SU1728483A1 - Method for forecasting condensate content in reservoir gas - Google Patents
Method for forecasting condensate content in reservoir gas Download PDFInfo
- Publication number
- SU1728483A1 SU1728483A1 SU894749432A SU4749432A SU1728483A1 SU 1728483 A1 SU1728483 A1 SU 1728483A1 SU 894749432 A SU894749432 A SU 894749432A SU 4749432 A SU4749432 A SU 4749432A SU 1728483 A1 SU1728483 A1 SU 1728483A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- condensate
- content
- gas
- residual oil
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к промысловой геохимии и м.б. использовано дл подсчета запасов конденсата в газоконденсатных месторождени х , особенно дл глубокопогруженных залежей с малым содержанием остаточной нефти на разведочном этапе ГРР. Цель изобретени - повышение достоверности прогнозировани содержани конденсата в пластовом газе в глубокопогруженных газоконденсатных месторождени х с малым содержанием остаточной нефти. Производ т отбор проб пластового газа и определ ют потенциальное содержание в нем конденсата в опорных скважинах. При проводке этих скважин отбирают герметизированные образцы керна, в которых определ ют остаточную нефтеконденсато- насыщенность. Затем стро т эталонную кривую ее зависимости от потенциального содержани конденсата и определ ют остаточную нефтеконденсатонасыщенность в исследуемых скважинах. По ее значени м и эталонной кривой наход т содержание конденсата в пластовом газе. 1 ил. ЈThe invention relates to field geochemistry and m. used to calculate condensate reserves in gas condensate fields, especially for deep-seated deposits with low residual oil content at the exploration stage of exploration. The purpose of the invention is to increase the reliability of prediction of the condensate content in reservoir gas in deep-loaded gas condensate fields with a low residual oil content. Formation gas is sampled and potential condensate content in the reference wells is determined. When posting these wells, sealed core samples are taken in which residual oil condensate saturation is determined. Then, a standard curve of its dependence on the potential content of condensate is constructed and the residual oil condensate saturation in the wells studied is determined. The condensate content in the reservoir gas is determined by its values and reference curve. 1 il. J
Description
Изобретение относитс к промыслово- геохимическим методам и может быть ис- пользовано дл подсчета запасов конденсата в газоконденсатных месторождени х , особенно дл глубокопогруженных залежей с малым содержанием остаточной нефти на разведочном этапе ГРР,The invention relates to field geochemical methods and can be used to calculate condensate reserves in gas condensate fields, especially for deep-seated deposits with low residual oil content at the exploration stage
Целью изобретени вл етс повышение достоверности прогнозировани содержани конденсата в пластовом газе в глубокопогруженных газоконденсатных месторождени х с малым содержанием остаточной нефти.The aim of the invention is to increase the reliability of prediction of the condensate content in reservoir gas in deep-loaded gas condensate fields with a low residual oil content.
Чертеж иллюстрирует предлагаемый способ.The drawing illustrates the proposed method.
Способ реализуетс следующим образом .The method is implemented as follows.
Из опорных скважин отбирают пробы пластового газа. Опорные скважины выбирают на основе анализа результатов исследовани скважин на газоконденсатность и выхода керна. Это объекты, в которых проведены представительные исследовани на газоконденсатность и имеетс факт наличи керна в интервалах исследовани . Выбирают представительные данные по потенциальному содержанию конденсата (г/м3),Samples of reservoir gas are taken from the reference wells. The reference wells are selected based on the analysis of gas condensation wells and core output. These are objects in which representative gas condensation studies have been carried out and there is the fact of the presence of a core in the study intervals. Select representative data for potential condensate content (g / m3),
||
toto
0000
ЈьЈ
0000
соwith
полученные в полнопоточных сепараторах при оптимальных скорост х потока и депрессии на пласт.obtained in full flow separators at optimal flow rates and depression to the reservoir.
Из всех скважин исследуемого месторождени , где не производились закачки инородных нефт ных добавок в буровой раствор, отбирают герметизированный в парафине или растворе керн. В лабораторных услови х керн подвергают экстракци- онно-дистилл ционному анализу с определением остаточной нефтеконденса- тонасыщённости (К0нк). По каждой скважине подсчитывают средневзвешенную величину остаточной нефтеконденсатона- сыщенности по интервалам разреза в пределах эффективных толщин. При большой высоте массивной залежи средневзвешенные значени Конк подсчитывают поинтер- вально, через 200-250 м.From all wells of the studied field, where no foreign oil additives were injected into the drilling fluid, a core is sealed in paraffin or solution. Under laboratory conditions, the core is subjected to an extraction-distillation analysis to determine the residual oil condensation-saturation (K0HC). For each well, the weighted average value of residual oil condensation saturation is calculated by intervals of the section within the effective thickness. At high altitude of a massive deposit, the weighted average values of Conk are calculated perinterval, after 200-250 m.
По намеченным опорным скважинам стро т эталонную кривую дл данного месторождени в координатах: потенциальное содержание конденсата - концентраци остаточной нефтеконденсатонасыщенности в пределах интервала испытани (см.чертеж ).A reference curve for a given field in the coordinates is plotted over the planned reference wells: potential condensate content - concentration of residual oil condensate saturation within the test interval (see drawing).
На основе установленной эталонной зависимости Конк от потенциального содержа- ни конденсата в пластовом газе осуществл ют прогнозирование содержани конденсата в пластовом газе дл скважин данного месторождени .On the basis of the established reference dependence of Conck on the potential content of condensate in the reservoir gas, the prediction of the condensate content in the reservoir gas for wells of a given field is carried out.
Использование предлагаемого способа прогноза содержани конденсата в пласто0Using the proposed method for predicting the condensate content in a reservoir
вом газе глубокопогруженных газоконден- сатных залежей с малым содержанием нефти на разведочном этапе ГРР позвол ет давать дифференцированную оценку содержани конденсата в скважинах без их исследовани на газоконденсатность, приводит к повышению достоверности подсчета содержани конденсата по площади и высоте залежи.The deeply immersed gas condensate reservoirs with a low oil content at the exploration stage of exploration allow us to give a differentiated estimate of the condensate content in wells without their investigation of gas condensation, leads to an increase in the reliability of calculating the condensate content by area and height of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894749432A SU1728483A1 (en) | 1989-10-12 | 1989-10-12 | Method for forecasting condensate content in reservoir gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU894749432A SU1728483A1 (en) | 1989-10-12 | 1989-10-12 | Method for forecasting condensate content in reservoir gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1728483A1 true SU1728483A1 (en) | 1992-04-23 |
Family
ID=21474680
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU894749432A SU1728483A1 (en) | 1989-10-12 | 1989-10-12 | Method for forecasting condensate content in reservoir gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1728483A1 (en) |
-
1989
- 1989-10-12 SU SU894749432A patent/SU1728483A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Дудмишь н А.Г. Газоконденсатные месторождени . - М.: Недра, 1979, с. 79-91. Бриндзинский A.M. и др. Изучение газо- конденсатных систем и прогнозирование содержани конденсата на месторождени х Украины. Геологические методы поиска и разведки месторождений нефти и газа. Экспресс-информаци , ВИЭМС, 1981, вып. 6, с. 1-9. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Turner et al. | The mechanisms of catchment flow processes using natural variations in deuterium and oxygen-18 | |
| Callaway et al. | Sediment accretion in coastal wetlands: a review and a simulation model of processes | |
| CN110687612B (en) | Shale oil analysis method and device for continuously representing content of adsorbed oil and free oil | |
| Herczeg et al. | A new method for monitoring temporal trends in the acidity of fresh waters | |
| CN101109726A (en) | Analyzing method for rock core water containing saturability | |
| SU1728483A1 (en) | Method for forecasting condensate content in reservoir gas | |
| CN111811988B (en) | Method for predicting gas-oil interface in trap based on fluid analysis and application thereof | |
| CN109989743B (en) | Method and system for determining invasion depth of mud filtrate | |
| Traversi et al. | Study of Dome C site (East Antartica) variability by comparing chemical stratigraphies | |
| Khalil et al. | Atmospheric carbontetrafluoride (CF4): Sources and trends | |
| CN109343121A (en) | A kind of method of magmatic hydrotherm scale in determining thermal contact metamorphic rocks reservoir | |
| US4067693A (en) | Method for geochemical prospecting | |
| US12111305B2 (en) | Method for determining subsurface hydrocarbon fluid properties of reservoired hydrocarbons | |
| Burkham | An approach for appraising the accuracy of suspended-sediment data | |
| CN111722298A (en) | Underground water burial type comprehensive judgment method | |
| RU1153619C (en) | Method of determining coefficient of residual oil saturation of rock-collectors | |
| CN114428049B (en) | Method for calculating asphalt content of ancient carbonate reservoir | |
| RU2239209C1 (en) | Method for detection of sections of abnormal leakage of volatile gases to surface | |
| SU1677624A1 (en) | Method of defining the state of aggregation of hydrocarbon fluid in oil deposits | |
| SU930188A1 (en) | Mountain rock effective porousity coefficient determination method | |
| RU2396561C1 (en) | Method of deposit prospecting on base of water soluble forms of elements | |
| SU805236A1 (en) | Method of evaluation of area gas-oil bearing capacity | |
| RU1788488C (en) | Method for oil and gas exploration | |
| CN118778122A (en) | Low permeability reservoir clogging degree quantitative prediction method based on random forest algorithm | |
| Ternon et al. | The determination of pHT in the equatorial Atlantic Ocean and its role in the sound absorption modeling in seawater |