приведены результаты исследования керна методом полупроницаемой мембраны, на фиг. 3 показана привязка пиковых частот фильтрации флюида к доминантным диаметрам поровых каналов, участвующих в фильтрации, на фиг. 4 представлен профиль проницаемости по глубине исследуемой скважины.The following is an example of a specific implementation of the proposed method, which is illustrated in FIG. 1-4, where in FIG. 1 shows the amplitude-frequency characteristic of the noise measured by the device at 5 measurement depths corresponding to the productive intervals of the collector, FIG. 2 shows the results of a core study using the semipermeable membrane method; FIG. 3 shows the binding of the peak frequencies of fluid filtration to the dominant diameters of the pore channels involved in the filtration; FIG. 4 shows the depth permeability profile of the investigated well.
На скважине N произведены замеры глубинным прибором-регистратором акустического широкополосного шума.Well N was measured by a deep acoustic broadband noise recorder.
Выделены продуктивные интервалы и зарегистрированы профили АЧХ на 5-ти фиксированных (в пределах коллектора) глубинах.Productive intervals were identified and frequency response profiles were recorded at 5 fixed (within the reservoir) depths.
Построен график АЧХ для замеров скважинной шумометрией на данных глубинах (см. фиг. 1).A frequency response graph was constructed for measurements by downhole noise metering at these depths (see Fig. 1).
На представленной фиг. 1 зафиксированы четыре пиковые частоты: до 1 кГц, 3 кГц, 8 кГц и 13,4 кГц (выделены вертикальными линиями), общие для АЧХ, зафиксированных на 5 глубинах замера, соответственно, кривые 1, 2, 3, 4, 5.In the presented FIG. In Fig. 1, four peak frequencies are recorded: up to 1 kHz, 3 kHz, 8 kHz and 13.4 kHz (highlighted by vertical lines), common for the frequency response recorded at 5 measurement depths, respectively,
Частоте до 1 кГц обычно соответствуют низкочастотные шумы в самом стволе скважины, вызванные вибрациями обсадной колонны, движением флюида и газа по стволу скважины.A frequency of up to 1 kHz usually corresponds to low-frequency noise in the wellbore itself, caused by vibrations of the casing string, the movement of fluid and gas along the wellbore.
Частоты 3 кГц и 8 кГц соответствуют шумам, производимым при турбулентной фильтрации флюида через поры в породе. Данным «пиковым» частотам соответствуют каналы фильтрации в породе порядка 30-50 и 5-10 мкм.The frequencies of 3 kHz and 8 kHz correspond to the noise produced by turbulent fluid filtration through the pores in the rock. These “peak” frequencies correspond to filtration channels in the rock of the order of 30-50 and 5-10 microns.
Кроме того, геометрическая структура крупных пор в образцах породы обычно такова, что между этими каналами образуются многочисленные «гантелевидные» перемычки меньшего (в 5-10 раз) диаметра, а при перетекании флюида из одной крупной поры в другую через такие сужения могут возникать дополнительные пульсации потока, которые могут значительно усиливать вклад в картину АЧХ на частотах, соответствующих более мелким порам. Это одна из причин, по которой амплитуда зафиксированных на фиг. 1 (но не турбулентных по природе) шумов на частоте 8 кГц превысила уровень шумов на частоте 3 кГц, где предполагается основная турбулентная фильтрация флюида.In addition, the geometrical structure of large pores in rock samples is usually such that numerous “dumbbell” bridges of smaller (5–10 times) diameter are formed between these channels, and additional pulsations can occur when such fluid flows from one large pore to another through such narrowing flux, which can significantly enhance the contribution to the frequency response at frequencies corresponding to smaller pores. This is one of the reasons why the amplitude recorded in FIG. 1 (but not turbulent in nature) noise at a frequency of 8 kHz exceeded the noise level at a frequency of 3 kHz, where the main turbulent fluid filtration is assumed.
Частота 13,4 кГц связана с резонированием самого измерительного прибора (т.е. с «побочным» эффектом измерения), так как иначе бы ей должна была соответствовать турбулентная фильтрация флюида в порах диаметром порядка 1 мкм, что практически невозможно, даже если имеет место активная капиллярная пропитка.The frequency of 13.4 kHz is associated with the resonance of the measuring device itself (that is, with the “side” effect of the measurement), since otherwise it would have to correspond to turbulent fluid filtration in pores with a diameter of the order of 1 μm, which is almost impossible, even if it takes place active capillary impregnation.
Предварительно на соответствующих образцах керна было получено долевое распределение пор по диаметрам, а также долевое распределение по участию пор в фильтрации флюида (фиг. 2).Preliminarily, on the corresponding core samples, the fractional distribution of pores by diameters, as well as the fractional distribution of pore participation in fluid filtration, was obtained (Fig. 2).
Преобладающим диаметром пор в образце является диаметр в 6,5 мкм (см. кривую «а»), тем не менее по долевому участию в фильтрации преобладающим размером является 36,5 мкм (см. кривую «б»).The predominant pore diameter in the sample is a diameter of 6.5 μm (see curve "a"), however, in terms of the fractional participation in filtration, the predominant size is 36.5 μm (see curve "b").
Таким образом, для дальнейших расчетов выбраны доминантные для данных образцов породы диаметры поровых каналов по долевому участию в фильтрации. Расчеты ниже проведены по АЧХ, замеренным на глубинах, для которых были подобраны образцы керна исследуемых коллекторов.Thus, for further calculations, the diameters of pore channels dominant for these rock samples were selected for the fractional participation in the filtration. The calculations below are based on the frequency response measured at depths for which core samples of the studied reservoirs were selected.
Численные значения частоты, замеренной прибором на глубинах залегания коллекторов и привязанные к ним значения диаметра поровых каналов приведены в таблице 1.The numerical values of the frequency measured by the device at the depths of the reservoirs and the values of the diameter of the pore channels attached to them are shown in Table 1.
Привязка пиковых частот фильтрации флюида к доминантным диаметрам поровых каналов, участвующих в фильтрации отражена на фиг. 3.The binding of the peak frequencies of fluid filtration to the dominant diameters of the pore channels involved in the filtration is shown in FIG. 3.
По вышеприведенной формуле производится расчет проницаемости, где F- частота преимущественной фильтрации флюида через поры (по табл. 1), а D - преобладающий диаметр пор (по табл. 1). Вклад системы пор диаметром 6.5 мкм и меньше в суммарную проницаемость породы здесь существенно менее значительный, что хорошо иллюстрирует кривая «а» (долевое участие в фильтрации) на фиг. 2, поэтому может не учитываться в итоговом значении фазовой проницаемости.According to the above formula, permeability is calculated, where F is the frequency of predominant fluid filtration through the pores (according to Table 1), and D is the predominant pore diameter (according to Table 1). The contribution of the pore system with a diameter of 6.5 μm or less to the total permeability of the rock is much less significant here, which is well illustrated by curve “a” (fractional participation in filtration) in FIG. 2, therefore, may not be taken into account in the final value of phase permeability.
Подобранные эмпирически коэффициенты из аналогичной по литологическому типу керновой коллекции составляют: ρ=2, 
Вязкость флюида составляет 0.35 сПз. 
По результатам расчетов kфаз на глубине проведенного исследования составляет 9,54 мД, что близко к результатам оценок абсолютной (по газу) проницаемости по петрофизическим лабораторным исследованиям образцов, а также примерно соответствует диапазону многочисленных измерений гидродинамическими способами (ГДИС). Таким же образом оценена фазовая проницаемость для остальных глубин замера (см. табл. 2) и построен профиль проницаемости по глубине исследуемой скважины (фиг. 4).According to the results of calculations, the k phases at the depth of the study are 9.54 mD, which is close to the results of estimates of absolute (gas) permeability from petrophysical laboratory studies of samples, and also approximately corresponds to the range of numerous measurements by hydrodynamic methods (GDIS). In the same way, the phase permeability was estimated for the remaining measurement depths (see Table 2) and a permeability profile was constructed along the depth of the well under study (Fig. 4).
Таким образом, предлагаемый способ за счет обеспечения корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации позволяет получить глубинный профиль исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД) на базе достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта.Thus, the proposed method, by ensuring the correlation of acoustic emission signals along the well section with the distribution of the filtration channels, allows one to obtain the deep profile of the studied section in the production well at ultra-low permeability of reservoirs (including with permeability of thicknesses below 1 mD) based on reliable values of phase permeabilities, suitable for use in a hydrodynamic reservoir model.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019128037A RU2707311C1 (en) | 2019-09-06 | 2019-09-06 | Method of evaluation of phase permeability profile in oil and gas production wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019128037A RU2707311C1 (en) | 2019-09-06 | 2019-09-06 | Method of evaluation of phase permeability profile in oil and gas production wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2707311C1 true RU2707311C1 (en) | 2019-11-26 |
Family
ID=68653101
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019128037A RU2707311C1 (en) | 2019-09-06 | 2019-09-06 | Method of evaluation of phase permeability profile in oil and gas production wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2707311C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112576247A (en) * | 2020-12-15 | 2021-03-30 | 中国石油大学(北京) | Heterogeneous model parameter calculation method and device |
| CN112145165B (en) * | 2019-12-26 | 2024-04-23 | 中国海洋石油集团有限公司 | Microcrack-pore type reservoir dynamic and static permeability conversion method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4584874A (en) * | 1984-10-15 | 1986-04-29 | Halliburton Company | Method for determining porosity, clay content and mode of distribution in gas and oil bearing shaly sand reservoirs |
| RU2060384C1 (en) * | 1992-03-06 | 1996-05-20 | Акционерное общество Научно-производственной фирмы "Геотест" Лтд | Method for investigation into reservoirs of oil and gas and device for implementing the same |
| RU2324818C2 (en) * | 2003-01-30 | 2008-05-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Permanently eccentric formation tester |
| RU2419111C2 (en) * | 2009-07-03 | 2011-05-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ") | Method to detect permeability of terrigenous container rocks |
| RU2468198C1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-11-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining properties of productive formation |
-
2019
- 2019-09-06 RU RU2019128037A patent/RU2707311C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4584874A (en) * | 1984-10-15 | 1986-04-29 | Halliburton Company | Method for determining porosity, clay content and mode of distribution in gas and oil bearing shaly sand reservoirs |
| RU2060384C1 (en) * | 1992-03-06 | 1996-05-20 | Акционерное общество Научно-производственной фирмы "Геотест" Лтд | Method for investigation into reservoirs of oil and gas and device for implementing the same |
| RU2324818C2 (en) * | 2003-01-30 | 2008-05-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Permanently eccentric formation tester |
| RU2419111C2 (en) * | 2009-07-03 | 2011-05-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ") | Method to detect permeability of terrigenous container rocks |
| RU2468198C1 (en) * | 2011-06-23 | 2012-11-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining properties of productive formation |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112145165B (en) * | 2019-12-26 | 2024-04-23 | 中国海洋石油集团有限公司 | Microcrack-pore type reservoir dynamic and static permeability conversion method |
| CN112576247A (en) * | 2020-12-15 | 2021-03-30 | 中国石油大学(北京) | Heterogeneous model parameter calculation method and device |
| CN112576247B (en) * | 2020-12-15 | 2022-12-02 | 中国石油大学(北京) | Heterogeneous model parameter calculation method and device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2499283C1 (en) | Method and device for borehole spectral noise logging | |
| US7893692B2 (en) | Method for estimating the formation productivity from nuclear magnetic resonance measurements | |
| CN101303417B (en) | Method for analyzing data having shared and distinct properties | |
| US7849736B2 (en) | Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same | |
| CN106468172A (en) | A kind of Oil in Super-low Permeability sandstone oil reservoir low-resistance reservoir log interpretation method | |
| MX2007016591A (en) | Method for determining reservoir permeability from borehole stoneley-wave attenuation using biot's poroelastic theory. | |
| RU2707311C1 (en) | Method of evaluation of phase permeability profile in oil and gas production wells | |
| CN110043254B (en) | Method for obtaining stratum effective permeability based on cable stratum test data | |
| Machado et al. | Carbonate petrophysics in wells drilled with oil-base mud | |
| US20080105426A1 (en) | Method and Apparatus for Estimating the Permeability Distribution During a Well Test | |
| WO2019219153A2 (en) | Estimation of free water level and water-oil contact | |
| CN103237957A (en) | Method for measuring pressure in underground formation | |
| RU2320869C1 (en) | Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs | |
| RU2468198C1 (en) | Method for determining properties of productive formation | |
| CN110017136B (en) | Water flooded layer identification and water production rate prediction method based on apparent water layer resistivity | |
| US11852576B2 (en) | Method for determining the pore size distribution in a reservoir | |
| RU2548928C1 (en) | Method to determine variations of parameters of porous medium under action of pollutant | |
| RU2236030C1 (en) | Geophysical prospecting method for evaluating oil productivity of porous reservoirs in croswell space | |
| CN113625360B (en) | Microcrack formation yield prediction method, microcrack formation yield prediction system, electronic equipment and medium | |
| RU2548406C1 (en) | Method of determining change in properties of borehole area of reservoir-bed under influence of drilling solution | |
| RU2728119C1 (en) | Method of determining distribution of fluid volume fractions along well bore | |
| Cicione et al. | Quantitative spectral analysis of noise log measurements for enhanced dynamic characterization of complex reservoirs | |
| Shakirov | Informativity of transient processes accompanying hydrodynamic well survey | |
| RU2728123C1 (en) | Method of determining working intervals of depths of oil and gas formations | |
| EA009033B1 (en) | Method and system for assessing pore fluid behavior in a subsurface formation |