georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2024.2.9geores-271Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESУсовершенствование технологии количественной оценки притока в горизонтальных стволах по аномалиям калориметрического смешиванияImproving the technology for Inflow Profile Evaluation in horizontal Wells by temperature changes Due to calorimetric MixingКременецкийМ. И.KremenetskiyM. I.

Михаил Израилевич Кременецкий – доктор техн. наук, эксперт; профессор кафедры геофизических информационных систем

190000, Санкт-Петербург, наб. реки Мойки, д. 75–79, лит. Д

Mikhail I. Kremenetskiy – Dr. Sci. (Engineering), Expert; Professor of the Well Logging Department

75–79, lit. D, Moyka river emb., St. Petersburg, 190000

БакиноваЕ. В.BakinovaE. V.

Екатерина Владимировна Бакинова – аспирант

119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

Ekaterina V. Bakinova – Postgraduate student

3, Gubkin str., Moscow, 119333

СоловьеваВ. В.NikonorovaA. N.

Виктория Витальевна Соловьева – аспирант кафедры геофизических информационных систем

119991, Москва, Ленинский пр., д. 65, корп. 1

Anastasia N. Nikonorova – Postgraduate student of the Well Logging Department

65, build. 1, Leninsky ave., Moscow, 190991

НиконороваА. Н.SolovievaV. V.

Анастасия Николаевна Никонорова – аспирант кафедры геофизических информационных систем

119991, Москва, Ленинский пр., д. 65, корп. 1

Viktoria V. Solovieva – Postgraduate student of the Well Logging Department

65, build. 1, Leninsky ave., Moscow, 190991

Научно-Технический Центр «Газпром нефть»; РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. ГубкинаРоссияGazpromneft Science and Technology Centre; National University of Oil and Gas “Gubkin University”Russian FederationИнститут проблем нефти и газа РАНРоссияOil and Gas Research Institute of Russian Academy of SciencesRussian FederationРГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. ГубкинаРоссияNational University of Oil and Gas “Gubkin University”Russian Federation20240707202426299–113Copyright © Кременецкий М.И., Бакинова Е.В., Соловьева В.В., Никонорова А.Н., 20242024Кременецкий М.И., Бакинова Е.В., Соловьева В.В., Никонорова А.Н.Kremenetskiy M.I., Bakinova E.V., Nikonorova A.N., Solovieva V.V.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/271

Работа посвящена проблеме повышения результативности термических исследований при количественной оценке профиля притока в добывающих скважинах, дренирующих неоднородные коллекторы с низкой проницаемостью. Подобные объекты характеризуются крайне неравномерным распределением притока по длине ствола. Для определения доли совместно работающих интервалов в суммарном дебите широко используется экспрессная количественная интерпретация термограмм на основе эффекта калориметрического смешивания. Низкая точность интерпретации, как правило, связана с отсутствием достоверной информации о температуре притекающего в ствол флюида. Предложена оценка этого параметра на основе схожести поведения теплового поля во времени в приствольной зоне работающего пласта в периоды стабильного притока и последующей остановки скважины. Такая закономерность подтверждена результатами моделирования теплового поля системы «скважина – пласт» с учетом изменения в широком диапазоне фильтрационных и тепловых свойств коллектора, геометрии вскрывающих пласт трещин гидроразрыва, состава притока, а также параметров режима работы скважины. рекомендованная технология термических исследований предполагает регистрацию разновременных термограмм в начале запуска скважины на технологической депрессии и в период последующей остановки. Их совместный анализ на основе закономерностей поведения теплового поля во времени, выявленных при моделировании, позволяет с высокой достоверностью определить динамику температуры газожидкостной смеси, поступающей из работающих пластов при притоке, что обеспечивает необходимую точность количественной оценки профиля притока по аномалиям смешивания. Предлагаемые подходы к интерпретации термограмм применимы при анализе результатов нестационарных термических исследований как в вертикальном стволе, так и в горизонтальных скважинах при вскрытии неоднородного пласта перфорацией или многостадийным гидроразрывом. 

The paper is devoted to the problem of increasing the effectiveness of temperature logging quantitative interpretation for the inflow profile evaluation in horizontal production wells draining heterogeneous reservoirs with low permeability. Such wells are characterized by an extremely uneven distribution of inflow along the length of the wellbore. One of the ways of quantitative interpretation of temperature logging is based on the effect of calorimetric mixing. It’s widely used to quantify the share of local producing intervals in the total flow rate.The low accuracy of interpretation is associated with the lack of reliable information about the temperature of the fluid flowing into the wellbore. The authors propose an estimate of this parameter based on the similarity of the behavior of the temperature field vs time in the near-wellbore zone of a reservoir during periods of stable production and the periods of the well shut-in. This relationship is confirmed by the results of modeling the temperature field of the “well – reservoir” system, taking into account changes in a wide range of reservoir permeability and thermal properties of the reservoir, the geometry of hydraulic fractures in the reservoir, the flowing fluids, as well as the parameters of the well production targets. The logging technology recommended by the authors involves the registration of several temperature profiles along the length of the wellbore at the beginning of the well production with the maximum rate and drawdown and during the well shut-in. Their integrated analysis based on the behavior of the temperature field features in time identified on the basis of modeling makes it possible to evaluate with a high degree of certainty the dynamics of the temperature of the gas-liquid mixture coming from reservoirs to the wellbore during production periods. This provides the required accuracy in the quantitative assessment of the inflow profile from mixing anomalies.The proposed approaches to the interpretation of thermograms are applicable in the analysis of the results of non-stationary temperature logging results in horizontal and vertical wells during the production from heterogeneous reservoirs both through perforation and multi-stage hydraulic fracturing. 

контроль разработки месторождений нефти и газа геофизическими методамипромыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважингоризонтальные скважинытермометрия скважинэффект калориметрического смешиванияпрофиль притокаoil and gas reservoir development surveillance by production logginghorizontal wells production loggingtemperature loggingcalorimetric mixing effectinflow profile evaluationReferencesАбдурахманов Б.А., Аллаяров Б.И. (2022). Геофизический контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений. Ташкент: «университет», 204 с.Abdurakhmanov B.A., Allayarov B.I. (2022). Geophysical control over the development of oil and gas fields. Tashkent: University, 204 p. (In Russ.)Ахметова А.А., Марков А.И., Непримеров Н.Н., Неткач А.Я. (1976). способ послойного определения параметров пластов нефтяной, газовой и водяной залежи. Патент SU515870А1 по МПК E21B 47/00.Akhmetova A.A., Markov A.I., Neprimerov N.N., Netkach A.Y. (1976).Ахнук р., Лейтон Дж. (2000). Поддерживание производительности добывающих скважин. Нефтяное обозрение Schlumberger, с. 10–29.Method of layer-by-layer determination of parameters of oil, gas and water deposits. Patent SU515870A1 according to IPC E21B 47/00. (In Russ.)Блажевич В.А., уметбаев В.Г. (1985). справочник по капитальному ремонту скважин. М.: Недра, 208 с.Akhnuk R., Leighton J. (2000). Maintaining the productivity of producing wells. Oil Review Schlumberger, pp. 10–29. (In Russ.)Буянов А.В., Дементьева М.А., Ипатов А.И. и др. (2022). Концепция интерпретационного подхода к нестационарной термометрии добывающих газонефтяных и газовых скважин со сложным заканчиванием. Научный журнал российского газового общества, 3, с. 613.Blazhevich V.A., Umetbaev V.G. (1985). Handbook of well overhaul. Moscow: Nedra, 208 p. (In Russ.)Валиуллин р.А., рамазанов А.Ш., Хабиров Т.р. и др. (2022а). опыт использования симуляторов при интерпретации термических и термогидродинамических исследований. PROнефть, 1(23), с. 99-109. https:// doi.org/10.51890/2587-7399-2022-7-1-99-109Buyanov A.V., Dementieva M.A., Ipatov A.I. et al. (2022). The concept of an interpretive approach to non-stationary thermometry of producing gasoil and gas wells with complex completion. Scientific Journal of the Russian Gas Society, 3, pp. 6–13. (In Russ.)Валиуллин р.А., Шарафутдинов р.Ф., Федотов В.Я. и др. (2015). Использование нестационарной термометрии для диагностики состояния скважин. Нефтяное хозяйство, 5, с. 93-95.Chekalyuk E.B. (1965). Thermodynamics of the oil reservoir. Moscow: Nedra, 238 p. (In Russ.)Валиуллин р.А., Шарафутдинов р.Ф., рамазанов А.Ш. и др. (2022b). Количественная интерпретация данных термогидродинамических исследований скважин при многофазных потоках. Нефтяное хозяйство, 3, с. 6165.Ipatov A.I., Kremenetsky M.I. (2004). Interpretation of methods of field-geophysical control in assessing the composition and profiles, inflow in production wells. Moscow: Russian State University of Oil and Gas, 74 p. (In Russ.)Ипатов А.И., Кременецкий М.И. (2004). Интерпретация методов промыслово-геофизического контроля при оценке состава и профилей, притока в эксплуатационных скважинах. М.: рГу нефти и газа, 74 с.Konoplev Y.V. (1986). Geophysical methods of oil field development. Moscow: Nedra, 220 p. (In Russ.)Коноплев Ю.В. (1986). Геофизические методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 220 с.Kremenetsky M.I., Ipatov A.I. (2020). Application of field-geophysical control for optimization of oil and gas field development. Vol. 2. The role of hydrodynamic-geophysical monitoring in development management. Izhevsk: Institute of Computer Research, 756 p. (In Russ.)Кременецкий М.И., Ипатов А.И. (2020). Применение промысловогеофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Т.2. роль гидродинамического-геофизического мониторинга в управлении разработкой. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 756 с.Kudinov V.I. (2004). Fundamentals of oil and gas business. Izhevsk: Institute of Computer Research, 720 p. (In Russ.)Кудинов В.И. (2004). основы нефтегазового дела. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 720 с.Neprimerov N.N., Pudovkin M.A., Markov A.I. (1968). Features of the thermal field of an oil field. Kazan: KSU, 163 p. (In Russ.)Непримеров Н.Н., Пудовкин М.А., Марков А.И. (1968). особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань: КГу, 163 с.Pudovkin M.A., Salamatin A.N., Chugunov V.A. (1977). Temperature processes in operating wells. Kazan: KSU, 168 p. (In Russ.)Пудовкин М.А., саламатин А.Н., Чугунов В.А. (1977). Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: КГу, 168 с.Sharafutdinov R.F., Kanafin I.V. (2020). Features of the formation of a temperature field in a well with a multilayer system during oil degassing. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 2(22). pp. 96–109. (In Russ.) https://doi.org/10.21684/2411-7978-2020-6-2-96-109Чекалюк Э.Б. (1965). Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 238 с.Valiullin R.A., Ramazanov A.S. Khabirov T.R. et al. (2022a). The experience of using simulators in the interpretation of thermal and thermohydrodynamic studies. Proneft, 1(23), pp. 99–109. (In Russ.)Шарафутдинов р.Ф., Канафин И.В. (2020). особенности формирования температурного поля в скважине с многопластовой системой при разгазировании нефти. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 2(22), с. 96-109. DOI: 10.21684/2411-7978-2020-6-2-96-109Valiullin R.A., Sharafutdinov R.F., Fedotov V.Y. et al. (2015). The use of non-stationary thermometry to diagnose the condition of wells. Neftyanoe Khozyaystvo = Oil industry, 5, pp. 93–95. (In Russ.)Valiullin R.A., Sharafutdinov R.F., Ramazanov A.S. et al. (2022b). Quantitative interpretation of the data of thermohydrodynamic studies of wells with multiphase flows. Neftyanoe Khozyaystvo = Oil industry, 3, pp. 61–65. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-61-65Valiullin R.A., Sharafutdinov R.F., Ramazanov A.S. et al. (2022b). Quantitative interpretation of the data of thermohydrodynamic studies of wells with multiphase flows. Neftyanoe Khozyaystvo = Oil industry, 3, pp. 61–65. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-3-61-65

The authors declare that there are no conflicts of interest present.