RU2752802C1 - Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby - Google Patents
Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby Download PDFInfo
- Publication number
- RU2752802C1 RU2752802C1 RU2020135139A RU2020135139A RU2752802C1 RU 2752802 C1 RU2752802 C1 RU 2752802C1 RU 2020135139 A RU2020135139 A RU 2020135139A RU 2020135139 A RU2020135139 A RU 2020135139A RU 2752802 C1 RU2752802 C1 RU 2752802C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- nitrogen
- injection
- bottomhole pressure
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 155
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 33
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 title claims abstract description 14
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 title abstract 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 486
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 244
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 237
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 237
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 100
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 74
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000010586 diagram Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 100
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 42
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 42
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 40
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 34
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 30
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 23
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 23
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 claims description 21
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims description 20
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 18
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 13
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 claims description 13
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 12
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims description 9
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 3
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 claims description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims 7
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims 1
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 45
- 238000011160 research Methods 0.000 description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 11
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000000341 volatile oil Substances 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и может быть использовано для управления процесса нефтедобычи, в частности, для проведения процессов увеличения нефтеотдачи.The invention relates to methods for determining the reservoir characteristics and can be used to control the oil production process, in particular, to carry out enhanced oil recovery processes.
Данные о фильтрационно-емкостных характеристиках пласта используются при проектировании процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, планировании методов увеличения нефтеотдачи. Эти данные позволяют с высокой точностью определить, например, условия закачки газа для обеспечения максимальной эффективности закачки вытесняющего агента в технологии смешивающегося вытеснения для увеличения нефтеотдачи пласта.The data on the reservoir characteristics are used in the design of oil and gas field development processes, and in the planning of enhanced oil recovery methods. These data make it possible to determine with high accuracy, for example, the conditions for gas injection to maximize the efficiency of injection of a displacing agent in a miscible displacement technology for enhanced oil recovery.
Получение данных о характеристиках пласта позволяет скорректировать и определить оптимальную технологию закачки вытесняющего агента для повышения эффективности способов увеличения нефтеотдачи, например, при каких минимальных объемах вытесняющего агента будет получено максимальное количество дополнительных тонн нефти.Obtaining data on reservoir characteristics makes it possible to correct and determine the optimal technology for pumping a displacing agent to improve the efficiency of enhanced oil recovery methods, for example, at what minimum volumes of a displacing agent the maximum amount of additional tons of oil will be obtained.
Существуют различные способы определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта. Широко используются способы определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта с использованием керновых колонок. Однако, данные, полученные на керне, менее точны за счет так называемого масштабного фактора, к тому же в процессе получения керна несколько искажаются поверхностные свойства первого пространства керна, что также снижает точность данных, полученных на образцах керна. В связи с этим разрабатываются другие способы определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.There are various ways to determine the reservoir characteristics of the reservoir. Methods for determining the reservoir characteristics of a reservoir using core columns are widely used. However, the data obtained on the core is less accurate due to the so-called scale factor, moreover, in the process of obtaining the core, the surface properties of the first space of the core are somewhat distorted, which also reduces the accuracy of the data obtained on the core samples. In this regard, other methods are being developed for determining the reservoir characteristics of the reservoir.
Известен способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин (патент RU 2382194, опубл. 10.11.2009, МПК: Е21В 47/10), включающий установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами, при определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине, причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну, строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик и по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин, с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом. Общим признаком известного и заявляемого способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта является использование физических методов для уточнение предварительно полученных характеристик пласта.There is a known method for determining the filtration characteristics of the drained volume of an oil reservoir according to well operation data (patent RU 2382194, publ. the time delay of the response signal and the distance between these wells, when determining the velocity of the disturbing signal, the response of the dynamic level of the production well to disturbances caused by changes in the volumes of injection of the working agent in the injection well is used as a response signal, and the velocity of the disturbing signal between the wells is initially determined, y of which there are laboratory data for the quantitative assessment of the filtration characteristics by the core, graphical relationships are plotted between the quantitative data of the disturbing signal velocity and the values of the filtration characteristics, and according to the obtained nym graphical dependencies determine the filtration characteristics in the inter-well space of the drained formation for the remaining pairs of interacting wells, with the set velocity of the disturbing signal, but not characterized by the core material. A common feature of the known and proposed method for determining the reservoir characteristics of the reservoir is the use of physical methods to refine the previously obtained reservoir characteristics.
Однако, в известном способе определение фильтрационных характеристик ограничивается нефтяным пластом, в котором характер насыщения состоит из двух фаз - нефти и воды. Данные, полученные с использованием физических методов, т.е. без использования газовой фазы, не позволяют с высокой точностью определить фильтрационно-емкостные характеристики пласта, т.к. не обеспечивается заполнение всех пор породы. Исследование пьезопроводности позволяет оценивать изменение давления при изменении режима эксплуатации скважин, но не позволяет получить точные данные о работающей толщине пласта и имеющихся пропластках, что снижает точность определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта в условиях трехфазной фильтрации.However, in the known method, the determination of filtration characteristics is limited to an oil reservoir, in which the nature of saturation consists of two phases - oil and water. Data obtained using physical methods, i.e. without the use of the gas phase, do not allow with high accuracy to determine the reservoir characteristics of the reservoir, because filling of all pores of the rock is not provided. The study of piezoconductivity makes it possible to estimate the pressure change when the well operation mode changes, but does not allow obtaining accurate data on the working thickness of the formation and the available interlayers, which reduces the accuracy of determining the filtration-capacitive characteristics of the formation in conditions of three-phase filtration.
Известен способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте летучей нефти (патент RU 2385413, опубл. 27.03.2010, МПК: Е21В 47/00), в соответствии с которым до начала эксплуатации скважины измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида традиционными методами каротажа, включая нейтронный, и путем анализа проб керна и флюида, для эксплуатационной скважины создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности, определяемой путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а в процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, затем сравнивают измеренные сигналы с сигналами созданной численной модели и определяют текущую газонасыщенность на основе обеспечения совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Полученные данные также позволяют оценить фильтрационно-емкостные характеристики пласта. Общими признаками с заявленным изобретением являются: использование предварительно полученных данных (гидродинамических моделей) для решения задач исследования, осуществление коррекции функций фазовых проницаемостей по данным, полученным с использованием ядерными методами геофизического исследования скважин.There is a known method for determining the current gas saturation in the bottomhole zone of a well in a volatile oil reservoir (patent RU 2385413, publ. 03/27/2010, IPC: E21B 47/00), according to which the parameters of the reservoir and reservoir fluid are measured by traditional methods prior to the well operation. logging, including neutron, and by analyzing core and fluid samples, for a production well, a numerical model of changes in neutron logging signals is created for the measured parameters of the formation, formation fluid and the estimated gas saturation, determined by hydrodynamic modeling of the composition of the gas-oil mixture for the measured parameters of the formation, formation fluid and functions phase permeability, and during operation with a decrease in the productivity of the well, neutron logging is carried out, then the measured signals are compared with the signals of the created numerical model and the current gas saturation is determined based on ensuring the coincidence of the measured and simulated neutron signals logging. The data obtained also make it possible to evaluate the reservoir characteristics of the reservoir. Common features with the claimed invention are: the use of pre-obtained data (hydrodynamic models) to solve research problems, the correction of the functions of phase permeabilities according to data obtained using nuclear methods of geophysical well survey.
Однако, нейтронные методы имеют низкое значение расстояния проникновения импульса и дают информацию о насыщенности газа только в призабойной зоне скважины, величина которой, как правило, в разы меньше радиуса исследования при долговременной закачке газа. В связи с чем точность определения фильтрационно-емкостных параметров пласта известного способа ниже. Также указанные в известном способе методы не учитывают возможное изменение величины пропластков, участвующих в фильтрации газа, что также снижает точность известного способа.However, neutron methods have a low value of the impulse penetration distance and provide information on the gas saturation only in the near-wellbore zone of the well, the value of which, as a rule, is several times smaller than the survey radius during long-term gas injection. In this connection, the accuracy of determining the reservoir parameters of the reservoir of the known method is lower. Also, the methods indicated in the known method do not take into account the possible change in the size of the interlayers involved in gas filtration, which also reduces the accuracy of the known method.
Ближайшим аналогом (прототипом) способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта является способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов (патент RU 2320869, опубл. 27.03.2008, МПК: Е21В 47/10), 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 работающих нефтегазонасыщенных толщин, при этом гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, 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. Общими признаками известного и заявляемого способов является гидродинамические (оценка изменение забойного давления) и геофизические исследования скважины.The closest analogue (prototype) of a method for determining the reservoir characteristics of a reservoir is a method for determining the reservoir parameters of oil and gas-saturated reservoirs (patent RU 2320869, publ. 03/27/2008, IPC: E21B 47/10), including the operation of injection and production wells, conducting petrophysical studies core, as well as geophysical and hydrodynamic studies of wells, construction of correlation dependences of the corresponding parameters based on the results of these studies, pressure testing, determination of optimal operating modes of wells and working oil-and-gas-saturated thicknesses participating in the filtration process, while hydrodynamic studies are carried out on steady and unsteady filtration modes, determine the basic reservoir parameters of reservoirs, establish optimal bottomhole pressures for a given field during product withdrawal and injection of reagent, transfer wells to a mode of operation with optimal bottomhole pressures, testing is carried out at optimal bottomhole pressures and the formation thickness involved in filtration (working) between the disturbing and observation wells is determined. The common features of the known and proposed methods are hydrodynamic (assessment of the change in bottomhole pressure) and geophysical studies of the well.
Однако, в известном способе гидродинамические исследования скважин осуществляется как для нагнетательной, так и для добывающей скважины, и фильтрационно-емкостные параметры пласта определяются только для гидродинамически связанных между указанными скважинами пропластков, в связи с чем не учитываются пропластки, которые могут быть гидродинамически не связаны с другими скважинами и при этом будут оказывать влияние на приемистость скважин и пласта в целом. Также не учитывается режим трехфазной фильтрации (наличие фаз газа, воды и нефти, которые участвуют в фильтрации), что снижает точность известного способа. При этом геофизические исследования скважин не проводятся при закачке или добыче, что не позволяет обеспечить точность количественной оценки каждого пропластка в фильтрационно-емкостные свойства пласта при корреляции полученных данных. Это снижает точность определения фильтрационно-емкостных свойств пласта. Количество необходимых исследований в известном способе, а также необходимость исследования добывающих скважин (для которых необходимо, например, поддержание постоянного дебита [Роберт Эрлагер мл. Гидродинамические исследования скважин. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований.2004.]) усложняет процесс определения фильтрационно-емкостных параметров.However, in the known method, well testing is carried out for both injection and production wells, and the reservoir parameters are determined only for interlayers that are hydrodynamically connected between these wells, and therefore interlayers that may not be hydrodynamically connected with other wells and at the same time will affect the injectivity of wells and the formation as a whole. Also, the mode of three-phase filtration is not taken into account (the presence of phases of gas, water and oil, which are involved in filtration), which reduces the accuracy of the known method. At the same time, geophysical studies of wells are not carried out during injection or production, which does not allow ensuring the accuracy of the quantitative assessment of each interlayer in the reservoir properties of the reservoir when correlating the obtained data. This reduces the accuracy of determining the reservoir properties of the reservoir. The number of necessary studies in the known method, as well as the need to study production wells (for which it is necessary, for example, to maintain a constant flow rate [Robert Erlager Jr. Hydrodynamic studies of wells. Moscow-Izhevsk: Institute of Computer Research.2004.]) Complicates the process of determining the reservoir parameters.
Известен способ увеличения нефтеотдачи пласта (патент RU 2708924, опубл. 12.12.2019, МПК: Е21В 43/22, Е21В 43/27, Е21В 47/06), включающий закачку растворов поверхностно-активного вещества ПАВ, кислоты, замедлителей реакции кислоты с породой, отклонителей кислотных составов, воды и технологическую выдержку, состав и концентрацию которых определяют лабораторными исследованиями в зависимости от фильтрационных свойств пласта. Общими признаками известного и заявленного способа увеличения нефтеотдачи является определение характеристик агентов, обеспечивающих увеличение нефтеотдачи, на основе данных о фильтрационных свойствах пласта.A known method of increasing oil recovery (patent RU 2708924, publ. 12.12.2019, IPC: E21B 43/22, E21B 43/27, E21B 47/06), including the injection of solutions of surfactant surfactant, acid, inhibitors of the reaction of acid with the rock , diverters of acid compositions, water and technological exposure, the composition and concentration of which is determined by laboratory studies, depending on the filtration properties of the formation. The common features of the known and claimed method for enhancing oil recovery is to determine the characteristics of agents that provide enhanced oil recovery, based on data on the filtration properties of the formation.
Однако, в известном способе использован жидкий вытесняющий агент, который не обеспечивает проникновения в малые поры для вытеснения нефти. Также не использован способ определения фильтрационных (фильтрационно-емкостных) свойств пласта на основе газовых агентов, точность определения которых оказывает существенное влияние на эффективность нефтеотдачи при осуществлении известного и заявленного способов.However, the known method uses a liquid displacing agent that does not penetrate small pores to displace oil. Also, the method for determining the filtration (filtration-capacity) properties of the formation based on gas agents has not been used, the determination accuracy of which has a significant impact on the efficiency of oil recovery when implementing the known and claimed methods.
Ближайшим аналогом способа увеличения нефтеотдачи способ разработки нефтяного месторождения (патент RU 2296854, опубл. 10.09.2006, МПК: Е21В 43/24), включающий закачку кислородсодержащего газа и создание в пласте зоны окисления нефти, согласно которому перед закачкой кислородсодержащего газа проводят тестирование пласта для выявления в нем сообщающихся трещин между нагнетательной и добывающей скважинами путем закачки в пласт оторочки газообразного трассера и контроля времени достижения этим трассером добывающей скважины, водоизоляционную подготовку участка термогазового воздействия проводят путем закачки термостойких водоизоляционных материалов, сопоставляют время появления газообразного трассера и время поглощения кислорода в пласте по данным моделирования или показателям работы скважин участка термогазового воздействия, обеспечивают кинетический режим окисления нефти из условия, что время достижения газообразным трассером добывающей скважины не менее чем в два раза превышает время снижения концентрации кислорода до уровня, безопасного по взрыву или воспламенению углеводородов при температуре пласта. Общими признаками известного и заявленного способа увеличения нефтеотдачи является предварительное тестирование пласта перед закачкой агента, обеспечивающего вытеснение нефти, с использованием газообразного агента.The closest analogue of the enhanced oil recovery method is the method of developing an oil field (patent RU 2296854, publ. 09/10/2006, IPC: Е21В 43/24), including the injection of oxygen-containing gas and the creation of an oil oxidation zone in the formation, according to which the formation is tested for identifying communicating cracks in it between the injection and production wells by injecting a gaseous tracer rim into the formation and controlling the time this tracer reaches the production well; the modeling data or the performance indicators of the wells in the thermal gas treatment area, provide the kinetic mode of oil oxidation on the condition that the time for the gaseous tracer to reach the production well is at least twice the time s reducing the oxygen concentration to a level that is safe for explosion or ignition of hydrocarbons at the temperature of the formation. Common features of the known and claimed enhanced oil recovery method is preliminary testing of the formation prior to injection of an oil displacement agent using a gaseous agent.
Однако, определение времени достижения газоообразным трассером добывающей скважины не позволяет обеспечить получение точных данных о фильтрационно-емкостных характеристиках пласта, не обеспечивается точность определения приемистости пласта по углеводородному газу, необходимая для организации процесса вытеснения нефти для увеличения его эффективности.However, the determination of the time the gaseous tracer reaches the production well does not allow obtaining accurate data on the reservoir characteristics, the accuracy of determining the reservoir injectivity for hydrocarbon gas, which is necessary for organizing the oil displacement process to increase its efficiency, is not ensured.
Техническим результатом способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта является повышение точности определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, что обеспечивает повышение точности определения приемистости пласта по агенту вытеснения, использующегося для закачки в пласт для увеличения нефеотдачи, а также упрощение способа. Это приводит к повышению эффективности способа увеличения нефтеотдачи (получение дополнительных тонн нефти при закачке определенного объема вытесняющего агента).The technical result of the method for determining the reservoir characteristics of the reservoir is to improve the accuracy of determining the reservoir characteristics of the reservoir, which improves the accuracy of determining the reservoir injectivity by the displacement agent used for injection into the reservoir to increase oil recovery, as well as simplifying the method. This leads to an increase in the efficiency of the enhanced oil recovery method (obtaining additional tons of oil when injecting a certain volume of the displacing agent).
Технический результат достигается при осуществлении способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, который включает определение объема азота, обеспечивающего достижение установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласте, для закачки по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, вскрывшую исследуемый пласт, и исследование скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); закачку азота в скважину до установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации в пласте с проведением ПГИ и с обеспечением фиксации значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота; при этом при ПГИ определяют наличие и положение глинистых и песчаных пропластков, профиль приемистости в динамике, проводят увязку диаграмм исследований по глубине и привязку к элементам конструкции; получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления и данных, полученных при проведении ПГИ.The technical result is achieved by implementing a method for determining the reservoir characteristics of a reservoir, which includes determining the volume of nitrogen, which ensures the achievement of a steady or pseudo-steady mode of gas filtration in the reservoir, for injection into at least one injection well that has penetrated the studied reservoir, and a well survey before nitrogen injection with conducting field geophysical research (PLT); injection of nitrogen into the well until a steady or pseudo-steady filtration regime in the formation is carried out with the execution of well logging and ensuring the fixation of the temperature values, the nitrogen flow rate at the compressor outlet, which provides nitrogen injection, as well as changes in the bottomhole pressure during and after stopping nitrogen injection; at the same time, during production logging, the presence and position of clay and sandy interlayers, the profile of injectivity in dynamics are determined, the study diagrams are linked in depth and referenced to structural elements; obtaining the reservoir characteristics of the reservoir based on the recorded temperature values, the nitrogen flow rate at the compressor outlet, providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure and data obtained during well logging.
Технический результат достигается в результате исследования нагнетательной скважины в процессе закачки азота за счет его свойств (до достижения установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации) ПГИ, которые обеспечивают определение расположения пропластков и, соответственно, работающей толщины пласта и приемистости, с высокой точностью, а также с получением данных по изменению давления при закачке азота в скважину и после остановки закачки, на основании которых проводится оценка фильтрационно-емкостных характеристик.The technical result is achieved as a result of the study of the injection well in the process of injection of nitrogen due to its properties (until a steady or pseudo-steady filtration mode is achieved) of PLT, which ensure the determination of the location of interlayers and, accordingly, the working thickness of the formation and injectivity, with high accuracy, as well as obtaining data on pressure changes during nitrogen injection into the well and after stopping the injection, on the basis of which the filtration-reservoir characteristics are assessed.
Повышение точности заявляемого способа связано с тем, что:Increasing the accuracy of the proposed method is due to the fact that:
- молекулы азота за счет малого размера проникают как в самые большие, так и в самые малые поры породы пласта;- nitrogen molecules, due to their small size, penetrate both the largest and the smallest pores of the formation rock;
- азот термостабилен и химически инертен, т.е. его свойства не имеют значительных изменений при изменении температуры и при взаимодействии с породой и флюидами, что уменьшает искажение расчетов.- nitrogen is thermostable and chemically inert, i.e. its properties do not change significantly with temperature changes and when interacting with rocks and fluids, which reduces the distortion of calculations.
Упрощение заявляемого способа обеспечивается за счет:Simplification of the proposed method is provided by:
- использования только нагнетательной скважины;- using only an injection well;
- уменьшения количества скважин для исследования, в связи с получением более точных данных;- reducing the number of wells for research, due to obtaining more accurate data;
- удобства перевозки азота в сжиженном состоянии.- Convenience of transportation of nitrogen in a liquefied state.
После того как поток азота проходит все локальные интервалы поглощения часть газа уходит в пласт. Оставшийся газ, потеряв энергию, более интенсивно обменивается теплотой с вмещающими породами. При этом скорость изменения газонасыщенности в условиях трехфазной фильтрации (нефти, газа и воды) может меняться, что учитывается при определении объема азота для закачки в скважину. Использование азота позволяет за счет его свойств с высокой точностью зафиксировать эти изменения, что обеспечивает возможность оценить проницаемость пласта по изменению давления, а также с использованием ПГИ определить интервалы поглощения, активную толщину пласта. Совмещение данных об изменении забойного давления с учетом расхода азота, а также данных, полученных с помощью ПГИ, позволяет в комплексе оценить работающую толщину пласта, с учетом вклада каждого пропластка в общую фильтрацию и, соответственно, рассчитать другие фильтрационно-емкостные характеристики.After the nitrogen flow passes all the local absorption intervals, part of the gas goes into the formation. The remaining gas, having lost energy, more intensively exchanges heat with the host rocks. In this case, the rate of change in gas saturation under conditions of three-phase filtration (oil, gas and water) can change, which is taken into account when determining the volume of nitrogen for injection into the well. The use of nitrogen makes it possible, due to its properties, to record these changes with high accuracy, which makes it possible to assess the permeability of the formation by changing the pressure, and also using the PLT to determine the intervals of absorption, the active thickness of the formation. Combining data on changes in bottomhole pressure, taking into account the nitrogen flow rate, as well as data obtained using PLT, makes it possible to evaluate the working thickness of the formation in a complex, taking into account the contribution of each interlayer to the total filtration and, accordingly, to calculate other filtration-capacitive characteristics.
Обеспечение фиксации забойного давления позволяет осуществить контроль динамики изменения давления в стволе, а именно: фиксацию достижения режима установившейся или псевдоустановившейся фильтрации, который позволяет оценить время начала фильтрации газа именно в пласте, а не в стволе скважины, что повышает точность при определении фильтрационно-емкостных характеристик пласта и вклада каждого пропластка, а также динамику изменения забойного давления после прекращения закачки.Ensuring the fixation of the bottomhole pressure allows monitoring the dynamics of pressure changes in the wellbore, namely: fixing the achievement of the steady-state or pseudo-steady-state filtration mode, which makes it possible to estimate the time of the start of gas filtration in the formation, and not in the wellbore, which increases the accuracy in determining the filtration-capacitive characteristics reservoir and the contribution of each interlayer, as well as the dynamics of changes in bottomhole pressure after the termination of injection.
Наличие и положение глинистых и песчаных пропластков может быть определено с использованием метода гамма-каротажа, профиль приемистости в динамике - с использованием по меньшей мере одного метода, выбранного из группы методов: термометрия, механическая расходометрия, спектральная шумометрия, увязка диаграмм исследований по глубине и привязка к элементам конструкции могут быть проведены с использованием локатора муфт.The presence and position of shale and sandy interlayers can be determined using the gamma-ray logging method, the injectivity profile in dynamics - using at least one method selected from the group of methods: thermometry, mechanical flow measurement, spectral noise logging, linking of survey diagrams by depth and referencing to structural elements can be conducted using a collar locator.
Использование азота за счет его низкой теплоемкости обеспечивает рельефные профили, получаемые при проведении ПГИ, например при использовании термометрии, при закачке азота в пласт. Это позволяет оценить профиль приемистости по термограммам в динамике. Таким образом, термометрия обеспечивает диагностику работающих толщин и оценку их доли в закачке, а также диагностику межпластовых заколонных перетоков и уточнение интервалов приемистости. Сочетание различных методик позволяет подтвердить данные, полученные одним методом. Для этого используется, например, механическая расходометрия (РМ), спектральная шумометрия, которые также обеспечивают диагностику интервалов приемистости и оценку их доли в закачке. При этом свойства азота (размер молекул, инертность, термостабильность) обеспечивает интенсивность поглощения газа пластом (при определении профиля приемистости), что обеспечивает повышение точности данных расходометрии и шумометрии.The use of nitrogen due to its low heat capacity provides relief profiles obtained during production logging, for example, when using thermometry, when nitrogen is injected into the formation. This makes it possible to evaluate the injectivity profile from thermograms in dynamics. Thus, thermometry provides diagnostics of working thickness and assessment of their share in injection, as well as diagnostics of interstratal behind-the-casing flows and specification of injectivity intervals. The combination of different methods allows you to confirm the data obtained by one method. For this, for example, mechanical flow metering (PM), spectral noise logging are used, which also provide diagnostics of injectivity intervals and an assessment of their share in injection. At the same time, the properties of nitrogen (molecular size, inertness, thermal stability) provide the intensity of gas absorption by the reservoir (when determining the injectivity profile), which improves the accuracy of flow and noise logging data.
Использование гамма-каротажа обеспечивает получение данных по наличию и положению глинистых и песчаных пропластков, локатор муфт применяется для увязки диаграмм по глубине и привязки к элементам конструкции скважины.The use of gamma-ray logging provides data on the presence and position of shale and sandy interlayers, the collar locator is used to link the diagrams in depth and tie to the elements of the well structure.
Получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта может включать вычисление фильтрационно-емкостных характеристик с использованием методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, модели трехфазной фильтрации.Obtaining the reservoir characteristics of the reservoir may include the calculation of reservoir characteristics using the methods of interpretation of hydrodynamic studies of wells, a three-phase filtration model.
Использование в на данном этапе модели трехфазной фильтрации позволяет дополнительно повысить точность определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта. Возможно получение значений о фильтрационно-емкостных характеристиках с использованием только методов интерпретации гидродинамических исследований, как известно из уровня техники, однако их точность будет ниже (например, данных, полученных по кривой падения давления). Это связано с тем, что кривая падения давления дает усредненные показатели для всей гидродинамически связанной толщи коллекторов.The use of a three-phase filtration model at this stage makes it possible to further increase the accuracy of determining the reservoir characteristics of the reservoir. It is possible to obtain values of the reservoir characteristics using only the methods of interpretation of hydrodynamic studies, as is known from the prior art, but their accuracy will be lower (for example, data obtained from the pressure drop curve). This is due to the fact that the pressure drop curve gives averaged values for the entire hydrodynamically connected reservoir strata.
Стадия получения фильтрационно-емкостных характеристик пласта может дополнительно включать моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота с использованием вычисленных значений фильтрационно-емкостных характеристик пласта, сравнение смоделированной кривой и фактически зафиксированных при закачке азота значений забойного давления, при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее - фиксацию вычисленных фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта, при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота более 5% - итерационную корректировку значения относительной фазовой проницаемости в модели трехфазной фильтрации и моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота до отклонения смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее, и фиксацию фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта.The stage of obtaining the reservoir characteristics of the formation may additionally include modeling the bottomhole pressure curve during nitrogen injection using the calculated values of the reservoir characteristics of the reservoir, comparing the simulated curve and the actual bottomhole pressure values recorded during nitrogen injection, when the simulated bottomhole pressure curve deviates from the actual fixed bottomhole pressure values with nitrogen injection by 5% or less - fixing the calculated reservoir characteristics of the studied formation, if the simulated bottomhole pressure curve deviates from the actually recorded bottomhole pressure values when nitrogen injection is more than 5% - iterative correction of the relative permeability value in the model three-phase filtration and modeling the bottomhole pressure curve during nitrogen injection until the simulated bottomhole pressure curve deviates from the actual the recorded values of bottomhole pressure when injecting nitrogen by 5% or less, and the fixation of the reservoir characteristics of the studied formation.
Использование модели трехфазной фильтрации для определения относительной проницаемости по газу позволяет с большей точностью получить ее значения.The use of a three-phase filtration model to determine the relative permeability for gas makes it possible to obtain its values with greater accuracy.
Фиксация изменения забойного давления может быть обеспечена с использованием барометрии (входит в комплекс ПГИ) либо с использованием автономного манометра, либо с использованием обоих методов совместно. Совмещение методов позволяет повысить точность полученных данных.Bottom hole pressure changes can be recorded using barometry (included in the PLT complex) or using an autonomous pressure gauge, or using both methods together. The combination of methods improves the accuracy of the data obtained.
Количество нагнетательных скважин для получения корректных результатов определяется специалистом в зависимости от неоднородности пласта. Исследования могут быть проведены на одной или более скважинах. Предпочтительно проводить исследования по трем и более скважинам. Это позволит с высокой точностью подтвердить получаемые результаты исследований при высокой неоднородности пласта. Исследования можно проводить как одновременно на всех скважинах, так и последовательно на каждой.The number of injection wells for obtaining correct results is determined by a specialist depending on the heterogeneity of the formation. Studies can be carried out in one or more wells. It is preferable to conduct research on three or more wells. This will make it possible to confirm with high accuracy the obtained research results at high reservoir heterogeneity. Studies can be carried out both simultaneously at all wells, and sequentially at each one.
Объем азота может быть определен с использованием модели трехфазной фильтрации. Это повышает точность оценки объема азота, необходимого для закачки в пласт для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.The nitrogen volume can be determined using a three-phase filtration model. This improves the accuracy of estimating the volume of nitrogen required for injection into the formation to determine the reservoir characteristics of the formation.
Модель трехфазной фильтрации может включать данные о геологических характеристиках пласта, о составе углеводородного пластового флюида и свойств азота. При этом геологические характеристики пласта могут включать пористость, проницаемость абсолютную, относительную проницаемость для каждой из фаз, флюидальную насыщенность.The three-phase filtration model can include data on the geological characteristics of the reservoir, the composition of the hydrocarbon reservoir fluid, and the properties of nitrogen. In this case, the geological characteristics of the formation may include porosity, absolute permeability, relative permeability for each of the phases, fluid saturation.
Определение объема азота для закачки в нагнетательную скважину дополнительно может включать определение объема азота, требующегося для вытеснения жидкости из насосно-компрессорных труб, а также определение объема азота, требующегося для вытеснения жидкости из трещины ГРП (при ее наличии).Determining the amount of nitrogen to be injected into an injection well may further include determining the amount of nitrogen required to displace fluid from the tubing, as well as determining the amount of nitrogen required to displace fluid from a hydraulic fracture (if any).
Кривые изменения забойного давления регистрируют прибором, расположенным в скважине на максимальном приближении к интервалу перфорации, либо расположенным на буфере (в случае если высокое забойное давление не позволяет разместить прибор в скважине).The bottomhole pressure curves are recorded by a tool located in the well as close as possible to the perforation interval, or located on the buffer (if the high bottomhole pressure does not allow placing the tool in the well).
ПГИ могут включать также другие методы исследований, например, измерение влагомером - для оценки содержания воды в скважине.PLT can also include other research methods, for example, measurement with a moisture meter - to assess the water content in the well.
Перед закачкой азота могут быть дополнительно проведены исследования для оценки пригодности скважины для закачки газа.Additional studies may be conducted prior to nitrogen injection to assess the suitability of the well for gas injection.
ПГИ могут быть проведены в следующей последовательности этапов:PGI can be carried out in the following sequence of stages:
- проводят замеры в режиме закачки азота в интервале детальных исследований через разные промежутки времени с использованием локатора муфт, методов гамма-каротажа, термометрии;- carry out measurements in the nitrogen injection mode in the interval of detailed studies at different intervals using a collar locator, gamma-ray logging methods, thermometry;
- проводят замер методом гамма-каротажа и локатором муфт на подъеме;- measurement is carried out by the method of gamma-ray logging and by the collar locator on the rise;
- повторяют замер в режиме закачки азота в интервале детальных исследований с использованием локатора муфт, методов гамма-каротажа, термометрии, барометрии;- repeat the measurement in the nitrogen injection mode in the interval of detailed studies using a collar locator, gamma-ray logging methods, thermometry, barometry;
- останавливают закачку азота, проводят замеры термометрией в интервале детальных исследований на спуске через разные промежутки времени.- stop the injection of nitrogen, carry out thermometry measurements in the interval of detailed studies on the descent at different intervals.
Схема проведения ПГИ определяется специалистом в зависимости от назначения, выбранных методов исследования и уровня детализации программы исследований, в том числе промежутки времени для исследований.The scheme of the PGI is determined by a specialist depending on the purpose, the selected research methods and the level of detail of the research program, including the time intervals for research.
Техническим результатом способа увеличения нефтеотдачи является повышение эффективности нефтеотдачи.The technical result of the enhanced oil recovery method is to increase the efficiency of oil recovery.
Технический результат достигается при осуществлении способа увеличения нефтеотдачи, который включает определение объема азота, обеспечивающего достижение установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласте, для закачки по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, вскрывшую исследуемый пласт, и исследование скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); закачку азота в скважину до установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации в пласте с проведением ПГИ и с обеспечением фиксации значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота; при этом с использованием ПГИ определяют наличие и положение глинистых и песчаных пропластков, профиль приемистости в динамике, проводят увязку диаграмм исследований по глубине и привязку к элементам конструкции; получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления и данных, полученных при проведении ПГИ;The technical result is achieved when implementing a method for increasing oil recovery, which includes determining the volume of nitrogen, ensuring the achievement of a steady or pseudo-steady mode of gas filtration in the formation, for injection into at least one injection well that has penetrated the studied formation, and research of the well before nitrogen injection with production geophysical research (PGI); injection of nitrogen into the well until a steady or pseudo-steady filtration regime in the formation is carried out with the execution of well logging and ensuring the fixation of the temperature values, the nitrogen flow rate at the compressor outlet, which provides nitrogen injection, as well as changes in the bottomhole pressure during and after stopping nitrogen injection; at the same time, using PLT, the presence and position of clay and sandy interlayers, the profile of injectivity in dynamics are determined; obtaining the reservoir characteristics of the reservoir based on the recorded temperature values, nitrogen flow rate at the compressor outlet, providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure and data obtained during well logging;
определение приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту на основе полученных данных фильтрационно-емкостных характеристик пласта; определение количества нагнетательных скважин для закачки газового вытесняющего агента по приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту и его объему; закачку газового вытесняющего агента в количество нагнетательных скважин, определенное на предыдущей стадии, для вытеснения нефти.determination of the injectivity of the studied formation by the gas displacing agent on the basis of the obtained data of the reservoir characteristics of the formation; determination of the number of injection wells for injection of a gas displacing agent according to the injectivity of the studied formation according to the gas displacing agent and its volume; injection of a gas displacing agent into the number of injection wells determined in the previous stage to displace oil.
Технический результат достигается, во-первых, за счет получения более точных данных о фильтрационно-емкостных характеристиках пласта, как описано выше, а во-вторых, за счет того, что размеры молекул азота и метана или, например, диоксида углерода близки по размеру, что позволяет с высокой точностью прогнозировать поведение такого агента вытеснения при закачке в пласт на основе полученных с использованием азота фильтрационно-емкостных характеристик. Это обеспечивает высокую точность определения приемистости пласта по газовому агенту вытеснения, что позволяет с высокой точностью определить количество нагнетательных скважин, необходимых для закачки агента вытеснения для обеспечения повышения эффективности способа увеличения нефтеотдачи. Уменьшение количества нагнетательных скважин позволяет использовать полезный объем газа именно на процесс вытеснения нефти, а не, например, для замещения воды в нагнетательных скважинах. Закачка объема газа, который превышает приемистость пласта будет приводить к уменьшению эффективности способа увеличения нефтеотдачи.The technical result is achieved, firstly, due to obtaining more accurate data on the reservoir characteristics of the reservoir, as described above, and secondly, due to the fact that the sizes of nitrogen and methane molecules or, for example, carbon dioxide, are close in size, which makes it possible to predict with high accuracy the behavior of such a displacement agent during injection into the formation based on the reservoir characteristics obtained using nitrogen. This provides a high accuracy in determining the reservoir injectivity by the gas displacement agent, which makes it possible to accurately determine the number of injection wells required to inject the displacement agent in order to increase the efficiency of the enhanced oil recovery method. A decrease in the number of injection wells allows using the useful volume of gas specifically for the process of oil displacement, and not, for example, for replacing water in injection wells. Injection of a volume of gas that exceeds the reservoir injectivity will lead to a decrease in the efficiency of the enhanced oil recovery method.
Наличие и положение глинистых и песчаных пропластков может быть определено с использованием метода гамма-каротажа, профиль приемистости в динамике - с использованием по меньшей мере одного метода, выбранного из группы методов: термометрия, механическая расходометрия, спектральная шумометрия, увязка диаграмм исследований по глубине и привязка к элементам конструкции могут быть проведены с использованием локатора муфт.The presence and position of shale and sandy interlayers can be determined using the gamma-ray logging method, the injectivity profile in dynamics - using at least one method selected from the group of methods: thermometry, mechanical flow measurement, spectral noise logging, linking of survey diagrams by depth and referencing to structural elements can be conducted using a collar locator.
Получение фильтрационно-емкостных характеристик пласта может включать вычисление фильтрационно-емкостных характеристик с использованием методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, модели трехфазной фильтрации; моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота с использованием вычисленных значений фильтрационно-емкостных характеристик пласта. А также дополнительно может включать сравнение смоделированной кривой и фактически зафиксированных при закачке азота значений забойного давления. При отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее - фиксацию вычисленных фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта, при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота более 5% - итерационную корректировку значения относительной фазовой проницаемости по газу в модели трехфазной фильтрации и моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота до отклонения смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее, и фиксацию фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта.Obtaining the reservoir characteristics of the reservoir may include the calculation of reservoir characteristics using the methods of interpretation of hydrodynamic studies of wells, a three-phase filtration model; modeling the bottomhole pressure curve during nitrogen injection using the calculated values of the reservoir characteristics. It can additionally include a comparison of the simulated curve and the actual bottomhole pressure values recorded during nitrogen injection. If the simulated bottomhole pressure change curve deviates from the actually recorded bottomhole pressure values during nitrogen injection by 5% or less - fixation of the calculated reservoir characteristics of the studied formation, if the simulated bottomhole pressure change curve deviates from the actually recorded bottomhole pressure values during nitrogen injection by more than 5% - iterative correction of the value of the relative phase permeability for gas in the three-phase filtration model and modeling the curve of the bottomhole pressure change during nitrogen injection until the deviation of the simulated bottomhole pressure curve from the actually recorded bottomhole pressure values during nitrogen injection by 5% or less, and fixing the filtration-capacity characteristics the studied formation.
Фиксация изменения забойного давления может быть обеспечена при использовании барометрии и/или при использовании автономного манометра.Fixation of changes in bottomhole pressure can be ensured using barometry and / or using an autonomous pressure gauge.
Объем азота для закачки в скважину может быть определен с использованием модели трехфазной фильтрации, которая может включать данные о геологических характеристиках пласта, о составе углеводородного пластового флюида и свойств азота.The amount of nitrogen to be injected into the well can be determined using a three-phase filtration model, which can include data on the geological characteristics of the formation, the composition of the hydrocarbon reservoir fluid, and the properties of nitrogen.
Геологические характеристики пласта могут включать пористость, проницаемость абсолютную, относительную проницаемость для каждой из фаз, флюидальную насыщенность.Geological characteristics of the formation may include porosity, absolute permeability, relative permeability for each of the phases, fluid saturation.
Прибор, регистрирующий кривые изменения забойного давления, может быть расположен в скважине на максимальном приближении к интервалу перфорации либо на буфере.A tool that records bottomhole pressure curves can be located in the well as close as possible to the perforated interval or on a buffer.
ПГИ могут дополнительно включать измерения влагомером или другие методы исследования. Перед закачкой азота могут быть проведены дополнительно исследования для оценки пригодности скважины для закачки газа. ПГИ могут быть проведены в следующей последовательности этапов:PGI may additionally include measurements with a moisture meter or other research methods. Additional studies may be conducted prior to nitrogen injection to assess the suitability of the well for gas injection. PGI can be carried out in the following sequence of stages:
- проводят замеры в режиме закачки азота в интервале детальных исследований через разные промежутки времени с использованием локатора муфт, методов гамма-каротажа, термометрии, барометрии;- carry out measurements in the nitrogen injection mode in the interval of detailed studies at different intervals using a collar locator, gamma-ray logging methods, thermometry, barometry;
- проводят замер методом гамма-каротажа и локатором муфт на подъеме;- measurement is carried out by the method of gamma-ray logging and by the collar locator on the rise;
- повторяют замер в режиме закачки азота в интервале детальных исследований с использованием локатора муфт, методов гамма-каротажа, термометрии, барометрии;- repeat the measurement in the nitrogen injection mode in the interval of detailed studies using a collar locator, gamma-ray logging methods, thermometry, barometry;
- останавливают закачку азота, проводят замеры термометрией в интервале детальных исследований на спуске через разные промежутки времени.- stop the injection of nitrogen, carry out thermometry measurements in the interval of detailed studies on the descent at different intervals.
Указанная последовательность может дополнительно включать измерения влагомером, проведение спектральной шумометрии и другие методы исследования при закачке азота.The specified sequence may additionally include moisture meter measurements, spectral noise logging and other methods of investigation when injecting nitrogen.
Газовым вытесняющим агентом может быть углеводородный газ, например, метан, попутный нефтяной газ (ПНГ), либо диоксид углерода. Определение приемистости пласта по газовому вытесняющему агенту может быть определено по модели трехфазной фильтрации, которая включает полученные значения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, данные о составе углеводородного газа и составе углеводородного флюида.The gas displacing agent can be a hydrocarbon gas such as methane, associated petroleum gas (APG), or carbon dioxide. Determination of the reservoir injectivity by the gas displacing agent can be determined by the three-phase filtration model, which includes the obtained values of the reservoir reservoir characteristics, data on the hydrocarbon gas composition and the hydrocarbon fluid composition.
Технический результат для способа определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта достигается при использовании в заявляемом способе компьютерной системы, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет следующие операции: получение данных результатов исследования скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); получение данных результатов проведения ПГИ, значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления, полученных во время и после остановки закачки азота; определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота и данных, полученных при проведении ПГИ.The technical result for the method for determining the reservoir characteristics of the reservoir is achieved when using in the claimed method a computer system that contains at least one processor and a program code, under the control of which the processor performs the following operations: obtaining data from the results of the well survey before nitrogen injection with the production geophysical research (PGI); obtaining data on the results of the PLT, temperature values, nitrogen consumption at the outlet of the compressor, providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure obtained during and after stopping nitrogen injection; determination of the reservoir characteristics of the reservoir on the basis of the recorded temperature values, the nitrogen flow rate at the compressor outlet, providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure during and after stopping nitrogen injection and data obtained during well logging.
А также при использовании в заявляемом способе машиночитаемого носителя, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет следующие операции: получение данных результатов исследования скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); получение данных результатов проведения ПГИ, значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления, полученных во время и после остановки закачки азота; определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота и данных, полученных при проведении ПГИ.And also when used in the inventive method of a computer-readable medium on which a computer program is stored, which has a program code, when executed on a computer, the processor performs the following operations: obtaining data from the results of a well survey before nitrogen injection with field geophysical research (PLT); obtaining data on the results of the PLT, temperature values, nitrogen consumption at the outlet of the compressor, providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure obtained during and after stopping nitrogen injection; determination of the reservoir characteristics of the reservoir on the basis of the recorded temperature values, the nitrogen flow rate at the compressor outlet, providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure during and after stopping nitrogen injection and data obtained during well logging.
Технический результат для способа увеличения нефтеотдачи достигается при использовании в способе компьютерной системы, которая содержит по меньшей мере один процессор и программный код, под управлением которого процессор выполняет следующие операции: получение данных результатов исследования скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); получение данных результатов проведения ПГИ, значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления, полученных во время и после остановки закачки азота; определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота и данных, полученных при проведении ПГИ; определение приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту на основе полученных данных фильтрационно-емкостных характеристик пласта; определение количества нагнетательных скважин для закачки газового вытесняющего агента по приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту и его объему.The technical result for the method of increasing oil recovery is achieved by using a computer system in the method, which contains at least one processor and a program code, under the control of which the processor performs the following operations: obtaining data from the results of the well survey before nitrogen injection with conducting field geophysical studies (PLT) ; obtaining data on the results of the PLT, temperature values, nitrogen consumption at the outlet of the compressor, providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure obtained during and after stopping nitrogen injection; determination of the reservoir characteristics of the reservoir based on the recorded temperature values, the nitrogen flow rate at the compressor outlet, which provides nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure during and after stopping nitrogen injection and data obtained during well logging; determination of the injectivity of the studied formation by the gas displacing agent on the basis of the obtained data of the reservoir characteristics of the formation; determination of the number of injection wells for injecting a gas displacing agent by the injectivity of the studied formation by the gas displacing agent and its volume.
А также при использовании в способе машиночитаемого носителя, на котором сохранена компьютерная программа, имеющая программный код, при исполнении которого на компьютере процессор выполняет следующие операции: получение данных результатов исследования скважины перед закачкой азота с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ); получение данных результатов проведения ПГИ, значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления, полученных во время и после остановки закачки азота; определение фильтрационно-емкостных характеристик пласта на основе зафиксированных значений температуры, расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойного давления во время и после остановки закачки азота и данных, полученных при проведении ПГИ; определение приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту на основе полученных данных фильтрационно-емкостных характеристик пласта; определение количества нагнетательных скважин для закачки газового вытесняющего агента по приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту и его объему.And also when using a computer-readable medium in the method, on which a computer program is stored, which has a program code, when executed on a computer, the processor performs the following operations: obtaining data from the results of a well survey before nitrogen injection with field geophysical research (PLT); obtaining data on the results of the PLT, temperature values, nitrogen consumption at the outlet of the compressor, providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure obtained during and after stopping nitrogen injection; determination of the reservoir characteristics of the reservoir based on the recorded temperature values, the nitrogen flow rate at the compressor outlet, which provides nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure during and after stopping nitrogen injection and data obtained during well logging; determination of the injectivity of the studied formation by the gas displacing agent on the basis of the obtained data of the reservoir characteristics of the formation; determination of the number of injection wells for injecting a gas displacing agent by the injectivity of the studied formation by the gas displacing agent and its volume.
Операция определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта может включать вычисление фильтрационно-емкостных характеристик с использованием методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, модели трехфазной фильтрации. А также может включать моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота с использованием вычисленных значений фильтрационно-емкостных характеристик пласта, сравнение смоделированной кривой и фактически зафиксированных при закачке азота значений забойного давления; при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее - фиксацию вычисленных фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта; при отклонении смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота более 5% - итерационную корректировку значения относительной фазовой проницаемости по газу в модели трехфазной фильтрации и моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота до отклонения смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота на 5% или менее, и фиксацию фильтрационно-емкостных характеристик исследуемого пласта.The operation of determining the reservoir characteristics of the reservoir may include the calculation of reservoir characteristics using methods of interpretation of hydrodynamic studies of wells, a three-phase filtration model. It can also include modeling the bottomhole pressure curve during nitrogen injection using the calculated values of the reservoir reservoir characteristics, comparing the simulated curve and the bottomhole pressure values actually recorded during nitrogen injection; if the simulated bottomhole pressure change curve deviates from the actually recorded bottomhole pressure values when injecting nitrogen by 5% or less - fixing the calculated reservoir characteristics of the studied formation; when the simulated bottomhole pressure curve deviates from the actually recorded bottomhole pressure values during nitrogen injection by more than 5% - iterative correction of the relative gas permeability value in the three-phase filtration model and modeling the bottomhole pressure curve during nitrogen injection until the simulated bottomhole pressure curve deviates from the actual the recorded values of bottomhole pressure when injecting nitrogen by 5% or less, and the fixation of the reservoir characteristics of the studied formation.
При определении приемистости исследуемого пласта по газовому вытесняющему агенту процессор может выполнять расчет с использованием модели трехфазной фильтрации по полученным значениям фильтрационно-емкостных характеристик пласта, а также данным о составе углеводородного газа и составе углеводородного флюида.When determining the injectivity of the studied formation by a gas displacing agent, the processor can perform calculations using a three-phase filtration model based on the obtained values of the reservoir characteristics of the reservoir, as well as data on the composition of hydrocarbon gas and the composition of the hydrocarbon fluid.
Заявленное изобретение поясняется следующими фигурами.The claimed invention is illustrated by the following figures.
На фигуре 1 представлена схема установки замерных устройств, где 1 - фонтанная арматура, 2 - автономный цифровой манометр (АЦМ), 3 - прибор для регистрации изменения забойного давления и температуры (КСА-Т).Figure 1 shows a diagram of the installation of measuring devices, where 1 is a Christmas tree, 2 is an autonomous digital pressure gauge (ACM), 3 is a device for recording changes in bottomhole pressure and temperature (KSA-T).
На фигуре 2 представлены спектры, полученные методом спектральной шумометрии 4 - до закачки азота, 5 - при закачке 15% от общего объема нагнетания азота, 6 - при закачке 36% от общего объема нагнетания азота, 7 - при закачке 52% от общего объема нагнетания азота, 8 - при закачке 77% от общего объема нагнетания азота, 9 -местоположение пропластков.Figure 2 shows the spectra obtained by the spectral noise logging method 4 - before nitrogen injection, 5 - at injection of 15% of the total injection volume of nitrogen, 6 - at injection of 36% of the total injection volume of nitrogen, 7 - at injection of 52% of the total injection volume nitrogen, 8 - when injecting 77% of the total volume of nitrogen injection, 9 - the location of the interlayers.
На фигуре 3 представлена схема результатов замеров параметров закачки азота, где 10 - время начала закачки азота, 11 - время окончания закачки азота, 12 - время замещения столба воды азотом, 13 - график изменения забойной температуры во времени, 14 - график изменения относительной температуры на устье во времени, 15 - график изменения относительной температуры в затрубном пространстве во времени, 16 - график изменения забойного давления во времени, 17 - график изменение устьевого давления во времени, 18 - график изменения давления в затрубном пространстве во времени.Figure 3 shows a diagram of the results of measuring the parameters of nitrogen injection, where 10 is the start time of nitrogen injection, 11 is the time of the end of nitrogen injection, 12 is the time of replacing the water column with nitrogen, 13 is the graph of the change in the bottomhole temperature over time, 14 is the graph of the change in the relative temperature by wellhead in time, 15 - graph of the relative temperature in the annulus in time, 16 - graph of the bottomhole pressure in time, 17 - graph of the change in wellhead pressure in time, 18 - graph of the pressure in the annulus in time.
Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта, при котором определяют объема азота, который обеспечит достижение установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласте, для закачки по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, вскрывшую исследуемый пласт, и проводят исследование скважины перед закачкой азота с использованием промыслово-геофизических исследований (ПГИ). Затем проводят закачку азота в скважину с проведением ПГИ с обеспечением фиксации значений давления, температуры и расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойных давления и температуры. При этом ПГИ включают метод гамма-каротажа, исследования с использованием локатора муфт, барометрию, а также один или несколько методов, выбранных из группы: термометрия, механическая расходометрия, спектральная шумометрия. Определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта на основе зафиксированных значений давления, температуры и расхода азота на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота, а также изменения забойных давления и температуры и параметров, полученных при проведении ПГИ.The method for determining the reservoir characteristics of the reservoir, in which the volume of nitrogen is determined, which will ensure the achievement of a steady or pseudo-steady mode of gas filtration in the reservoir, for injection into at least one injection well that has penetrated the studied reservoir, and the well is surveyed before nitrogen injection using the reservoir -geophysical research (PGI). Then, nitrogen is injected into the well with PLT, ensuring the fixation of the pressure, temperature and nitrogen flow rate at the compressor outlet, which provides nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure and temperature. At the same time, PLT includes the method of gamma-ray logging, studies using a collar locator, barometry, as well as one or more methods selected from the group: thermometry, mechanical flow measurement, spectral noise logging. The reservoir characteristics are determined on the basis of the fixed values of pressure, temperature and nitrogen flow rate at the outlet of the compressor providing nitrogen injection, as well as changes in bottomhole pressure and temperature and parameters obtained during well logging.
Ниже представлен пример реализации заявленных способов.Below is an example of the implementation of the claimed methods.
Определяют объем азота, который требуется закачать в скважину для обеспечения достижения установившегося или псевдоустановившегося режима фильтрации газа в пласт с использованием модели трехфазной фильтрации.Determine the amount of nitrogen that needs to be injected into the well to ensure the achievement of a steady-state or pseudo-steady-state mode of gas filtration into the formation using a three-phase filtration model.
С использованием известных геологических характеристик пласта (пористость, абсолютная проницаемость, относительная проницаемость для каждой из фаз, флюидальная насыщенность), полученных другими методами исследований, например, с помощью лабораторных исследований керна, с учетом свойств азота как газовой составляющей, а также свойств пластового флюида, строят предварительную модель трехфазной фильтрации для определения объема закачки азота в скважину, вскрывшую данный пласт. Построение модели трехфазной фильтрации на основе указанных данных является известным для специалиста в данной области техники [Соколов B.C. Моделирование разработки нефтяных и газовых месторождений. ТюмГНГУ. Тюмень. 2014.]. В результате моделирования для исследуемого пласта, пористость которого по предварительным данным составляет 0,191 д.ед., абсолютная проницаемость 28*10-15 м2, было установлено, что для закачки в скважину необходимо 103816 м3 азота при стандартных условиях. Известны также технические характеристики скважины: абсолютная глубина (3110 м), глубина по стволу скважины 3430 м, наличие трещины ГРП. При расчете необходимого объема азота учитывают, что перед началом закачки ствол скважины заполнен жидкостью, предположительно до устья скважины. После начала закачки азота начнется оттеснение жидкости в пласт. Объем жидкости, который будет оттеснен из ствола скважины составит около 15 м3 (в случае успешного отсечения пакером затрубного пространства). До начала фильтрации азота по пласту необходимо вытеснить жидкость из насосно-компрессорных труб (НКТ) и из трещины ГРП объемом 5-10 м3. Это необходимо учитывать при проведении работ, т.е. фильтрация азота в пласте начнется после закачки в скважину - 25 м3 газа. Таким образом, необходимо закачать в скважину 103841 м3 азота.Using the known geological characteristics of the formation (porosity, absolute permeability, relative permeability for each of the phases, fluid saturation) obtained by other research methods, for example, using laboratory core studies, taking into account the properties of nitrogen as a gas component, as well as the properties of the formation fluid, a preliminary three-phase filtration model is built to determine the volume of nitrogen injection into the well that has penetrated the given formation. Building a three-phase filtration model based on these data is known to a person skilled in the art [Sokolov BC Modeling the development of oil and gas fields. TyumGNGU. Tyumen. 2014.]. As a result of modeling for the reservoir under study, the porosity of which, according to preliminary data, is 0.191 fraction units, the absolute permeability is 28 * 10 -15 m 2 , it was found that 103816 m 3 of nitrogen is required for injection into the well under standard conditions. The technical characteristics of the well are also known: absolute depth (3110 m), depth along the wellbore of 3430 m, the presence of a hydraulic fracture. When calculating the required volume of nitrogen, it is taken into account that before the start of injection, the wellbore is filled with liquid, presumably up to the wellhead. After the start of nitrogen injection, the liquid will be forced into the formation. The volume of fluid that will be forced out of the wellbore will be about 15 m 3 (if the packer successfully cuts off the annulus). Before starting nitrogen filtration through the formation, it is necessary to displace the liquid from the tubing and from the hydraulic fracture with a volume of 5-10 m 3 . This must be taken into account when carrying out work, i.e. filtration of nitrogen in the reservoir will begin after injection of 25 m 3 of gas into the well. Thus, it is necessary to pump 103841 m 3 of nitrogen into the well.
Для закачки азота проводят стандартную подготовку скважины для закачки рабочего агента: подъем подземного оборудования, нормализация (промывка) забоя скважины до максимально возможной абсолютной глубины (в данном случае до 3110 м), спуск пакера для поддержания пластового давления (ППД), опрессовка НКТ, установка арматуры, рассчитанной на рабочее давление. Это обеспечивает закачку газа в скважину, а не в затрубное пространство/атмосферу. Также проводят геофизические исследования (акустический контроль цементирования - АКЦ, скважинная гамма-дефектометрия-толщинометрия - СГДТ) для оценки пригодности скважины для закачки газа.For nitrogen injection, a standard well preparation is carried out for pumping a working agent: lifting underground equipment, normalizing (flushing) the bottom of the well to the maximum possible absolute depth (in this case, up to 3110 m), running a packer to maintain reservoir pressure (RPM), pressure tubing, installation fittings designed for working pressure. This allows gas to be injected into the well and not into the annulus / atmosphere. They also conduct geophysical surveys (acoustic control of cementing - ASC, downhole gamma defectometry-thickness measurement - SGDT) to assess the suitability of the well for gas injection.
Монтируют оборудование по закачке азота, которое включает компрессор, устанавливают противовыбросовое геофизическое оборудование, рассчитанное на работу с кабелем при устьевом давлении (в данном случае - до 69 МПа).Nitrogen injection equipment is installed, which includes a compressor, blowout preventive geophysical equipment is installed, designed to work with a cable at wellhead pressure (in this case, up to 69 MPa).
ПГИ включали измерения спектральной шумометрией для детальной диагностики работающих толщин пласта, механической расходометрией для диагностики интервалов приемистости и оценки их доли в закачке, а также измерения комплексом методов определения притока (ПРТ), который включает гамма-каротаж для получения данных по глинистым и песчаным пропласткам и локатор муфт для увязки диаграмм по глубине и привязки к элементам конструкции скважины, влагомер для оценки содержания воды, термометрия (ТМ) для диагностики работающих толщин и оценки их доли в закачке, для диагностики межпластовых заколонных перетоков и уточнения интервалов приемистости (при низких расходах), барометрия (БМ) для контроля динамики давления в стволе.Well logging included measurements with spectral noise logging for detailed diagnostics of working formation thicknesses, mechanical flow measurement for diagnosing injectivity intervals and assessing their share in injection, as well as measurements with a set of methods for determining inflow (PRT), which includes gamma-ray logging to obtain data on clay and sand interlayers and a collar locator for linking diagrams in depth and binding to well structure elements, a moisture meter for assessing water content, thermometry (TM) for diagnosing working thicknesses and assessing their share in injection, for diagnosing interstratal behind-the-casing flows and specifying injectivity intervals (at low flow rates), barometry (BM) for monitoring the dynamics of pressure in the wellbore.
Предварительно (перед закачкой азота в скважину) проводят ПГИ комплексом ПРТ по всему стволу скважины (со скоростью 1500-2000 м/час без повтора), затем поднимают прибор в кровлю интервала детальных исследований с проведением спектральной шумометрии для получения фоновых данных и проводят ПРТ в интервале детальных исследований (на спуске не более 600 м/час), возвращают прибор в кровлю интервала детальных исследований.Previously (before injecting nitrogen into the well), PLT is carried out with the PRT complex throughout the wellbore (at a speed of 1500-2000 m / h without repetition), then the device is raised to the top of the interval of detailed studies with spectral noise logging to obtain background data and PRT is carried out in the interval detailed studies (on the descent no more than 600 m / h), return the device to the roof of the interval of detailed studies.
Проводят захолаживание азотных установок, осуществляют пуск насосов (суммарный расход составил 60 м3/мин).The nitrogen plants are cooled down, the pumps are started (the total flow rate was 60 m 3 / min).
Проводят закачку азота с проведением ПГИ и с обеспечением непрерывных замеров следующих регистрируемых параметров: изменения давления и температуры на выходе компрессора, обеспечивающего закачку азота (цифровым, либо электронным датчиками), расход газа (электронным датчиком), кривые изменения забойного давления и температуры (цифровым глубинным манометром, установленным как можно ближе к интервалу перфорации), при этом автономный манометр-термометр опускают в кармане на НКТ для постоянной фиксации изменения забойного давления и температуры, а также изменение давления в затрубном пространстве и буфере (электронным датчиком, цифровым манометром, либо образцовым манометром, для контроля герметичности пакера. При росте давления в затрубном пространстве и буфере необходимо прекратить закачку, т.к. полученные данные будут некорректны.Nitrogen is injected with PLT and with the provision of continuous measurements of the following recorded parameters: pressure and temperature changes at the compressor outlet providing nitrogen injection (digital or electronic sensors), gas flow rate (electronic sensor), bottomhole pressure and temperature change curves (digital depth pressure gauge installed as close as possible to the perforation interval), while the autonomous pressure gauge-thermometer is lowered in a pocket on the tubing to permanently record the change in bottomhole pressure and temperature, as well as the change in pressure in the annulus and the buffer (electronic gauge, digital manometer, or model manometer , to control the tightness of the packer When the pressure in the annulus and the buffer rises, it is necessary to stop pumping, since the obtained data will be incorrect.
Замеры ПГИ проводят комплексом ПРТ в интервале детальных исследований во время закачки азота через разные промежутки времени (на спуске не более 600 м/час): 0,5 ч/1 час/3 часа после начала закачки азота. Затем проводят замер методом гамма-каротажа и локатором муфт (ЛМ) на подъеме (со скоростью 200-250 м/час) для привязки результатов ПГИ к геологическому разрезу совместно с записью механического расходомера для оценки профиля приемистости с повтором каждые 50 м.The PLT measurements are carried out by the PRT complex in the interval of detailed studies during nitrogen injection at different time intervals (on the descent no more than 600 m / h): 0.5 h / 1 hour / 3 hours after the start of nitrogen injection. Then the measurement is carried out by the gamma-ray logging method and the collar locator (LM) on the rise (at a speed of 200-250 m / h) to link the PLT results to the geological section together with the recording of a mechanical flow meter to assess the injectivity profile with a repetition every 50 m.
После чего повторяют замер комплексом методов притока ПРТ в режиме закачки азота в интервале детальных исследований через 5 часов после начала закачки (на спуске со скоростью не более 600 м/час).After that, the measurement is repeated by a set of methods of the flow rate of the PRT in the mode of nitrogen injection in the interval of
Для повышения точности полученных данных проводили также замер с использованием спектральной шумометрии на подъеме в интервале от текущего забоя до верхней отметки интервала исследования (поточечно с шагом 1 м. со временем стоянок не менее 40 сек). Результаты представлены на фигуре 2. Из полученных данных видно, что происходит поглощение азота пропластками 9 - наблюдается увеличение частоты шумов (кГц) при закачке азота на конкретных глубинах.To improve the accuracy of the data obtained, measurements were also carried out using spectral noise logging on the rise in the interval from the current bottom to the upper mark of the study interval (point by point with a step of 1 m with a stop time of at least 40 seconds). The results are shown in figure 2. From the data obtained, it can be seen that there is a nitrogen absorption by the interlayers 9 - there is an increase in the frequency of noise (kHz) when pumping nitrogen at specific depths.
Поднимают прибор в кровлю детальных исследований, останавливают закачку азота, проводят замеры термометром в статике в интервале детальных исследований на спуске (со скоростью не более 600 м/час) через 0,5 часа/1 час/6 часов/12 часов после остановки скважины. После чего поднимают прибор на устье.The device is raised to the roof of the detailed studies, the nitrogen injection is stopped, measurements are taken with a thermometer in statics in the interval of detailed studies on the descent (at a speed of no more than 600 m / h) in 0.5 hour / 1 hour / 6 hours / 12 hours after the well is shut down. Then the device is raised to the mouth.
Схема ПГИ, скорость спуска/подъема прибора, продолжительность замеров известны для специалиста и определяются в зависимости от выбранных методов исследования и уровня детализации программы исследований.The PLT scheme, the rate of descent / ascent of the device, the duration of measurements are known to a specialist and are determined depending on the selected research methods and the level of detail of the research program.
В результате проведенных исследований определяют работающую толщину пласта с учетом всех пропластков 9.As a result of the studies carried out, the working thickness of the formation is determined, taking into account all
Регистрация изменения забойного давления и температуры в процессе исследования велась геофизическим прибором КСА-Т. После записи каждого этапа ПГИ прибор КСА-Т возвращают на глубину 3110 м, на которой он регистрировал изменение давления, до следующего этапа ПГИ. После последнего этапа ПГИ (подъема прибора на устье) вследствие высокого буферного давления (устьевое), которое не позволило опустить прибор в скважину, автономный прибор для регистрации изменения давления, в том числе кривой падения давления был установлен на буфере.The registration of changes in bottomhole pressure and temperature during the study was carried out with a KSA-T geophysical device. After recording each stage of the PLT, the KSA-T device is returned to a depth of 3110 m, at which it recorded the change in pressure, until the next stage of the PLT. After the last stage of PLT (lifting the tool at the wellhead) due to the high buffer pressure (wellhead), which did not allow the tool to be lowered into the well, an autonomous device for recording pressure changes, including the pressure drop curve, was installed on the buffer.
В результате спустя 2 часа после начала закачки давление на выходе из компрессора достигло значения 32,8 МПа. Увеличение давление связано с замещением столба воды объемом 15 м3 из НКТ (фиг. 3). Согласно показаниям влагомера (при ПГИ) уже через 1,5 часа после начала закачки азот оттеснил уровень воды ниже глубины установки манометра (3110 м). Через 22,5 часа после начала закачки давление установилось на уровне 28,6 МПа. В период закачки забойное давление выросло с 29,4 МПа до максимального 43,2 МПа и затем снизилось до 38,4 МПа (относительно глубины 3 110 м). На цикле КПД давление в скважине снизилось от забойного 38,4 МПа до конечного 31,6 МПа (относительно глубины 3 110 м) за 12 часов.As a result, 2 hours after the start of injection, the pressure at the compressor outlet reached 32.8 MPa. The increase in pressure is associated with the replacement of a column of water with a volume of 15 m 3 from the tubing (Fig. 3). According to the readings of the moisture meter (at PLT), within 1.5 hours after the start of injection, nitrogen pushed the water level below the installation depth of the pressure gauge (3110 m). In 22.5 hours after the start of injection, the pressure was set at 28.6 MPa. During the injection period, the bottomhole pressure increased from 29.4 MPa to a maximum of 43.2 MPa and then decreased to 38.4 MPa (relative to a depth of 3 110 m). During the efficiency cycle, the pressure in the well decreased from the bottomhole 38.4 MPa to the final 31.6 MPa (relative to the depth of 3 110 m) in 12 hours.
Длительность кривой падения давления, регистрируемая на забое скважины, составила 12 часов.The duration of the pressure drop curve recorded at the bottom of the well was 12 hours.
Во время закачки азота, для контроля перепада давления между полостью НКТ и затрубным пространством не более 25 МПа, осуществлялся периодический долив воды в затруб. Это позволяет обеспечить контроль противодавления на НКТ.During nitrogen injection, to control the pressure drop between the tubing cavity and the annulus no more than 25 MPa, water was periodically topped up into the annulus. This allows for the control of the back pressure on the tubing.
На фиг. 3 представлены кривые забойного давления и температуры относительно глубины спуска прибора - 3110 м, а также давление и температура буферного и затрубного манометров, которые используются для контроля утечки азота в затрубное пространство. Затрубное пространство изолированно пакером (глубина установки 3074 м).FIG. 3 shows the curves of bottomhole pressure and temperature relative to the depth of the tool run - 3110 m, as well as the pressure and temperature of the buffer and annular pressure gauges, which are used to control the nitrogen leakage into the annulus. The annular space is isolated by a packer (installation depth is 3074 m).
На основе произведенных замеров изменения забойного давления, значений устьевого и пластового давлений, а также средних значений расходов азота (60 м3/мин = 86 400 м3/сут), определяется перепад давления между забоем скважины и пластом при закачке азота в пропластки, размер и расположение которых получено при проведении ПГИ. В результате проводят расчет и получение параметров, характеризующих фильтрацию азота в пласте (фильтрационно-емкостные характеристики пласта), которые представлены в таблице 1. Расчет данных параметров осуществляют путем адаптации гидродинамической модели в таких программных комплексах как, например, Eclipse, tNavigator, предварительно добавив в нее фактические замеры расходов закачки газа, давлений на устье и забое скважины.Based produced bottomhole pressure change measurements, values of the wellhead and the reservoir pressure as well as mean values of nitrogen expenditure (60 m 3 / min = 86 400m 3 / day), determined by the pressure differential between the well bottom and the formation when injecting nitrogen into interlayers size and the location of which was obtained during the PLT. As a result, the calculation and obtaining of parameters characterizing nitrogen filtration in the reservoir (reservoir characteristics of the reservoir), which are presented in Table 1. The calculation of these parameters is carried out by adapting the hydrodynamic model in such software systems as, for example, Eclipse, tNavigator her actual measurements of gas injection rates, wellhead and bottomhole pressures.
Получение фильтрационно-емкостных характеристик включало вычисление фильтрационно-емкостных характеристик с использованием методов интерпретации гидродинамических исследований скважин, модели трехфазной фильтрации, а именно - определение пластового давления с использованием гидродинамических исследований скважин, определение относительной фазовой проницаемости газа с использованием модели трехфазной фильтрации и значения проницаемости, полученного по результатам исследований на керне, по ГИС (либо может использоваться значение, которое было получено путем подбора на гидродинамической модели). Определение скин-фактора было осуществлено при помощи гидродинамического моделирования (может осуществляться также с использованием методов интерпретации ГДИС). Затем провели моделирование кривой изменения забойного давления при закачке азота с использованием вычисленных значений фильтрационно-емкостных характеристик пласта, сравнение смоделированной кривой и фактически зафиксированных при закачке азота значений забойного давления. Отклонение смоделированной кривой изменения забойного давления от фактически зафиксированных значений забойного давления при закачке азота составило менее 5%.Obtaining the reservoir characteristics included the calculation of the reservoir characteristics using the methods of interpretation of hydrodynamic studies of wells, a three-phase filtration model, namely, determination of reservoir pressure using hydrodynamic studies of wells, determination of the relative phase permeability of gas using a three-phase filtration model and the permeability value obtained based on the results of studies on the core, according to well logging (or the value that was obtained by fitting on the hydrodynamic model can be used). The determination of the skin factor was carried out using hydrodynamic modeling (it can also be carried out using well test interpretation methods). Then, the bottomhole pressure curve was simulated during nitrogen injection using the calculated values of the reservoir reservoir characteristics, the simulated curve was compared with the bottomhole pressure values actually recorded during nitrogen injection. The deviation of the simulated bottomhole pressure curve from the actually recorded bottomhole pressure values during nitrogen injection was less than 5%.
Высокая точность полученных данных обеспечивается в результате проведения ПГИ и регистрации изменения забойного давления и температуры при закачке азота, который за счет своих свойств может проникать в мелкие поры породы с высокой скоростью, что позволяет эффективно регистрировать данные с использованием ПГИ, а также перепад давления, который происходит при поглощении азота пластом.High accuracy of the data obtained is ensured as a result of the PLT and registration of changes in bottomhole pressure and temperature during injection of nitrogen, which, due to its properties, can penetrate into small pores of the rock at a high speed, which makes it possible to efficiently record data using PLT, as well as the pressure drop, which occurs when nitrogen is absorbed by the formation.
Высокая точность полученных данных позволяет повысить прогнозную способность модели трехфазной фильтрации и модели вытеснения нефти углеводородным газом. Полученные данные использовали для построения модели трехфазной фильтрации для закачки ПНГ в пласт для увеличения нефтеотдачи и для прогнозирования приемистости закачки ПНГ при заданных устьевых давлениях скважины.The high accuracy of the data obtained makes it possible to increase the predictive ability of the three-phase filtration model and the model of oil displacement by hydrocarbon gas. The data obtained were used to build a three-phase filtration model for injecting APG into the reservoir to increase oil recovery and to predict the injectivity of APG injection at given wellhead pressures.
Пересчет прогнозной приемистости пласта по углеводородному газу при заданных устьевых давлениях скважины проводят с использованием приведенной формулы [К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. - М. - Недра, 1993. - 416 с.: ил]:Recalculation of the predicted reservoir injectivity for hydrocarbon gas at given wellhead pressures is carried out using the above formula [K.S. Basniev, I.N. Kochin, V.M. Maximov. Underground hydromechanics: Textbook for universities. - M. - Nedra, 1993. - 416 p .: silt]:
гдеwhere
kkrg - фазовая проницаемость, мДkk rg - phase permeability, mD
h - работающая толщина пласта, мh - working layer thickness, m
То - температура в стандартных условиях, КTo is the temperature under standard conditions, K
Рзаб - забойное давление, МПаPzab - bottomhole pressure, MPa
Рпл - пластовое давление, МПаRpl - reservoir pressure, MPa
μгаза - вязкость газа, сПзμ gas - gas viscosity, cP
z - коэффициент сверхсжимаемости газаz - gas supercompressibility coefficient
Т - пластовая температура, КT - reservoir temperature, K
pat - атмосферное давление, МПаp at - atmospheric pressure, MPa
Rк - радиус контура питания скважины, мR k - radius of the well feed contour, m
Rэфф - эффективный радиус скважины, м.R eff - effective radius of the well, m.
Полученные в результате проведения описываемых работ фактические результаты показали увеличение прогнозной приемистости нагнетательной скважины по газу по сравнению с прогнозом до проведения исследования (определения фильтрационно-емкостных характеристик при проведении закачки азота в пласт, фазовой проницаемости по газу) (таблица 2).The actual results obtained as a result of the described work showed an increase in the predicted gas injectivity of the injection well as compared to the forecast before the study (determination of the porosity and permeability characteristics when injecting nitrogen into the reservoir, gas phase permeability) (Table 2).
В таблице 2 указаны фактически полученные данные при закачке азота и расчетные данные для закачки углеводородного газа. Данные по давлению при закачке углеводородного газа рассчитаны по теоретическим корреляциям, что известно для специалиста (с использованием специализированного программного обеспечения, например, такого как Pipesim, Prosper или других).Table 2 shows actual data obtained for nitrogen injection and calculated data for hydrocarbon gas injection. Hydrocarbon gas injection pressure data are calculated from theoretical correlations, which is known to a specialist (using specialized software, for example, such as Pipesim, Prosper or others).
Из таблицы 2 видно, что повышение точности определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта позволяет с высокой точностью определить приемистость по углеводородному газу.Table 2 shows that increasing the accuracy of determining the reservoir characteristics of the reservoir allows you to accurately determine the injectivity of the hydrocarbon gas.
С использованием точных данных по приемистости пласта по углеводородному газу определяют количество нагнетательных скважин, которые требуются для получения максимально эффективности вытеснения нефти ПНГ (способа увеличения нефтеотдачи), с учетом объема ПНГ, утилизацию которого требуется обеспечить. Эффективность способа определяется по отношению дополнительных тонн нефти к объему закаченного вытесняющего агента.Using accurate data on the reservoir injectivity for hydrocarbon gas, the number of injection wells is determined, which are required to maximize the efficiency of oil displacement with APG (a method of increasing oil recovery), taking into account the volume of APG, the utilization of which must be ensured. The effectiveness of the method is determined by the ratio of additional tons of oil to the volume of the injected displacing agent.
По значению приемистости пласта по углеводородному газу до проведения исследования (определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта согласно заявленному способу) расчетами на гидродинамической модели было установлено, что необходимо использовать 17 нагнетательных скважин. После получения точных данных по приемистости пласта по углеводородному газу установлено, что необходимо использовать всего 14 нагнетательных скважин.According to the value of the reservoir injectivity for hydrocarbon gas before the study (determination of the reservoir characteristics of the reservoir according to the claimed method), calculations on the hydrodynamic model, it was found that it was necessary to use 17 injection wells. After obtaining accurate data on the reservoir injectivity for hydrocarbon gas, it was determined that it was necessary to use a total of 14 injection wells.
Повышение точности приемистости пласта по углеводородному газу, который требуется для достижения режима смешивающегося вытеснения, приводит к повышению эффективности способа увеличения нефтеотдачи, т.к. позволяет определить точное количество нагнетательных скважин, необходимых для обеспечения утилизации ПНГ, с получением максимальной эффективности. Уточнение фильтрационно-емкостных характеристик пласта согласно заявленному способу позволило произвести новую оценку приемистости пласта по углеводородному газу (ПНГ) и, таким образом, уменьшить количество необходимых нагнетательных скважин для обеспечения утилизации ПНГ на месторождении с 17 до 14.Improving the accuracy of the reservoir injectivity for hydrocarbon gas, which is required to achieve the miscible displacement mode, leads to an increase in the efficiency of the enhanced oil recovery method, since allows you to determine the exact number of injection wells required to ensure APG utilization with maximum efficiency. Refinement of the reservoir characteristics according to the claimed method made it possible to make a new assessment of the reservoir injectivity for hydrocarbon gas (APG) and, thus, reduce the number of injection wells required to ensure APG utilization in the field from 17 to 14.
За счет этого обеспечивается закачка объема ПНГ, который требуется для вытеснения нефти из пласта и не затрачивается, например, на вытеснение воды. Это также позволит сократить капитальные затраты на переобвязку кустов нагнетательных скважин.Due to this, the volume of APG is injected, which is required to displace oil from the formation and is not spent, for example, for displacing water. This will also reduce the capital costs of re-piping injection wells.
Таким образом представленный пример подтверждает достижение технического результата при реализации заявленных способов, который обеспечивается за счет комплекса исследований, включающий ПГИ, при закачке в пласт азота.Thus, the presented example confirms the achievement of the technical result when implementing the claimed methods, which is ensured by a set of studies, including PLT, when nitrogen is injected into the reservoir.
Claims (102)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020135139A RU2752802C1 (en) | 2020-10-26 | 2020-10-26 | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020135139A RU2752802C1 (en) | 2020-10-26 | 2020-10-26 | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2752802C1 true RU2752802C1 (en) | 2021-08-06 |
Family
ID=77226315
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020135139A RU2752802C1 (en) | 2020-10-26 | 2020-10-26 | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2752802C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114575914A (en) * | 2022-03-30 | 2022-06-03 | 西安科技大学 | Nitrogen injection method for underground fire prevention and extinguishment |
| RU2800705C1 (en) * | 2022-10-21 | 2023-07-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Oil field development method (embodiments), computer system for use in the method (embodiments), computer-readable medium for use in the method (embodiments) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2196883C2 (en) * | 2000-05-12 | 2003-01-20 | Институт нефтехимии и катализа АН РБ и УНЦ РАН | Composition for increasing oil recovery |
| RU2296854C2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО "ЮРД-Центр" | Method for oil field development |
| RU2320869C1 (en) * | 2006-06-05 | 2008-03-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs |
| RU2471970C1 (en) * | 2011-09-14 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for liquid displacement from formation |
| RU2535545C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
| CN111396006A (en) * | 2020-06-02 | 2020-07-10 | 中国石油大学(华东) | Treatment method for thickening extra-heavy oil solution-cavity type oil reservoir by injecting nitrogen into crude oil |
-
2020
- 2020-10-26 RU RU2020135139A patent/RU2752802C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2196883C2 (en) * | 2000-05-12 | 2003-01-20 | Институт нефтехимии и катализа АН РБ и УНЦ РАН | Composition for increasing oil recovery |
| RU2296854C2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО "ЮРД-Центр" | Method for oil field development |
| RU2320869C1 (en) * | 2006-06-05 | 2008-03-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Method to determine permeability and porosity of oil-saturated reservoirs |
| RU2471970C1 (en) * | 2011-09-14 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for liquid displacement from formation |
| RU2535545C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil deposit |
| CN111396006A (en) * | 2020-06-02 | 2020-07-10 | 中国石油大学(华东) | Treatment method for thickening extra-heavy oil solution-cavity type oil reservoir by injecting nitrogen into crude oil |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114575914A (en) * | 2022-03-30 | 2022-06-03 | 西安科技大学 | Nitrogen injection method for underground fire prevention and extinguishment |
| RU2800705C1 (en) * | 2022-10-21 | 2023-07-26 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Oil field development method (embodiments), computer system for use in the method (embodiments), computer-readable medium for use in the method (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN101592584B (en) | Method for estimating the physical parameters of a geological formation | |
| CN106522928B (en) | Well testing method for unstable pressure drop of well logging head by stopping pump after acidizing and fracturing | |
| US7753118B2 (en) | Method and tool for evaluating fluid dynamic properties of a cement annulus surrounding a casing | |
| Jones Jr et al. | Estimating reservoir pressure from early flowback data | |
| US8606523B2 (en) | Method to determine current condensate saturation in a near-wellbore zone in a gas-condensate formation | |
| US20110276270A1 (en) | Method to determine current gas saturation in a near-wellbore zone in a volatile oil formation | |
| EP3631165A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| US5156205A (en) | Method of determining vertical permeability of a subsurface earth formation | |
| US2803526A (en) | Location of water-containing strata in well bores | |
| RU2290507C2 (en) | Method for determining filtration parameters of complex build collectors and multi-layer objects | |
| RU2752802C1 (en) | Method for determining porosity and permeability characteristics of reservoir and method for increasing petroleum recovery thereby | |
| CN111582532A (en) | Stress-sensitive oil reservoir horizontal well fluid production capacity prediction method and device | |
| CA3065359A1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| Kurtoglu et al. | Minidrillstem tests to characterize formation deliverability in the Bakken | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| CN113719271B (en) | Well test design parameter correction method | |
| RU2485310C1 (en) | Well surveying method | |
| Lee et al. | Leak-off test interpretation and modeling with application to geomechanics | |
| RU2632800C2 (en) | Method for determining actual oil saturation factor in well when developing oil-bearing formation | |
| Jones | Drawdown exploration reservoir limit, well and formation evaluation | |
| Haghi et al. | A case study for HCL-based fracturing and stress determination: A Deformation/Diffusion/Thermal approach | |
| RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
| Mukhametzyanov et al. | Field Test of Nitrogen Injectivity as a Method to Reduce the Uncertainties for the Miscible WAG Project | |
| RU2151856C1 (en) | Method of running well | |
| Quach et al. | Rock Permeability Estimation from Hydraulic Injection Tests in a Sealed Borehole Interval |