Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Уточнение геологического строения объектов разработки с использованием индикаторных растворов

Индикаторный метод исследования межскважинного пространства основан на закачке индикаторов в пласт с последующим анализом их процентного содержания в добываемой продукции. Индикаторные исследования позволяют определить направления движения жидкости в пласте, оценить влияние нагнетательных скважин на добывающие, выявить гидродинамическую связь между водозаборными, добывающими и нагнетательными скважинами, уточнить геологическое строение пласта и оценить эффективность работы действующей системы ППД. Полученные в ходе индикаторных исследований данные позволили оптимизировать системы ППД и повысить эффективность работы скважин на нескольких опытных участках месторождений ПАО «Татнефть».   

19.11.2016 Инженерная практика №07/2016
Кубарев Петр Николаевич Начальник отдела экологической безопасности при разработке нефтяных месторождений Института «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, к.т.н.
Камышников Антон Геннадьевич Инженер отдела экологической безопасности при разработке нефтяных месторождений Института «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина
Абрамов Михаил Алексеевич Начальник службы по поддержанию пластового давления ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Все крупные нефтяные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, что обуславливает необходимость применения систем ППД. Однако эффективность работы этих систем оценивается в основном по косвенным параметрам, вследствие чего невозможно проследить влияние работы нагнетательных скважин на добывающие, а также определить характер движения жидкости в разрабатываемом пласте. Вместе с тем, именно эта информация могла бы способствовать более эффективной разработке месторождений. Так, идентификация каналов гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами, а также оценка продуктивности работы последних помогли бы в выборе оптимального режима заводнения пластов и ГТМ, что позволило бы оптимизировать систему ППД и обеспечило рост КИН и экономию ресурсов.

При этом индикаторный метод исследования нефтяных пластов представляется наиболее информативным с точки зрения контроля заводнения.

ОБЩАЯ СХЕМА ИНДИКАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Метод индикаторных исследований основан на принципе «черного ящика»: сначала в поток агентов, закачиваемых в пласт, вводится индикатор, затем из устья контрольных добывающих скважин отбираются пробы продукции и выполняется их последующий анализ на процентное содержание индикатора (рис. 1, 2).

Рис. 1. Общая схема индикаторных исследований
Рис. 1. Общая схема индикаторных исследований

Интерпретация результатов индикаторного исследования дает возможность определить особенности геологического строения нефтяной залежи, гидродинамические связи между скважинами, пластами и горизонтами, фильтрационные параметры межскважинного пространства, направления потока и скорости фильтрации закачиваемых флюидов, эффективность применения МУН, а также позволяет выявить источники обводнения добывающих скважин.

Рис. 2. Принцип индикаторных исследований
Рис. 2. Принцип индикаторных исследований

Полученная в ходе анализа и обобщения материалов индикаторных исследований информация в дальнейшем может использоваться для уточнения геологического строения нефтяной залежи, адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей и регулирования процесса заводнения.

РОМАШКИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Одним из объектов индикаторных исследований в ПАО «Татнефть» стали башкирские и серпуховские отложения залежи №302 четвертого опытного участка Ромашкинского месторождения (рис. 3).

Рис. 3. Схема расположения скважин на четвертом опытном участке залежи №302
Рис. 3. Схема расположения скважин на четвертом опытном участке залежи №302

Через две нагнетательные скважины в разные горизонты были закачаны различающиеся по химическому составу индикаторы. Исследование продолжалось 380 суток. На основе анализа характеристик работы скважин и доли извлеченных индикаторов удалось установить, что основная масса закачиваемой в нагнетательные скважины воды движется преимущественно в южном и юго-западном направлениях, а поддержание энергии пласта обеспечивается из серпуховского горизонта. Исходя из этого, был сделан вывод о неэффективности работы системы ППД.

По окончании индикаторного исследования система ППД залежей №302 и №303 башкирского и серпуховского ярусов, которые принято считать единым эксплуатационным объектом, была выведена в бездействие, а эксплуатация залежей продолжается в естественном водонапорном режиме.

До остановки системы ППД в нее было закачано 292 тыс. м3 воды, а согласно технологической схеме разработки залежей, всего до 2089 года в нее предполагалось закачать 445 млн м3 воды. Отказ от непроизводительной закачки воды позволяет существенно сократить затраты на разработку залежей и получить значительный экономический эффект.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ

Индикаторные исследования по определению эффективности потокоотклоняющих технологий были проведены на опытном участке НГДУ «Альметьевнефть». Были закачаны два различных по химическому составу индикатора: первый – до проведения работ по воздействию на пласт по технологии ПГК-М, второй – после.

При сопоставлении результатов, полученных в ходе первой и второй закачек индикаторов, установлено, что режимы работы нагнетательной и добывающей скважин оставались неизменными на протяжении всего периода исследований. Выявлено, что до применения технологии ПГК-М основные пути движения нагнетаемой жидкости или канала низкого фильтрационного сопротивления располагались в северном и восточном направлениях, тогда как в юго-западном направлении движение жидкости отсутствовало. После применения технологии ПГК-М движения нагнетаемой воды в северо-западном направлении не наблюдалось, при этом зафиксировано выравнивание профиля приемистости (ВПП) (рис. 4).

Рис. 4. Результаты исследований эффективности потокоотклоняющих технологий
Рис. 4. Результаты исследований эффективности потокоотклоняющих технологий

АКСУБАЕВО-МОКШИНСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Объектами индикаторного исследования на втором опытном участке Аксубаево-Мокшинского месторождения стали пласты башкирского яруса и бобриковского горизонтов.

Изначально предполагалось, что между водозаборной скважиной №336Б, пробуренной на башкирский ярус, и нагнетательной скважиной №2928 существует непроницаемый геологический барьер. Отбор проб из скважин начался на следующий день после закачки индикаторов в пласт. Всего за время исследований были отобраны 619 проб добываемой продукции из 15 добывающих скважин.

Анализ проб выявил наличие двух индикаторов в добывающих скважинах, работающих на башкирский ярус, что указало на циркуляцию воды между водозаборной и нагнетательной скважинами, а, следовательно, – на наличие гидродинамической связи между башкирским ярусом и бобриковским горизонтом (рис. 5). При этом большинство добывающих скважин стабильно работали с малым процентом воды и не реагировали на закачку воды в башкирский ярус. Закачка воды, которая велась в нагнетательную скважину №2928, была признана непроизводительной.

Рис. 5. Водозаборная скв. №336Б на втором опытном участке Аксубаево-Мокшинского м/р (башкирский ярус)
Рис. 5. Водозаборная скв. №336Б на втором опытном участке Аксубаево-Мокшинского м/р (башкирский ярус)

ОНБИЙСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

На третьем опытном участке Онбийского месторождения закачка воды проводилась через нагнетательную скважину №11485 упинского горизонта, а забор воды для ППД – из скв. №422. Расстояние между скважинами составляет 1100 м, по глубинам кровли – 84 м.

В течение индикаторного исследования, продолжительность которого составила 145 сут, из добываемой продукции было извлечено всего 0,15% закачанного объема индикатора. Максимальная зарегистрированная скорость движения закачиваемой воды от нагнетательной скважины составила 33 м/сут – это очень низкая величина в условиях высокопроницаемых путей фильтрации. Индикатор зарегистрирован в продукции скважин, раздельно эксплуатирующих упиномалевский и кизиловский горизонты, что свидетельствует об их гидродинамической связи.

После рассмотрения предварительных результатов индикаторных исследований было решено начать дополнительный отбор воды из водозаборной скважины №422. Присутствие индикатора в 20 пробах из 24 отобранных указывает на гидродинамическую связь между упинским и заволжским горизонтами.

Поскольку в ряде скважин перемычка между пластами отсутствует, с учетом вертикальной трещиноватости все три пласта необходимо рассматривать как единый объект разработки (рис. 6).

Рис. 6. Выход индикатора с водой водозаборной скв. №422 (карбонатные отложения)
Рис. 6. Выход индикатора с водой водозаборной скв. №422 (карбонатные отложения)

БЕРЕЗОВСКАЯ ПЛОЩАДЬ

На опытном участке Березовской площади Ромашкинского месторождения (пласт Д0) источником водоснабжения для ППД служат водозаборные скважины №21502 и 21506. В нагнетательные скважины №8136, 13478 и 21503 были одновременно закачаны оторочки трех разных индикаторов: флуоресцеина, эозина и родамина. Контроль содержания этих индикаторов в закачиваемой воде проводился регулярно непосредственно после закачки (рис. 7).

Рис. 7. Направления фильтрации флуоресцеина, эозина и родамина во втором блоке Березовской пл. (пласт Д0)
Рис. 7. Направления фильтрации флуоресцеина, эозина и родамина во втором блоке Березовской пл. (пласт Д0)

На завершающей стадии индикаторного исследования был проведен отбор из смежной водозаборной скважины №21502. В ее воде обнаружились все три индикатора, что свидетельствует о наличии гидродинамической связи нагнетательных скважин с водозаборными (рис. 8).

Рис. 8. Выход индикаторов с водой на водозаборных скв. №21506 и 21502
Рис. 8. Выход индикаторов с водой на водозаборных скв. №21506 и 21502

МИННИБАЕВСКАЯ ПЛОЩАДЬ

На опытном участке Миннибаевской площади исследования проводились с использованием тех же трех индикаторов и определением направлений их фильтрации. После закачки через нагнетательную скважину №20214 в пласты Б3, Г1 родамина в добываемой продукции было обнаружено 5% этого индикатора (рис. 9).

Рис. 9. Направления фильтрации родамина на опытном участке Миннибаевской площади
Рис. 9. Направления фильтрации родамина на опытном участке Миннибаевской площади

В нагнетательную скважину №20190 закачивали эозин: на поверхность извлечено 1,3% от объема, закачанного в пласт (рис. 10).

Рис. 10. Направления фильтрации эозина на опытном участке Миннибаевской площади
Рис. 10. Направления фильтрации эозина на опытном участке Миннибаевской площади

В нагнетательную скважину №20187 был закачан индикатор флуоресцеин: на поверхность извлечено порядка 1% индикатора (рис. 11).

Рис. 11. Направления фильтрации флуоресцеина на опытном участке Миннибаевской площади
Рис. 11. Направления фильтрации флуоресцеина на опытном участке Миннибаевской площади

Графики выхода индикатора с добываемой водой из водозаборных скважин (рис. 12) показывают, что следы флуоресцеина зарегистрированы в воде водозаборных скважин. Это говорит о наличии гидродинамической связи между нагнетательными и водозаборными скважинами, что свидетельствует о непроизводительной закачке воды.

Рис. 12. Выход индикаторов из водозаборных скважин на опытном участке Миннибаевской площади
Рис. 12. Выход индикаторов из водозаборных скважин на опытном участке Миннибаевской площади

ВЫВОДЫ

Приведенные примеры доказывают эффективность индикаторных исследований для определения качества проведенных ГТМ, а также уточнения гидродинамической и геологической картины на опытных участках.

Установлено, что карбонатные и терригенные коллекторы исследованных опытных участков месторождений послойно неоднородны по фильтрационным свойствам по разрезу и зонально неоднородны по простиранию.

При планировании и строительстве системы ППД с использованием водозаборных скважин необходимо тщательно исследовать и учитывать геологические особенности объектов разработки.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Петр Николаевич, какие максимальные скорости фильтрации жидкости были зарегистрированы в ходе индикаторных исследований? И от чего зависит этот показатель?
Петр Кубарев: Максимальные скорости были более 1 км/сут. Скорости сложно предсказать, они зависят от многих фак-
торов. Например, в скважинах, где проводились ГРП, скорости фильтрации жидкости могут составлять несколько сотен м/сут.
Вопрос: Вы отметили, что в одном случае продолжительность индикаторного исследования составила 145 суток, а в другом – 380 суток. Позволяет ли увеличение длительности исследования получить больше данных?
П.К.: Безусловно. В случае более длительных исследований можно выявить каналы фильтрации, рассчитать их производительность, а потом по этим данным уточнить геологическое строение пласта.
Вопрос: Проводится ли у вас почасовой отбор проб добываемой продукции после закачки индикатора?
П.К.: Нет, это было бы слишком затратно.
Реплика: Но ведь вы можете упустить часть информации…
П.К.: Конечно, при проведении почасового отбора проб можно было бы получить более точные данные. А еще более точные – в случае, если бы анализ добываемой продукции осуществлялся в режиме реального времени. Но у нас такой возможности нет, приходится довольствоваться существующей методикой.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Насосные установки для ППД
Плунжерные насосы для ППД
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №12/2017

Инженерная практика

Выпуск №12/2017

Промысловые трубопроводы. Разработка месторождений. Механизированная добыча нефти
Волоконно-оптический мониторинг трубопроводовМеталлические сборно-разборные трубопроводыРотационная сварка трубопроводов трениемЗащитные покрытия, защита трубопроводов от коррозии и биокоррозииРемонт и противоаварийная защита трубопроводовМоделирование и маркерная диагностика притока в горизонтальные скважины с МГРПВнедрение плунжерных глубинных насосов с канатными штангами
Ближайшее совещание
Трубопроводный транспорт
Трубопроводы — 2018
7-я Производственно-техническая конференция

Промысловые трубопроводы ‘2018. Обеспечение целостности и эффективности систем промыслового транспорта

13-14 февраля 2018 г., г. Пермь
Работа Конференции направлена на обмен опытом и анализ эффективности применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения, обсуждение опыта и технологий применения трубной продукции из различных сплавов и альтернативных материалов, проведение мониторинга и методов диагностики трубопроводов, в том числе: инфразвуковая система мониторинга, внутритрубная диагностика, методы определение утечек и несанкционированных врезок в нефтепроводы с применением беспилотных летательных аппаратов, а так же другим актуальным вопросам эксплуатации системы трубопроводного транспорта.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.