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

Новый подход к исследованию скважин: маркерная диагностика профилей притоков в горизонтальных скважинах

Предлагаемая Вашему вниманию статья содержит обзор причин востребованности и перспектив применения в нефтедобывающей отрасли альтернативных методов исследования скважин, таких как построение профилей притоков в горизонтальных скважинах с помощью маркерной диагностики. Приводится описание одного из наиболее передовых методов исследования скважин после проведения многостадийного гидроразрыва пласта с использованием квантовых маркеров-репортеров, позволяющего сократить количество внутрискважинных операций, снизить стоимость и аварийность исследования скважин, а также реализовать постоянный мониторинг работы интервалов скважины в течение длительного периода времени.

20.01.2018 Инженерная практика №12/2017
Овчинников Кирилл Николаевич Технический директор ООО «ГеоСплит»
Бузин Павел Владимирович Руководитель научно-исследовательской лаборатории ООО «ГеоСплит», к.х.н.
Сапрыкина Ксения Михайловна Технический инженер ООО «ГеоСплит»

Ключевым фактором, влияющим на развитие горизонтального бурения, в последние годы стал более высокий экономический эффект от строительства горизонтальных стволов по сравнению с наклонно-направленными скважинами. Как показывает мировой опыт, дебиты горизонтальных скважин (ГС) в среднем в 3-8 раз выше, чем вертикальных или наклонно-направленных скважин, разрабатывающих тот же продуктивный пласт, что позволяет сократить операционные затраты и оптимизировать сетку добывающих скважин.

В 2016 году количество горизонтальных и наклонно-направленных скважин на российских месторождениях достигло почти 8000, увеличившись за последние восемь лет на 30% (рис. 1) [1].

Рис. 1. Фонд горизонтальных и наклонно-направленных скважин (по данным ЦДУ ТЭК)
Рис. 1. Фонд горизонтальных и наклонно-направленных скважин (по данным ЦДУ ТЭК)

Вероятнее всего, в период с 2018 по 2023 годы произойдет сокращение объемов бурения, так как в этот временной интервал не планируется массового ввода крупных месторождений, а начиная с 2023 года будут вводиться в промышленную разработку крупные месторождения второй очереди в Эвенкии и нефтяные месторождения в южной части полуострова Ямал.

В связи с истощением запасов и ухудшением геологических условий разработки отмечается постепенное падение пластового давления и, как следствие, снижение дебитов скважин. В связи с этим компаниям необходимо предпринимать меры для поддержания уровня добычи: вводить в эксплуатацию новые скважины либо применять геолого-технические мероприятия (ГТМ), включая многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП).

Около 90% проектов строительства ГС сопровождаются проведением МГРП той или иной стадийности, зависящей от длины горизонтальных участков (стволов) и геологических особенностей конкретных пластов [2]. Количество операций МГРП постепенно возрастает пропорционально увеличению числа вводимых ГС и боковых горизонтальных стволов практически во всех регионах добычи углеводородов.

ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПОСЛЕ МГРП

Анализ эффективности МГРП традиционно основывается на оценке результатов заканчивания скважин и петрофизических характеристик пласта, продуктивности каждого интервала МГРП. При этом проведение исследований скважин после МГРП обеспечивает возможность, основываясь на получаемой информации, судить об эффективности проводимых работ, устанавливать закономерности распределения давления, температуры, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и скоростей выработки запасов на месторождении, а также корректировать последующие проекты бурения и заканчивания скважин для оптимизации будущего дизайна скважины.

Часто, ввиду того, что геологические условия в пределах одного месторождения сходны, конструкция проектируемых скважин оказывается идентичной пилотной. В связи с этим вопросы подбора оптимальной конструкции скважины, расположения муфт ГРП, режимов работы, увеличения добычи углеводородов путем задержки прорывов газа или воды, уравнивания притока в ГС становятся еще более актуальными.

На сегодняшний день большинство ГС оборудованы компоновками с неуправляемыми портами – и только 12% скважин оборудованы устройствами для контроля притока нерегулируемого и регулируемого типов (ICD, Inflow Control Device). Ожидается, что к 2026 году этот параметр возрастет примерно до 50% случаев [1]. Такие устройства помогают понять, как ведет себя пласт, улучшить работу скважины, корректировать работу пласта путем определения оптимального распределения падения давления и сохранения равномерной добычи. Эти устройства позволяют эффективно бороться с прорывами воды или газа. Очевидно, что без точной, а самое важное – оперативной, информации о притоках из различных интервалов скважин и портов ценность подобных устройств резко падает. Например, места прорыва воды могут быть определены путем включения в состав комплекса промысловых геофизических исследований (ПГИ) приборов для шумометрии или термометрии. Однако это ведет к удорожанию внутрискважинных операций.

Специфика ГС требует решения таких вопросов, как снятие данных по фазам флюида по всему сечению ствола скважины установкой нескольких спиннеров на прибор ПГИ, влияние колонны гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) на точность измерения давления и расходов. Зачастую в условиях ГС стандартная механическая расходометрия становится неинформативной, а показания методов определения состава отражают, в первую очередь, не работу пластов, а характер заполнения ствола скважин [3]. Применение стандартных комплексов ПГИ с одной турбиной расходомера, традиционно использовавшихся в вертикальных скважинах, оказалось неоптимальным решением для ГС, что связано со множеством ошибок [4]. Более успешное исследование может быть выполнено с помощью специализированного аппаратного комплекса, способного уверенно решать поставленные задачи в скважинах с многофазным течением и расслоенным потоком.

Применение маркеров, устанавливаемых на устройства контроля притока, может служить одним из новых решений, которое, однако, не лишено технических ограничений. Для определения количественного состава притока по углеводородам и воде необходимо останавливать скважину на длительное время (порядка 12 ч), для того чтобы концентрация меченых частиц была достаточной для проведения исследования, что, конечно, сказывается на стоимостных показателях для заказчика и эффективности работы. Также вопрос вызывает точность определения участка ствола, из которого поступает приток: например, если работает только зона, близкая к входу скважины в пласт, то может ли зона окончательного забоя быть активированной именно этим флюидом?

ПРИМЕНЕНИЕ СПЕКТРАЛЬНОЙ ШУМОМЕТРИИ И ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ В ГС

Горизонтальные скважины предъявляют дополнительные требования к выбору метода диагностики притоков. Это обусловлено малым изменением геотермической температуры по длине горизонтального участка и меньшими депрессиями на пласт, чем при исследовании вертикальных скважин. В последние годы в комплекс ПГИ вводятся блоки измерения спектральной шумометрии, с помощью которых можно получить волновую картину акустической эмиссии и выделить средне- и высокочастотные аномалии, связанные с фильтрацией флюида в трещинах и порах коллектора. Эти аномалии позволяют определять работающие интервалы пласта на фоне низкочастотных помех, ассоциирующихся с течением пластового флюида в стволе скважины.

Для малопродуктивных месторождений с высоковязкой нефтью важно использовать высокочувствительную термометрию для нивелирования влияния движения струны прибора и ограничения скорости замера (не выше 5 м/мин). Термометрия достаточно чувствительна к неинформативным эффектам (границы раздела фаз, процесс смешивания флюида во внутрискважинном пространстве), поэтому для проведения исследования методом высокоточной термометрии необходимы специальные скважинные термометры.

Определение трехфазного потока с помощью термометрии требует достаточно длительного времени, затрачиваемого на выявление более-менее понятных температурных аномалий, с которыми можно работать. К тому же точность определения количественных значений трехкомпонентного дебита у отечественных приборов весьма невысока. Данные расходометрии используются как данные о составе притока по стволу и об общем притоке на входе в НКТ и далее при помощи симуляторов раскладываются по интервалам. Качественно приток достаточно достоверно определяется по шумометрии, а количественно – уже при моделировании с использованием термограммы в интервалах, определенных с помощью термометрии.

Шумометрия позволяет выявить интервалы движения флюида по пласту и определить аномалии термометрии, связанные с эффектом притока по пласту в ГС. Для моделирования температуры скважины, многопластового резервуара и вмещающих толщ, а также установления динамики потоков жидкости в многопластовой системе используется термогидросимулятор TERMOSIM (TGT).

Помимо технических ограничений, таких как необходимость останавливать скважину, проводить исследование в искусственном режиме, невозможность проведения ПГИ, для ряда компоновок МГРП спускаемые в скважину комплексы ПГИ позволяют получать только единовременную картину притоков в скважине. Они не позволяют выполнять исследование скважин в течение продолжительного времени и получать динамическую картину работы интервалов скважины. Кроме того, при внутрискважинных операциях существуют риски прихвата или потери забойных инструментов, что требует длительных и дорогостоящих ловильных работ. Наконец, усложнение конструкции комплексов ПГИ также неизбежно сказывается на стоимости работ.

ТЕХНОЛОГИЯ ПОСТРОЕНИЯ ПРОФИЛЕЙ ПРИТОКОВ СКВАЖИН С ПОМОЩЬЮ МАРКЕРОВ-РЕПОРТЕРОВ ИЗ КВАНТОВЫХ ТОЧЕК

Исследования скважин c применением маркированного проппанта лишены вышеприведенных ограничений и позволяют повысить эффективность диагностики притоков в скважинах после МГРП при разработке нефтяных и газовых месторождений. Принципиальное отличие данной технологии от традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС) заключается в возможности мониторинга работы портов в скважине на протяжении длительного периода времени при значительном уменьшении задействованных ресурсов, сокращении расходов и повышении безопасности производства. Размещение маркероврепортеров в нефтяном пласте на долгосрочный период и последующий их анализ на поверхности после выноса потоком скважинного флюида позволяют вывести управление работой скважины на качественно новый уровень.

Метод основан на закачке фиксированного объема маркированного (с нанесением квантовых точек) проппанта в каждую из стадий МГРП. В процессе освоения скважины производится отбор устьевых проб флюида с определенной периодичностью, по результатам анализа проб выполняется количественная оценка вклада каждой стадии в дебит скважины (отдельно по жидким углеводородам и воде).

Ключевое отличие технологии от существующих состоит в синтезе комбинаций маркеров-репортеров из квантовых точек, стабилизированных полимерной оболочкой [5]. Квантовые точки — это нанокристаллы размером в 2-10 нм, состоящие из сотен атомов, полученные при помощи коллоидного синтеза и покрытые слоем адсорбированных поверхностно-активных молекул [6]. Квантовые точки флуоресцируют в разных областях электромагнитного спектра в зависимости от своего размера [7, 8].

Маркеры-репортеры, созданные из квантовых точек, обладают уникальной способностью поглощать энергию в широком диапазоне спектра и испускать узкий спектр световых волн, который можно регистрировать. При этом благодаря своему химическому составу квантовые точки более устойчивы, чем природные флуорофоры, и способны выдерживать воздействие кислот и высоких температур.

Рис. 2. Концентраты маркеров-репортеров для внедрения в полимерную оболочку проппанта
Рис. 2. Концентраты маркеров-репортеров для внедрения в полимерную оболочку проппанта

Использование квантовых точек в маркированном проппанте GEOSPLIT позволяет создавать большое количество различных по своим физическим характеристикам маркеров-репортеров (более 60), называемых сигнатурами (рис. 2). Для каждой ступени или интервала используется своя уникальная сигнатура, что позволяет исключить ошибки при интерпретации и использовать маркированный проппант при многостадийном ГРП, включающем 30 и более стадий.

Различные типы и комбинации маркеров-репортеров размером в несколько микрон вводятся в полимерное покрытие проппанта, которое постепенно разрушается при контакте с нефтью и водой (рис. 3).

Рис. 3. Структура маркированного проппанта с маркерами-репортерами из квантовых точек
Рис. 3. Структура маркированного проппанта с маркерами-репортерами из квантовых точек

Маркированный проппант добавляют к основной массе обычного проппанта и закачивают как расклинивающий материал в пласт при гидроразрыве пласта. В последующий длительный (не менее года) период происходит постепенное вымывание маркеров-репортеров водой и углеводородной фазой и их вынос потоком пластового флюида на поверхность.

Энергии маркеров недостаточно для последующего перехода из одной фазы в другую даже при условии длительного центрифугирования на 3000 оборотов в минуту. Маркеры-репортеры не преодолевают границы раздела фаз и сохраняются в «своей» фазе сколь угодно долго. Таким образом, каждая из фаз пластового флюида надежно обеспечивается своей порцией индикаторов.

Пробы скважинного флюида, взятые на устье скважины, проходят этап пробоподготовки, включающей в себя разделение углеводородной и водной фаз пластового флюида согласно методу, изложенному в ASTM 4006 «Standard Test Method for Water in Crude Oil by Distillation» с использованием деэмульгатора и центрифугирования. Далее разделенные углеводородная и водная фазы проб анализируются в автоматическом режиме с помощью аналитического программно-аппаратного комплекса GEOSPLIT (рис. 4). Метод основан на исследовании дисперсных сред в режиме поштучного анализа элементов дисперсной фазы по сигналам светорассеяния и флуоресценции.

Рис. 4. Схема Аналитического аппаратно-программного комплекса GEOSPLIT
Рис. 4. Схема Аналитического аппаратно-программного комплекса GEOSPLIT

В результате обработки подготовленных проб регистрируются события, представляющие собой оптические неоднородности в оптически однородной подвижной фазе. Так как используемые оптические метки (маркеры-репортеры) обладают характерным «свечением» в своей спектральной области, используемое программное обеспечение позволяет отделить каждую из используемых для анализа сигнатур среди большого множества регистрируемых «событий».

Определение описанных выше характеристических областей проводится на основе данных лабораторных экспериментов, моделирующих каждую сигнатуру в отдельности, а также их многочисленные сочетания. Полученные данные интерпретируются с помощью программного обеспечения и визуализируются в виде графиков притока по стадиям МГРП во времени и накопленных дебитов жидких углеводородов и воды в каждой из стадий.

ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

В 2017 году были проведены лабораторные испытания технологии согласно программе, составленной совместно с научно-техническим центром одной из крупнейших добывающих компаний.

Первые два этапа испытаний проводились с целью установления корректности распознавания индивидуальных сигнатур и работы аналитического аппаратно-программного комплекса GEOSPLIT. Комиссия заказчика произвела шифрование проб проппанта буквенно-численным кодом (без участия представителя компании GEOSPLIT), документ с расшифровкой кода остался в распоряжении Заказчика. Представителю GEOSPLIT были переданы зашифрованные пробы в количестве 30 штук, и в течение семи дней с момента получения проб в научно-исследовательской лаборатории GEOSPLIT были проведены исследования по определению сигнатур в пробах маркированного проппанта.

Последующие два этапа включали подтверждение возможностей распознавания индивидуальных сигнатур маркеров, а также уникальный тест, касающийся определения процентного содержания сигнатур в смесях с малыми объемами проппанта. По результатам испытаний была подтверждена однозначность определения сигнатур и высокая точность измерения (со средней погрешностью 1-2%) (см. таблицу).

Таблица 1. Сравнение результатов испытаний, определение сигнатур проппанта и процентного соотношения в пробах
Таблица 1. Сравнение результатов испытаний, определение сигнатур проппанта и процентного соотношения в пробах

Также был произведен ряд лабораторных экспериментов, подтверждающих возможность мониторинга притоков различных интервалов в горизонтальных стволах скважин. С помощью лабораторного стенда было смоделировано размещение проппанта, маркированного различными комбинациями квантовых точек в семи зонах горизонтально расположенного трубопровода с изменением расходов закачки смеси нефти и воды, а также их процентного соотношения.

ПОЛЕВОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МАРКИРОВАННОГО ПРОППАНТА

Одним из примеров успешного полевого применения технологии стали работы, проведенные на нефтяном месторождении Западной Сибири в скважине с пятистадийным МГРП. При проведении ГРП каждая трещина была заполнена 15 т маркированного проппанта GEOSPLIT с разрушаемым полимерным покрытием с индивидуальными сигнатурами маркеров-репортеров.

По результатам обработки 28 устьевых проб, отобранных в течение четырех месяцев, был построен график работы каждой стадии по нефти за исследуемый период времени (рис. 5). Такое представление данных позволяет проанализировать работу скважины и провести постадийный анализ динамики отбора жидкости, добычи нефти, обводненности продукции и других основных показателей разработки.

Рис. 5. Распределение работы портов по нефти за период исследований, %
Рис. 5. Распределение работы портов по нефти за период исследований, %

Очевидно, что наибольшая продуктивность наблюдается у порта 5, несмотря на то, что данные дебита варьируются и отмечен тренд снижения к четвертому периоду исследований практически в 1,5 раза – с 58 до 36%. Показатели по притоку порта 1 в период исследований постепенно возрастают. Значения, характеризующие профиль притока по порту 3, увеличились более чем в два раза с 9 до 22%. Порт 4 показывает устойчивую и весьма эффективную работу в течение всего периода исследований, средний показатель эффективности работы порта составляет порядка 25%. По результатам исследований отдельно по нефти и воде можно составить сводный график эффективности работы каждого порта (рис. 6).

Рис. 6. Суммарная эффективность работы ступеней (нефтяное месторождение в Западной Сибири), %
Рис. 6. Суммарная эффективность работы ступеней (нефтяное месторождение в Западной Сибири), %

В поступивших в лабораторию пробах свободная вода содержалась в незначительном количестве образцов, порты 2 и 4 дают примерно одинаковое количество воды в общий дебит скважины, порт 1 вносит наименьший вклад в общую обводненность флюида.

Анализируя данные по суммарной эффективности работы ступеней МГРП за весь период исследования (рис. 6), можно отметить, что порт 2 вносит наименьший вклад в общий дебит скважины, а порт 5 отмечен как эффективно работающий с максимальным притоком нефти.

Таким образом, у специалистов, занимающихся оценкой эффективности разработки месторождения, появляются уникальные статистические данные для принятия управленческих решений, которые не могут быть обеспечены стандартными методами исследования скважин ввиду высокой стоимости разовых операций.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Зачастую внедрение новых разработок в нефтегазовом секторе вызывает множество вопросов, среди которых технологическая эффективность ее применения в промысловых условиях, а главное – экономический эффект.

Несмотря на присущий отрасли традиционный консерватизм, внедрение новых подходов к проведению исследований скважин поможет крупным нефтегазовым компаниям оптимизировать затраты на поддержание существующих и развитие будущих проектов. В качестве подобного перспективного метода успешно зарекомендовала себя технология исследования скважин с использованием квантовых маркеров-репортеров, внедренных в полимерное покрытие проппанта. Важное отличие маркеров-репортеров из квантовых точек от традиционных методов ГИС заключается в возможности вести мониторинг работы портов в скважине на протяжении длительного периода времени при существенном сокращении задействованного оборудования и персонала, снижения расходов и повышения безопасности производства.

Мониторинг профилей притоков с использованием маркеров-репортеров из квантовых точек позволяет решать ряд важных задач, таких как:

  • оценка профиля притока скважины после МГРП;
  • оценка работы каждой ступени по воде и нефти;
  • оптимизация технических решений по заканчиванию скважин на ранних стадиях разработки месторождения;
  • анализ потенциального долгосрочного извлечения флюида;
  • получение развернутой информации для анализа взаимного влияния соседних скважин;
  • получение информации о динамике выработки участка нефтяного пласта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Бузин П.В., Гурьянов А.В., Каташов А.Ю., Овчинников К.Н. и др. Перспективы применения маркерных методов для исследования горизонтальных скважин // Время Колтюбинга. Время ГРП. – 2017. – №3 (061). – С. 34-46.
  2. ЦДУ ТЭК, Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса, Статистические данные по отраслям ТЭК, Отчет «Скважины, законченные строительством в эксплуатационном бурении», 2017
  3. Heddleston D. Horizontal Well Production Logging Deployment and Measurment Techniques for US Land Shale Hydrocarbon Plays //SPE 120591, 2009
  4. Колесникова А.А., Кременецкий М.И., Ипатов А.И. и др. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке // Нефтяное хозяйство. – 2016. – №8. – C. 84-88.
  5. Гурьянов А.В., Каташов А.Ю., Овчинников К.Н. и др. Диагностика и мониторинг притоков скважин с помощью трассеров на квантовых точках // Время Колтюбинга. Время ГРП. – 2017. – №2 (060). – С. 40-49.
  6. Kawasaki et al. – Nanotechnology, nanomedicine, and the development of new, effective therapies for cancer // Nanomedicine: Nanotechnology, Biology, and Medicine. – 2005. – Vol.1. – Р. 101-109.
  7. Alivisatos et al. Quantum dots as cellular probes // Ann. Rev. Biomed. Eng. – 2005. – P. 55-76.
  8. Ekimov A.I., Onushchenko A.A. Quantum size effect in the optical-spectra of semiconductor micro-crystals // Soviet Physics: Semiconductors. – 1982. – Р. 775–778.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт эксплуатации УШГН с канатной штангой на скважинах АО «Самаранефтегаз»
Модель динамики притока жидкости в анизотропном пласте к горизонтальной скважине с МГРП
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №02/2018

Инженерная практика

Выпуск №02/2018

Системы мониторинга и управления для механизированной добычи нефти. Подготовка и транспорт скважинной продукции
Применение ТМС в скважинах осложненного фондаУдаленный мониторинг и управлениеОПИ ИСУ УЭЦН с виртуальным расходомером и УШГН с вентильным приводомКонтроль энергоэффективностиЕдиный протокол ТМС ПАО «ЛУКОЙЛ»Мобильная установка-стенд для испытания технологий подготовки скважинной продукцииМониторинг транспорта многофазной продукцииАнализ эффективности облегчения тампонажных составов
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Разработка месторождений
ОВП — 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Ограничение водопритока ‘2018

17-18 мая 2018 г., г. Уфа
Обмен опытом и анализ эффективности методов и технологий предотвращения и снижения обводнения продукции скважин на всех этапах разработки месторождения — начиная с проектирования системы разработки месторождений с учетом геологических условий и обеспечения качественного цементирования строящихся скважин и заканчивая технологиями РИР. Планируются выезды на производственные площадки предприятий.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда — июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.