Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к мониторингу работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей исследований для анализа и управления разработкой месторождения. Предложен способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений нефти на основе интерпретации результатов геохимических исследований свойств добываемого флюида (нефть, вода), заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный горизонт, пласт - опорных скважин, отбирают представительные образцы добываемого флюида таким образом, чтобы произвести охват исследований по площади, по разрезу исследуемого участка, скважины, и отбирают образцы со скважин с двумя и более перфорированными пластами; образцы фильтруют от взвешенных частиц и отделяют водную и углеводородную компоненту, затем в этих образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный составы; результат исследования образцов выдают в значениях ppm, ppb, мг/л, промилле по каждому компоненту (М1, М2, …); полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента и порядковый номер образца; определяют уникальные признаки - маркеры образцов флюида каждого из пластов; далее определяют, с какого пласта идет добыча добываемого флюида, производят расчет объемных долей притока по каждому перфорированному пласту - объекту разработки в скважинах с двумя и более перфорированными пластами с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений на основе интерпретации результатов геохимических исследования свойств добываемого флюида (нефть, вода), нахождению зависимостей ее состава от возраста залегающих пород, а при анализе свойств добываемого флюида из скважин с перфорацией двух и более пластов, объектов, установление долей поступления флюида и определения неработающих интервалов перфорации.

Известен способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы, измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии, выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D-модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D-модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ. Формируют 2D и 3D-модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти (патент RU №2667174, кл. Е21В 49/00, G06F 19/00, (2006.01), опубл. 28.12.2017).

Недостатком известного способа является его сложность, т.к. необходимо проводить отбор керна. Кроме того, отбор керна довольно сложно осуществить в уже пробуренных работающих скважинах. Эффективность способа снижается в более глубоких пластах и многопластовых залежах. В результате нефтеотдача залежей остается невысокой.

Известно методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений РД-39-100-91(с.329, табл. 6.2, п.9) где для определения интервалов негерметичности обсадных колонн, которые могут являться источником поступления чуждой воды в эксплуатационные скважины, а также для определения заколонной циркуляции, при которой посторонняя вода через перфорационные отверстия попадает в эксплуатационную скважину, обводняя добываемую продукцию, рекомендуется применение геофизических методов с указанием конкретных видов измерений.

Существенный недостаток известного метода заключается в потере продукции скважины, так как для проведения данных исследований необходима ее остановка, а также проведение сложных спускоподъемных операций в стволе скважины с применением специального оборудования. Также по результатам геофизических исследований не представляется возможной количественная оценка объемов посторонней воды, добываемой скважиной, а дается только общий приток (нефть и вода) из пласта.

Также известен способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения со сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной. Добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта (патент RU № 2720848, кл. Е21В 43/12, (2020.02), опубл. 13.05.2020).

Недостатком известного способа является необходимость спуска в скважины специализированных датчиков, что влечёт за собой трудовые и материальные затраты.

Известен способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах, которое может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц. Путем изменения депрессии регистрируют приращение значений паровой фазы, скорости и дебита газового потока в ту или иную сторону или отсутствие приращений. На основании полученных результатов выявляют скважину–обводнительницу. В ней проводят ядерные исследования для выявления интервала обводнения или нескольких интервалов. В указанных интервалах осуществляют геолого-технические мероприятия по водоизоляционным работам с целью повышения коэффициента извлекаемости газа. Технический результат заключается в повышении достоверности определения скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов (патент RU 2611131C1, кл. Е21В 47/00, 43/00, 43/08, (2006.01), опубл. 21.02.2017).

Недостатком известного способа является необходимость проведения ядерных исследований прибором СНГК-Шв выявленной скважине-обводнительнице для выделения интервала обводнения (или нескольких интервалов) с целью проведения в них геолого-технических мероприятий (ГТМ) по водоизоляционным работам (ВИР).

Из исследованного уровня техники также выявлено изобретение: «Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений». Техническим результатом изобретения является определение природы воды в продукции скважин газоконденсатных месторождений путем анализа, характеризующего непосредственно природу молекул воды изотопного состава водорода и кислорода, который не зависит от химического состава и содержания растворенных в воде компонентов. Способ характеризуется тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и графически в координатах δD и δ18O отображают полученные области значений изотопного состава эталонных проб воды и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе каждого типа воды в продукции скважины (патент RU 2571781, кл. Е21В 49/08, G01N33/18, (2006.01), опубл. 20.12.2015).

Недостатком известного способа является его применимость в старых нефтедобывающих регионах, где пласты за длительный период разработки промыты, и несут в себе смесь вод разных типов, и не позволяют разграничить воду разных пластов.

По результатам анализа исследований уровня техники можно сделать вывод о том, что известные способы геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений являются на сегодня не совершенными и требуют дальнейшего обновления. Исследования осуществляются, в основном, с использованием специального оборудования, опускаемого в скважину, что влечет за собой ее остановку и технические сложности проведения работ, а иногда и невозможность спуска приборов, в виду малых диаметров и сложной конструкции скважин. Учитывая, что в процессе разработки месторождений пласты вырабатывают запасы углеводородов и обводняются неравномерно, выяснение источника выработки запасов или обводнения скважин становится наиболее актуальным вопросом.

Целью и техническим результатом заявленного изобретения является разработка способа, позволяющего расширить функциональные возможности исследований для анализа и управления разработкой месторождений, обеспечивающего:

- исключение необходимости остановки скважины для проверки обводняющихся интервалов,

- обеспечение возможности выявления принадлежности пласта, с которого идет добыча (нефть, вода), на основе опорных (свойственных пласту) результатов геохимических исследований;

- определение притока флюида, путем расчета долей его поступления при наличии 2х и более интервалов перфорированных пластов, объектов выработки запасов углеводородов;

- увеличение добычи нефти путем проведения геолого-технических мероприятий по изоляции водопритока из обводненных пластов, объектов выработки запасов углеводородов;

- снижение трудоёмкости ведения процесса мониторинга выработки запасов углеводородов за счёт исключения применения спускоподъемных операций в скважине;

- повышение эффективности разработки месторождения без значительного увеличения материальных и трудовых ресурсов.

В силу того, что анализ исследованного уровня техники не позволил выявить аналог, являющийся наиболее близким по совокупности существенных признаков, было принято решение составить формулу предполагаемого изобретения без ограничительной части.

Сущностью заявленного изобретения является способ геохимического мониторинга разработки залежей нефти, заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный горизонт, пласт, отбирают представительные образцы добываемого флюида (нефть, вода) таким образом, чтобы произвести охват исследований и по площади, и по разрезу исследуемого участка, скважины (опорные скважины, данные результатов исследований пластового флюида, которых по составу будут характеризовать горизонты, пласты участка, залежи нефти) (скв. 1, 2, Фиг. 1, 2) и отбирают образцы добываемого флюида с исследуемых скважин участка, залежи нефти с двумя и более перфорированными пластами (скв. 3, Фиг. 2), выполняют пробоподготовку образцов, фильтруют от взвешенных частиц, разделяют на нефтяную и водную фазу, затем в этих образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный состав, с точностью до триллионных и триллиардных долей; результат исследования образцов выдают в значениях ppm, ppb, мг/л, промилле по каждому компоненту исследуемого образца (M1, M2,…), который показывает отличие разновозрастных пластов по количественному содержанию компонентов, по наличию/отсутствию какого-либо из них; полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента, и порядковый номер образца (Фиг. 3, 4);определяют уникальные признаки (маркеры) образцов флюида каждого из пластов; далее производят расчет объемных долей притока добываемого флюида из каждого перфорированного пласта скважины с двумя и более перфорированными пластами, объекта выработки запасов углеводородов с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели (Фиг. 5).

Заявленное изобретение иллюстрируется Фиг. 1–Фиг. 5.

На Фиг. 1 схематично представлены виды опорных скважин на верхний и нижний пласты (Скв. 1, 2), где 1 – пласт №1, 2 – пласт №2, - перфорированный интервал, Скв. – скважина.

На Фиг. 2 схематично представлены опорные скважины (Скв. 1, 2) и скважина с двумя перфорированными пластами (Скв. 3), где 1 –пласт №1, 2 –пласт №2, - перфорированный интервал, Скв. – скважина.

На Фиг. 3 представлено распределение содержания исследуемого компонента (M1) в образце флюида в ppm (ось Y), по опорным скважинам (ось Х) по пластам №№ 1, 2, 3.

На Фиг. 4 представлено распределение содержания исследуемого компонента (M2) в образце флюида (ось Y) в промилле на каждый из указанных пластов (№№ 1, 2, 3) для опорных скважин (ось Х).

На Фиг. 5 представлен результат интерпретации результатов геохимических исследования свойств добываемого флюида по исследованным скважинам с двумя и более перфорированными пластами, выполнен расчет долей притока флюида в общем объеме добываемой продукции скважин.

Далее приведено описание заявленного изобретения.

Краткой сущностью заявленного изобретения является создание способа геохимического мониторинга работы скважин при разработке месторождений, характеризующийся тем, что мониторинг ведут без закачки каких-либо реагентов в пласт, а вместо реагентов используют свойства компонентов, заведомо имеющихся в добываемой продукции скважин.

Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений нефти на основе интерпретации результатов геохимических исследований свойств добываемого флюида (нефть, вода), заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный горизонт (опорные скважины), отбирают представительные образцы добываемого флюида таким образом, чтобы произвести охват исследований и по площади, и по разрезу исследуемого участка, скважины и отбирают образцы добываемого флюида с исследуемых скважин участка, с двумя и более перфорированными пластами; выполняют пробоподготовку образцов, фильтруют от взвешенных частиц, разделяют на нефтяную и водную фазу, затем в этих образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный состав, с точностью до триллионных и триллиардных долей; результат исследования образцов выдают в значениях ppm, ppb, мг/л, промилле по каждому компоненту (М1, М2, …); полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента, и порядковый номер образца; определяют уникальные признаки (маркеры) образцов флюида каждого из пластов; далее производят расчет объемных долей притока добываемого флюида из каждого перфорированного пласта, объекта выработки запасов углеводородов с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели.

Выводы по оценке объемных долей поступления флюида из перфорированных пластов являются собственно предметом мониторинга работы скважин, проведенного по заявленному способу геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений.

Анализируемые маркеры (М1, М2, ...) имеют следующие природные характеристики и свойства:

- присутствуют в составе воды и нефти в достаточно уверенных концентрациях;

- характеризуются простотой качественного и количественного обнаружения лабораторными методами;

- характеризуется отсутствием недостатков.

Способ реализуется по следующему алгоритму действий:

1) Со скважин, работающих на один определенный горизонт (пласт) (опорные скважины), отбирают представительные образцы флюида таким образом, чтобы произвести охват исследований по площади и по разрезу исследуемого участка, скважины и отбирают образцы добываемого флюида с исследуемых скважин участка, с двумя и более перфорированными пластами.

2) Выполняют пробоподготовку образцов, фильтруют от взвешенных частиц, разделяют на нефтяную и водную фазу.

3) В исследуемых образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный состав, результат выдают в значениях мг/л, промилле, ppm, ppb по каждому компоненту исследуемого образца (M1, M2, …), который показывает отличие разновозрастных пластов по количественному содержанию компонентов, по наличию/отсутствию какого-либо из них.

4) Полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента, и порядковый номер образца. Определяют уникальные признаки (маркеры) образцов флюида каждого из пластов.

5) Определяют объемные доли поступления флюида на скважинах с 2-мя и более перфорированными пластами с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели.

Пример конкретного выполнения заявленного способа геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой на одном из месторождений Республики Татарстан.

1) Отбор образцов пластового флюида.

Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Республики Татарстан, продуктивными пластами которого являются девонские пласты. На участке были выбраны опорные скважины, работающие на пласт «Д0» (пласт №1) -8 скважин; на пласт «а» (Пласт №2) -10 скважин; на пласт «б» (Пласт №3) -6 скважин. Всего 24 скважины. Для исследования на доли поступления воды в продукцию скважин были выбраны 13 скважин, работающих совместно на 2 и более пластов (Д0, а, б).

2) Выполняют подготовку образцов, фильтруют от взвешенных частиц, разделяют на нефтяную и водную фазу с помощью бумажных фильтров.

3) Затем в этих исследуемых образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный состав, результат выдают в значениях мг/л, промилле, ppm, ppb по каждому компоненту исследуемого образца (M1, M2,…).

4) В результате исследований опорных скважин выявляются элементы, естественные маркеры, находящиеся в составе воды. Такие данные обрабатываются путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента, и порядковый номер образца (Фиг. 3,4). Определяют уникальные признаки (маркеры) образцов флюида каждого из пластов.

5) Определяют объемные доли поступления флюида в скважины с двумя и более перфорированными пластами.

После анализа графиков, определяют объемные доли поступления флюида (нефть, вода) на скважинах с 2-мя и более перфорированными пластами с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели.

Математическая статистика при этом исследует все определенные в образцах флюида (нефть, вода) компоненты. В результате рассчитывают долю содержания всех уникальных характеристик в продукции скважин с работой на 2 пласта и более пластов, откуда можно сделать выводы о долях поступления воды (фиг. 5).

Вывод: заявителем достигнуты поставленные цели и заявленный технический результат, разработан способ, позволяющий расширить функциональные возможности исследований для анализа и управления разработкой месторождений, обеспечивающий:

- исключение необходимости остановки скважины для проверки обводняющихся интервалов и возможных нарушений в колонне;

- обеспечение возможности выявления принадлежности пласта, с которого идет добыча (нефть, вода), на основе опорных (свойственных пласту) результатов геохимических исследований;

- определение притока флюида путем расчета долей его поступления при наличии 2х и более интервалов перфорированных пластов, объектов выработки запасов углеводородов в скважине;

- увеличение добычи нефти путем проведения геолого-технических мероприятий по изоляции водопритока из обводненных пластов, объектов выработки запасов углеводородов;

- снижение трудоёмкости ведения процесса мониторинга разработки за счёт исключения применения спускоподъемных операций в скважине;

- повышение эффективности разработки месторождения без значительного увеличения материальных и трудовых ресурсов.

Способ позволяет определить долю поступления исследуемого флюида каждого из перфорированных пластов в продукцию добывающих скважин, с установлением основного источника притока флюида по пластам (объектам выработки запасов)

Заявленное изобретение 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 состава добываемого флюида в скважине, обеспечена возможность оценки объемной доли притока для каждого пласта в отдельности.

Заявленное изобретение соответствует критерию «промышленная применимость», т.к. может быть реализовано с использованием стандартного оборудования, и известных в мире материалов, и технологий.

Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений нефти на основе интерпретации результатов геохимических исследований свойств добываемого флюида - нефть, вода, заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный горизонт, пласт - опорных скважин, отбирают представительные образцы добываемого флюида таким образом, чтобы произвести охват исследований по площади, по разрезу исследуемого участка и скважины, и отбирают образцы со скважин с двумя и более перфорированными пластами; образцы фильтруют от взвешенных частиц и отделяют водную и углеводородную компоненту, затем в этих образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный составы; результат исследования образцов выдают в значениях ppm, ppb, мг/л, промилле по каждому компоненту (М1, М2, …); полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента и порядковый номер образца; определяют уникальные признаки - маркеры образцов флюида каждого из пластов; далее определяют, с какого пласта идет добыча добываемого флюида, производят расчет объемных долей притока по каждому перфорированному пласту - объекту разработки в скважинах с двумя и более перфорированными пластами с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели.