Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, более подробно - к лабораторным методам определения свойств добываемой нефти, обеспечивающего возможность нахождения зависимостей состава нефти от возраста залегающих пород, и при анализе свойств добываемой нефти из скважины с выполненным гидравлическим разрывом пласта (далее - ГРП), установлению посторонних примесей, не свойственных данному пласту и определению доли этих примесей. Таким образом, что если задеты выше или нижележащие пласты, то представляется возможным определить доли поступления нефти в продукцию скважин, реализация заявленного способа обеспечивается за счет применения разработанного заявителем алгоритма в рамках разработанной технологии. Способ, заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный пласт, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, чтобы произвести охват исследованиями и по площади и по разрезу исследуемого участка; далее в этих пробах определяют уникальный компонентный состав нефти, с обеспечением возможности выявить отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента, при этом определение концентрации элементов проводят на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой; далее полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывают порядковый номер образца, а по оси У – концентрацию элемента; если установлены отличия состава в нефтях разновозрастных пластов, исследуют устьевые пробы нефти на скважинах, с проведенными работами по гидравлическому разрыву пласта и по сопоставлению с составом представительных образцов, взятых с конкретного пласта, определяют, откуда поступает нефть и выполняют расчет количественного, качественного состава смесей и доли их поступления в добывающую скважину, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта. 11 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, более подробно - к лабораторным методам определения свойств добываемой нефти, обеспечивающим возможность нахождения зависимостей состава нефти от возраста залегающих пород, и при анализе свойств добываемой нефти из скважины с выполненным гидравлическим разрывом пласта (далее - ГРП), установлению посторонних примесей, не свойственных данному пласту и определению доли этих примесей. Таким образом, что если задеты выше или нижележащие пласты, то представляется возможным определить доли поступления нефти в продукцию скважин, реализация заявленного способа обеспечивается за счет применения разработанного заявителем алгоритма в рамках разработанной технологии.

Как известно из исследованного заявителем уровня техники на дату представления заявленного технического решения, проблема мониторинга работы скважин после проведения ГРП является перспективной, так как в процессе проведения ГРП длину и высоту трещины разрыва не всегда получается контролировать, при этом от параметров образовавшейся трещины при выполненном гидроразрыве пласта зависит собственно продуктивность скважины в целом. При этом проблема анализа работы трещины разрыва и оценка ее развития в выше- или нижележащие пласты до даты подачи настоящей заявки решалась преимущественно с использованием трассирующих веществ, которые используются в скважине с трещиной гидроразрыва. Использование трассеров требует дополнительных временных интервалов и затрат на подготовку скважины к закачке, дополнительного оборудования, требует остановку скважины в ожидании подготовки и закачки трассирующих веществ, трассирующие вещества могут попасть в пласты, не обработанные ГРП, что снижает эффективность использования известного изобретения по назначению.

Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.

Верейский пласт – это верейский горизонт - самый нижний из 4-х горизонтов московского яруса среднего отдела каменноугольной системы.

Башкирский пласт – это башкирский ярус – нижний ярус среднего отдела каменноугольной системы.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту RU 2315863 «Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов». Сущностью является способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов, заключающийся в закачке, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентом трассирующего агента требуемой концентрации и в регистрации его концентрации на добывающих скважинах, отличающийся тем, что в каждый из исследуемых пластов закачивают при заданном забойном давлении индивидуальный трассирующий агент, после чего регистрируют концентрацию трассирующего агента, закачиваемого в нагнетательную скважину, в скважинах, добывающих углеводороды из соответствующего исследуемого пласта, затем определяют основные параметры каждого пласта и гидродинамическую связь их друг с другом и устанавливают оптимальные давления нагнетания вытесняющего агента или повторяют этот процесс при другом забойном давлении и/или при другом трассирующем агенте, продолжая его до устранения неопределенности в параметрах пластов или до достижения оптимального давления нагнетания вытесняющего агента.

Недостатком известного технического решения является необходимость проведения больших объемов исследований для определения изменений в залежи и использования дополнительных трассерных исследований, что снижает эффективность использования известного изобретения при использовании по назначению.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлена полезная модель по патенту RU 164347 «Устройство с индикатором в ампуле для трассерного исследования горизонтальной скважины с разделёнными пакерами интервалами и поинтервальными гидроразрывами пласта». Сущностью является устройство для трассерного исследования горизонтальной скважины с разделёнными пакерами интервалами поинтервальных гидроразрывов пласта, содержащее контейнер с индикатором, отличающееся тем, что выполнено с возможностью размещения на внешней стенке обсадной колонны скважины в призабойной зоне интервала скважины и введения индикатора в пластовую жидкость в призабойную зону интервала скважины и изготовлено в виде контейнера, содержащего корпус со средствами его крепления на внешней стенке обсадной колонны скважины, внешний защитный кожух и по крайней мере одну камеру с индикатором в разрушаемой давлением ампуле и отверстиями и каналами для входа в камеру с индикатором пластовой жидкости и выхода из неё пластовой жидкости с индикатором в призабойную зону интервала скважины. При этом для получения достоверной информации о продуктивности (поступлении воды, нефти и их смесей) отдельных интервала горизонтального ствола (далее – ГС) и соотношения фаз скважинной жидкости в отдельных интервалах горизонтального ствола при исследовании ГС с разделенными пакерами интервалами и поинтервальными ГРП, включающим введение в различные места пласта нескольких различных индикаторов, отбор из скважины жидкости с индикаторами, определение в жидкости из скважины общего количества и соотношение количеств различных индикаторов и определение по количеству индикаторов в жидкости из скважины параметров функционирования скважины, согласно известному техническому решению, индикаторы вводят в призабойные зоны интервалов скважины непосредственно через исследуемую скважину, причем в призабойные зоны различных интервалов скважины вводят различные индикаторы и по количеству конкретного индикатора в жидкости из скважины определяют результативность поинтервальных гидроразрывов пласта и параметры функционирования скважины в соответствующих индикаторам интервалах.

Недостатком известного технического решения является установка специального устройства для трассерного исследования горизонтального ствола с раздельными пакерами поинтервальных гидроразрывов пласта, содержащее контейнер с индикатором, что является дополнительными затратами, что снижает эффективность использования известного изобретения при использовании по назначению.

Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту RU 2390805 «Способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта». Сущностью является способ контроля параметров гидроразрыва пласта, включающий поверхностную радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности скважинным гамма-гамма-дефектомером-толщиномером (СГДТ), при этом поверхностную радоновую съемку проводят до гидроразрыва пласта в квадрате 400×400 м, с шагом 50 м, выполняют радоновые индикаторные исследования, для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности прибором СГДТ, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности прибором СГДТ, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта.

Недостатком известного технического решения является проведение дополнительных внутрискважинных исследований, а также поверхностной радоновой съемки, в следствие чего значительно повышается трудоемкость и требуемые временные интервалы для проведения работ, что снижает эффективность использования известного изобретения при использовании по назначению.

В силу того, что анализ исследованного уровня техники не позволил выявить аналог, являющийся наиболее близким по совокупности совпадающих признаков, заявителем составлена формула без ограничительной части.

Целью и техническим результатом заявленного технического решения является разработка способа геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, характеризующегося высокой эффективностью при использовании по назначению за счет:

- исключения необходимости периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт;

- снижение трудоемкости подготовки скважин для выполнения трассерных исследований;

- исключение остановки скважин для подготовки с подъемом скважинного оборудования;

- обеспечение возможности выявления принадлежности пласта возрасту;

- снижение трудоёмкости ведения мониторинга после проведения ГРП за счёт исключения применения трассеров;

- снижение трудоемкости ведения процесса мониторинга после проведения ГРП в целом за счет исключения использования специального оборудования, как то термодатчиков, и т.п.

- повышения эффективности разработки месторождения в целом.

При этом заявленный способ является прямым методом исследований добываемой нефти, а дополнительным положительным фактором является возможность, позволяющая оперативно принимать управленческие решения в процессе эксплуатации скважины в неоднозначных ситуациях при таковой необходимости.

Сущностью заявленного технического решения является способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный пласт, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, чтобы произвести охват исследованиями и по площади и по разрезу исследуемого участка; далее в этих пробах определяют уникальный компонентный состав нефти, с обеспечением возможности выявить отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента, при этом определение концентрации элементов проводят на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой; далее полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывают порядковый номер образца, а по оси У – концентрацию элемента; если установлены отличия состава в нефтях разновозрастных пластов, исследуют устьевые пробы нефти на скважинах, с проведенными работами по гидравлическому разрыву пласта и по сопоставлению с составом представительных образцов, взятых с конкретного пласта, определяют, откуда поступает нефть и выполняют расчет количественного, качественного состава смесей и доли их поступления в добывающую скважину, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 – Фиг.11 соответственно.

На Фиг. 1 представлен вид опорных скважин на верейский и башкиркий пласты, где 1 – верейский пласт, 2 – башкирский пласт, - рабочий интервал, Скв.1, Скв.2, - скважины 1 и 2 соответственно.

На Фиг. 2 представлен вид скважин с ГРП, где 1 – верейский пласт, 2 – башкирский пласт, Скв. 3 – скважина 3, ↑ – направление движения нефти, ¦¦¦¦ - гидроразрыв пласта, ? – существует ли гидродинамическая связь между пластами.

На Фиг. 3 представлен профиль скважин, где 1 – верейский пласт, 2 – башкирский пласт, Скв.1, Скв.2, Скв.3, Скв.4, - скважины 1, 2, 3, 4 соответственно, - рабочий интервал, - цементный мост, - пакер, синей изогнутой стрелкой показано направление движения нефти из подошвенной части залежи (из области, где установлен цементный мост).

На Фиг. 4 представлен результат исследований опорных скважин на верейские - (верей) и башкирские - (башкир) пласты, вылеты по значениям обозначены красными треугольниками - . Приводится значение маркера М, который показывает содержание щелочных металлов в составе нефти.

На Фиг. 5 представлен результат исследований опорных скважин на верейские - (верей) и башкирские - (башкир) пласты, вылеты по значениям обозначаются красными треугольниками - . Приводится значение маркера М1, который показывает содержание щелочноземельных металлов в составе нефти.

На Фиг. 6 представлен результат исследований опорных скважин на верейские (верей) и башкирские (башкир) пласты в виде таблицы содержания маркеров М и М1 в изученных опорных скважинах (Скв.).

На Фиг. 7 приведена таблица результата выборов средних значений для верейских (верей) и башкирских (башкир) пластов и приведены те характеристики (М1, Na, Mg, K, Ca, V, Cr, Fe, Ni, Ga, As, Sr, Zr, Mо), которые использовались для анализа.

На Фиг. 8 представлены результаты обработки методами математической статистики, путем отображения обработки на двумерные координаты X и Y. Красным кругом показано общее средне для верейских пластов (верей), а зеленым кругом показано общее средне для башкирских пластов (башкир).

На Фиг. 9 представлен результат исследований скважин с ГРП на верейском пласте по маркеру М. Также показаны опорные скважины на башкирские (башкир), верейские (верей) пласты, вылеты по значениям .

На Фиг. 10 представлен результат исследований скважин с ГРП на верейском пласте по маркеру М. Также показаны опорные скважины на башкирские (башкир), верейские (верей) пласты, вылеты по значениям .

На Фиг. 11 представлен результат исследований скважин (Скв.) с расчетом долей содержания всех уникальных характеристик в продукции скважин с ГРП на верейском пласте (верей). Также показаны опорные скважины на башкирские и верейские пласты.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Краткой сущностью заявленного технического решения является разработка способа геохимического мониторинга работы скважин после проведения ГРП, характеризующийся тем, что мониторинг скважины ведут без закачки каких-либо реагентов в пласт, а вместо реагентов используют свойства компонентов, заведомо имеющихся в нефти.

Основной идеей, заложенной в заявленное техническое решение, является способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что со скважин, работающих на каждый из изучаемых пластов, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти (характеризующих нефть только одного конкретного пласта) причем пробы отбирают таким образом, чтобы произвести охват исследованиями и по площади и по разрезу исследуемого участка.

Далее после выборки образцов определяют уникальный компонентный состав каждой из проб, который показывает отличие смежных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента.

Затем, если установлены отличия состава в нефтях разновозрастных пластов, исследуют устьевые пробы нефти на скважинах, с проведенными работами по гидравлическому разрыву пласта и по сопоставлению с составом представительных образцов, взятых с конкретного пласта, определяют, откуда поступает нефть и выполняют расчет количественного, качественного состава смесей и доли их поступления в добывающую скважину.

При этом перед расчетом долей вовлечения в разработку нефтеносных пластов выполняют отбор проб нефти из разных пластов месторождения в любой последовательности, далее пробы маркируют и с применением высокочувствительного масс-спектрометра проводят определение концентрации элементов в составе нефти на основе измерений их масс-спектров, определяют источник добываемой нефти за счет идентификации охвата трещинами гидроразрыва смежных пластов или отсутствия охвата, при этом принимая во внимание существование различия в составе нефти целевого пласта с проведенными работами по гидроразрыву и нефти, залегающей в смежных пластах выше или ниже, и их взаимного сопоставления, посредством построения графиков каждого анализируемого элемента каждого из проб анализируемой нефти с обеспечением возможности выявления различий в элементном составе нефти разных пластов, с последующей возможностью сделать максимально достоверный прогноз по источнику их поступления и возможностью выявления высоты трещины гидроразрыва, которая является определяющим фактором, для целей повышения эффективности разработки месторождения.

Таким образом, в целом, для осуществления заявленного способа, необходимо изучить элементный состав нефти скважины выше и ниже залегающих пластов и пласта, в котором проведены работы по гидроразрыву, путем отбора устьевых проб, которые доставляются в лабораторию и исследуются на масс-спектрометре.

Полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывается порядковый номер образца, а по оси У – концентрация элемента по каждому из пластов.

Затем исследуют скважины после проведения ГРП, и путем нанесения точек измерений на существующие графики, визуально определяют, с какого пласта и в каком направлении идет добыча, при этом методы математической статистики обеспечивают возможность рассчитать доли пласта.

Выводы по оценке долей при проведении ГРП являются собственно предметом мониторинга работы скважин после проведения ГРП, проведенного по заявленному способу геохимического мониторинга работы скважин.

Для реализации заявленного способа, поставленных целей и заявленных технических результатов заявителем выбраны маркеры М и М1, естественные маркеры, находящиеся в составе нефти в виде групп элементов.

Выбор данных маркеров обусловлен тем, что они являются наиболее эффективными для мониторинга качества проведённого ГРП в силу наличий у них присущих природных характеристик и свойств, необходимых для высокоточного анализа.

Так, маркеры М и М1 имеют следующие природные характеристики и свойства:

- присутствуют в составе нефти в виде групп элементов;

- характеризуются простотой качественного и количественного обнаружения в нефти лабораторными методами,

- характеризуется отсутствием недостатков, присущих трассерам в силу наличия в нефти.

Заявленный способ реализуется по следующей последовательности действий:

1) Отбор представительных образцов устьевых проб нефти.

Со скважин, работающих на один определенный пласт, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, чтобы произвести охват исследований и по площади, и по разрезу исследуемого участка.

2) Определение уникального компонентного состава нефти выбранных пластов.

Далее в этих пробах определяют уникальный компонентный состав нефти, который показывает отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента. При этом определение концентрации элементов проводят на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой, с точностью до триллионных и триллиардных долей.

3) Обработка полученных данных и построение графиков.

Далее полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывают порядковый номер образца, а по оси У – концентрацию элемента. Кроме того, при достаточной выборке скважин по одному пласту строят карты измеренных величин.

4) Проверка качества ГРП.

Далее исследуют скважины после проведения ГРП, и посредством нанесения точек измерений на существующие графики визуально определяют, с какого пласта идет добыча, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта.

Пример конкретного выполнения заявленного способа геохимического мониторинга работы скважин после проведения ГРП на одном из месторождений Республики Татарстан.

Заявленный способ осуществляли следующим образом.

1) Отбор представительных образцов нефти.

Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Республики Татарстан, продуктивными пластами которого являются пласты – верейский (далее - верей) и башкирский (далее - башкир). На участке были выбраны опорные скважины, работающие на верейские пласты – 5 скважин, и на башкирские пласты – 4 скважины.

Из всех проб отобраны представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, что был произведен охват исследований и по площади, и по разрезу исследуемого участка.

Для исследования на качество проведенного ГРП были выбраны 4 скважины, работающие на верейский пласт.

2) Определение уникального компонентного состава нефти выбранных пластов.

Далее проводили анализ уникального компонентного состава нефти с целью выявить отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента, при этом определение концентрации элементов проводили на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой.

В результате исследований опорных скважин на верейские и башкирские пласты, были выявлены маркеры М и М1, естественные маркеры, находящиеся в составе нефти в виде групп элементов: М – щелочные металлы, М1 – щелочноземельные металлы. По содержанию данных групп элементов сделан вывод, что башкирский и верейский пласты отличаются.

3) Обработка полученных данных и построение графиков.

Полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х – значение маркера, по оси У – номер скважины (от 1 до 9, Фиг.4, Фиг.5).

Обнаружены сильные отличия в составе добываемой нефти по некоторым скважинам (скважины 5, 8, 9 – красные треугольники на Фиг.4, Фиг.5). Такие данные не используются в анализе, а по скважинам, в которых они получены, выдаются отдельные рекомендации.

4) Проверка качества ГРП.

Далее исследуют скважины после проведения ГРП, отобранные на первом этапе работ, и посредством нанесения точек измерений на существующие графики визуально определяют, с какого пласта идет добыча, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта.

Для этого после выявления характерных признаков и отсечения вылетающих опорных скважин (скважины 5, 8, 9 – красные треугольники на Фиг.4, Фиг.5), производят распределение скважин с ГРП на верей по данным компонентам.

Данные наносят на графики (синие треугольники на Фиг.9, Фиг.10) и обрабатывают методами математической статистики. Математическая статистика при этом исследует все определенные в нефти элементы и группы элементов, выбирая наиболее характерные по пластам (Фиг.7), результаты обработки можно отобразить в 2д координатах (Фиг.8).

В результате рассчитана доля содержания всех уникальных характеристик в продукции скважин с ГРП на верейском пласте, при этом можно сделать вывод о подтоке нефти из башкирского пласта и его процентном содержании (Фиг.11).

В итоге можно сделать общий вывод, что заявителем достигнуты поставленные цели и заявленные технический результат, а именно – разработан способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта за счёт обеспечения возможности оценки уникального состава нефти с каждого пласта, обеспечивающий устранение недостатков прототипа, а именно:

- исключена необходимость периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт;

- обеспечена возможность контроля качества ГРП, с обеспечением возможности оценки притока нефти и его процентное содержание;

- снижена трудоёмкость ведения процесса мониторинга за счёт исключения применения трассеров;

- повышена эффективность контроля за качеством ГРП без значительного увеличения материальных и трудовых ресурсов.

При этом заявленный способ является прямым методом исследований добываемой нефти, а дополнительным положительным фактором является возможность, позволяющая оперативно принимать управленческие решения в процессе эксплуатации скважины в неоднозначных ситуациях при таковой необходимости.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из исследованного уровня техники заявителем не выявлено технических решений, имеющих заявленную совокупность признаков.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в анализируемой области техники. Доказательством указанного, по мнению заявителя, является то, что найдена не очевидная для специалиста закономерность, проявляющаяся в том, что заявленным техническим решением обеспечена возможность контроля качества ГРП в скважине, обеспечена возможность оценки притока нефти и его процентное содержание для каждого пласта в отдельности.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования, известных мировых материалов и технологий.

Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что

со скважин, работающих на один определенный пласт, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, чтобы произвести охват исследованиями и по площади и по разрезу исследуемого участка;

далее в этих пробах определяют уникальный компонентный состав нефти, с обеспечением возможности выявить отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента, при этом определение концентрации элементов проводят на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой;

далее полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывают порядковый номер образца, а по оси У – концентрацию элемента;

если установлены отличия состава в нефтях разновозрастных пластов, исследуют устьевые пробы нефти на скважинах, с проведенными работами по гидравлическому разрыву пласта и по сопоставлению с составом представительных образцов, взятых с конкретного пласта, определяют, откуда поступает нефть и выполняют расчет количественного, качественного состава смесей и доли их поступления в добывающую скважину, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта.