ИНДИКАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ РЕШЕНИИ Н..


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
УДК 553.98

ИНДИКАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

СКВАЖИН

ПРИ РЕШЕНИИ НЕФТЕ
-

И
ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ ЗАДАЧ

Трунов

Н.М.
,
Грибов

В.С.
, Салтыкова

Н.Н.
,

Мурыгин

А.П.
,
Ластенко

И.П.

Гидрохимический институт, НПП «Сирена
-


E
-
mail:
ntrunov@mail.ru


В статье
о
писывается применени
е

разработанных и широко апробированных ООО
НПП«Сирена
-


новых многоцветных флуоресцентных трассеров на дисперсионной
основе с высокочувствительным люминесцентно
-
микроскопическим методом их
количественного определения в любых

средах, включая пластовые вод
ы
. Приведены
примеры успешного применения
новых
трассер
ов

на ряде месторождений России и стран
СНГ.

В последние годы в нефтедобывающей промышленности резко обозначилась
тенденция роста в общем балансе осваиваемых месторождений доли трудноизвлекаемых
запасо
в углеводородного сырья (свыше 50%). Резко увеличивается число месторождений
с высокой степенью обводненности. В этих условиях возникает необходимость
детального контроля за динамикой пластовых жидкостей. Особенно это важно при
разработке месторождений с и
спользованием широко используемой в нашей стране и за
рубежом технологии заводнения.

Как известно, технология заводнения основывается на нагнетании в пласт в процессе
разработки месторождения воды. Вода поступает в пласт через нагнетательные скважины,
рас
положенные более или менее равномерно между добывающими. При движении по
пласту от забоев нагнетательных скважин вода вымывает оставшуюся нефть и
проталкивает ее по направлению к участкам с пониженным давлением т.е. к забоям
добывающих скважин. Применение
внутри
-

и законтурного заводнения при разработке
месторождений приводит к значительному перераспределению пластовых давлений в
продуктивных пластах, изменению направленности и скоростей движения пластовых вод,
смещению контуров нефтеносности, интенсификаци
и перетоков между отдельными
водоносными комплексами и продуктивными пластами. При этом наблюдается рост как
горизонтальных, так и вертикальных градиентов напора, вызывающих миграцию флюидов
между водо
-
нефтеносными комплексами через гидрогеологические «окн
а» литолого
-
фациального, тектонического и техногенного происхождения.

По мере разработки месторождения таким способом происходят неизбежные
увеличения флюидопроводимости пласта по некоторым наиболее легко промываемым
направлениям. Это приводит к тому, что
в зонах нагнетания по этим направлениям
происходит резкое возрастание скоростей движения подземных вод, приводящее в конце
концов к преждевременному прорыву воды к добывающим скважинам. Следствием этого
является низкий охват пласта заводнением, непродуктив
ной перекачке огромных объемов
воды, которая, двигаясь по уже промытым зонам, не совершает полезной работы по
продвижению нефти к забоям добывающих скважин, которые сильно обводняются
(зачастую полностью), в то время как еще большая часть продуктивного гор
изонта
остается невыработанной. Единственный способ избежать подобного развития событий
заключается в выравнивании фронта нагнетания воды по мощности пласта (профилю
приемистости) путем регулирования процесса заводнения.

Подобные задачи возникают и при исп
ользовании других, широко используемых,
методов повышения нефтеотдачи пластов, таких как физико
-
химические воздействия на
пласт, гидроразрыв пласта и т.п.

В зарубежной практике ГРП стал неотъемлемой частью цикла эксплуатации скважин
при разработке месторож
дений с низкопроницаемыми пластами. По расчетам нефтяников,
для получения достаточного эффекта от применения ГРП длина трещин должна
составлять 250
-
300 м. При этом материалы для укрепления трещин достаточно долго (до 3
лет) должны сохранять эффект от стиму
ляции скважин. С конца 80
-
х годов ГРП получил
широкое распространение на российских месторождениях. Однако и метод ГРП без
достоверной информации по гидродинамике пласта может привести (и часто уже
приводит!) и к негативным результатам. Уже известно большо
е количество случаев
резкого уменьшения дебитов нефти и (или) увеличения обводненности продукции
скважин


там, где дорогостоящая операция ГРП проведена не оптимально. При этом
появление излишних трещин в продуктивном пласте и уход в них закачиваемой воды
зачастую оставляют невовлеченными в разработку малопроницаемые слои, в то время как
закачиваемая вода устремляется к добывающим скважинам по промытым трещинам.

Таким образом, и в случае применения ГРП критическим элементом в контроле за
разработкой являетс
я достоверная картина движения флюидов во времени и в
пространстве.

Во всех рассмотренных случаях одним из главных условий успешного применения
технологии заводнения явл­яется равномерное вытеснение нефти, исключающее прорывы
воды по путям наименьшего сопр
отивления. Такие прорывы можно предотвратить с
помощью:

1) оптимизации процесса закачки воды на основе регулирования дебита
нагнетающих скважин;

2) изоляции сильно поглощающих участков;

3) частичного уменьшением проницаемости наиболее поглощающих зон.

При
этом, управление процессами заводнения можно осуществить лишь на основе
достоверной информации о гидродинамических процессах в разрабатываемом пласте,
прежде всего, информации о реальных скоростях и направлениях движения подземных
вод.

В настоящее время по
лучить такую информацию, особенно в условиях
действующего нефтедобывающего предприятия, можно только с помощью индикаторных
(трассерных) методов. Объясняется это тем, что применение индикаторных методов в
нефтегазопромысловой геологии позволяет получить ре
презентативную количественную
информацию о направлении и скоростях движения флюидов в исследуемых пластах,
оценить основные фильтрационные параметры и наличие межпластовых перетоков, а
также надѐжную информацию о техническом состоянии скважин. Применение э
тих
методов дает возможность определить направление движения пластовых жидкостей и
нагнетаемой в залежи воды, распределение потоков по пластам и между отдельными
скважинами и источниками их обводнения, гидродинамическую связь по площади и
разрезу залежей,
исследовать анизотропию коллекторов, определить эффективность
процесса вытеснения нефти, степень влияния на него отдельных скважин и режима их
дренирования и нагнетания и т.д.

Отдельные, зачастую, успешные попытки использовать трассерные методы
предпринима
лись различными исследователями нефтяных месторождений Северного
Кавказа, Белоруссии, Татарии, Самарской, Пермской, Тюменской областях и т.п. В
основном решались задачи прослеживания фильтрационных потоков между скважинами,
установления истинных скоростей
и направлений движения пластовых жидкостей и
нагнетаемой в залежь воды, установления коллекторских свойств пласта в условиях его
естественного залегания и т.п. Наиболее часто трассерные исследования использовались
для определения осредненных значений фильт
рационных параметров пластов на участках
между нагнетательными и добывающими скважинами. При этом устанавливалось наличие
или отсутствие гидродинамической связи по пласту между забоями исследуемых скважин,
средние значения гидропроводности и пьезопроводнос
ти пласта.

Несмотря на очевидные достоинства, индикаторные методы используются до сих
пор достаточно ограниченно, часто работы преследуют чисто исследовательские цели.
Существующее положение объясняется двумя важнейшими причинами.

Главная причина недостато
чно широкого внедрения индикаторных методов в
практике промысловых работ заключалась в отсутствии дешѐвых, доступных,
экологически безвредных трассеров, пригодных для работы в жестких термобарических
условиях недр при больших разбавлениях и потерях индикат
оров.

Распространенные известные трассеры, в основе которых используется растворенная
форма индикаторного вещества, мало пригодны для таких исследований, прежде всего из
-
за низкой чувствительности методов их обнаружения. Такие трассеры можно
использовать д
ля определения осредненных значений фильтрационных параметров
пластов в модельных экспериментах или при небольших расстояниях между
нагнетательными и добывающими скважинами в натурном эксперименте. К тому же для
использования этих трассеров в условиях реал
ьных нефтяных месторождений необходимо
закачивать в пласт
большие

количества индикаторного вещества.

Вторая причина заключается в том, что ни один из существовавших до сих пор
трассеров, не позволял одновременное использование в одном и том же эксперименте

нескольких индикаторов. Вследствие этого трудоемкая и достаточно дорогостоящая
процедура должна повторяться при каждой новой инжекции трассера. В настоящее время
в научно
-
производственном предприятии «Сирена
-
2» разработаны и широко
апробированы новые дисп
ерсионные многоцветные флуоресцентные трассеры с
высокочувствительным

люминесцентно
-
микроскопическим методом их количественного

определения в любых средах, включая пластовые воды

Главные потребительские отличия новых трассеров от уже известных заключаются
в
чрезвычайно высокой чувствительности метода их обнаружения и многоцветности. Новые
трассеры могут определяться в любых жидких средах, в том числе в пластовых водах
любого состава, в сточных водах, в нефтях и т.п. с помощью простого
высокочувствительного
метода. Чувствительность метода определения новых трассеров
не хуже чем у метода радиоизотопов. В одном эксперименте можно использовать
несколько (3
-
5) различающихся по цвету флуоресценции трассеров, что значительно
расширяет возможности метода, позволяет
экономить время и средства. Вследствие
высокой чувствительности метода определения трассеров, расходы трассирующих
веществ в обычных экспериментах чрезвычайно малы. Обычно при проведении
экспериментов с объектами подземной гидросферы используется 750
-

100
0 граммов
сухого препарата трассера.

Достигаются эти качества трассеров за счет того, что индикаторное вещество
используется не в молекулярной форме, а в виде квазиколлоидов
-

микроскопических
дисперсионных полимерных частиц сферической формы с диаметром м
еньше одного
микрона. Полимерные материалы, из которых приготавливаются дисперсионные
индикаторы, обладают устойчивостью к действ
ию нефтепродуктов в термобарических
условиях пласта, их плотность подбирается близкой к плотности визуализируемой среды.
Броуновский характер поведения этих частиц (размеры < 1 мкм) в визуализируемой
жидкой среде и одинаковая с жидкой фазой плотность обесп
ечивают высокую степень
подобия гидродинамических характеристик частиц и среды, что в свою очередь решает
проблему седиментационного осаждения частиц трассеров.

Простота количественного обнаружения новых индикаторов
-
трассеров
обеспечивается яркой флуоресце
нцией полимерных материалов (флуоресцентных
пигментов), из которых приготавливаются индикаторные суспензии. Цвет
флуоресцентного свечения пигментов задается в процессе их приготовления выбором
соответствующих флуорохромов, входящих в состав флуоресцентных
пигментов. Все
технологические процедуры подготовки производятся в стационарных лабораторных
условиях. Готовые к употреблению индикаторы представляют собой
высококонцентрированные пастообразные суспензии или порошки, которые
непосредственно перед инжекцией

индикаторов в пласт разбавляют до стартовых
концентраций той средой, которую предстоит визуализировать. Это необходимо для
выравнивания осредненной плотности «стартового раствора» и визуализируемой среды (в
нашем случае
-

закачиваемой в пласт воды). Совер
шенно очевидно, что для решения
других задач в качестве визуализируемой среды может использоваться нефть или
нефтепрдукты. В этом случае исходные высококонцентрированные суспензии
флуоресцентных частиц приготавливаются на основе нефтепродуктов (керосин, со
ляр).

Важно отметить следующее свойство дисперсионных трассеров. Введенный в
многофазную систему пласта через одну из фаз (нефть или воду) этот индикатор за счет
прочной межфазовой пленки поверхностного натяжения, как правило, остается в своей
фазе. То ест
ь введенные в воду частицы, несмотря на многократные процессы
эмульгирования
-
деэмульгирования, остаются в значительной части в воде. И лишь
отдельные частицы, введенные в воду, при многократном разрушении межфазных пленок,
теоретически могут оказаться в не
фти либо на обрывках пленки, либо изолированными
формами, обязатель­но заключенными в водную оболочку, имеющую достаточно
высокую прочность и обладающую свойствами упругой мембраны. Несмотря на то, что
перешедшая из воды в нефть микроскопическая частица, о
круженная межфазной пленкой
будет иметь плотность несколько большую чем плотность нефти, она будет наряду с
другими частицами попутной воды участвовать в общем движении нефти и воды.
Справедлива и аналогичная схема рассуждений для частиц, введенных в нефть
. Причем и
в этом случае потерь частиц при межфазном переходе нет, так как преодолевшие
межфазный барьер частицы, окруженные нефтяной оболочкой, несмотря на свое
изолированное состояние, будут вести себя как частицы нефти. Естественно эти частицы
будут уча
ствовать в общем движении нефти и воды в пласте. В отобранной пробе,
благодаря меньшему значению осредненной плотности, эти частицы будут тяготеть к
поверхности раздела фаз (вода
-
нефть).

Стартовые концентрации трассеров готовятся за несколько часов (5
-
7) д
о инжекции
трассеров в исследуемые пласты, из концентрированных суспензий путем разбавления
водой, используемой для поддержания пластового давления. Непосредственно перед
началом инжекции и в еѐ конце отбираются пробы стартовых суспензии для определения
на
чальной счетной концентраций трассеров.

Отбор проб водонефтяной смеси из добывающих скважин осуществлялся в
специальные герметически закрываемые бутыли через контрольные краны на скважинах.
Объем отбираемой пробы » 1,5
-

2 литра. Пробы после отбора не фикс
ируются, а
доставляются в полевую лабораторию, развернутую в приспособленном помещении на
территории промысла. Здесь они обрабатываются по специальной методике реагентного
отстаивания с целью отделения нефти от попутной воды.

Попутная вода, полученная в ре
зультате расслоения пробы, после замера общего
объема сливается в чистые пронумерованные бутылки для последующего
транспортирования в стационарную лабораторию. При этом бутылка наполняется таким
образом, чтобы граница раздела фаз (нефти и воды) попала в бу
тылку вместе с водой. По
результатам определения объема вод, полученного из известного объема пробы,
оценивается процент обводнения продукции скважин. Эта информация используется при
обработке экспериментальных данных.

Оставшийся после приготовления к отпр
авке пробы в стационарную лабораторию
объем воды фильтруется здесь же в полевой лаборатории через мембранный фильтр с
размерами пор, меньшими чем диаметр частиц трассера, после чего фильтр
просчитывается по упрощенной методике на полевом флуоресцентном мик
роскопе для
получения оперативной полуколичественной информации о содержании трассера в
отобранных пробах. Эта информация очень важна для оптимизации условий эксперимента
в ходе выполнения работ. В качестве итоговых полученные значения концентраций
трассер
а практически не используются, так как для этих целей предусмотрен специальный
этап работ
-

количественное определение счетных концентраций трассеров в
стационарных условиях.

На заключительном этапе анализируется не только попутная вода, но и зона
водонефт
яного контакта, где, как показано выше могут концентрироваться отдельные
частицы, совершившие в результате многократных процессов эмульгирования
-

деэмульгирования межфазные переходы.

Идентификация и подсчитывание числа частиц на поверхности фильтра на эт
ом
этапе проводится с помощью всего арсенала лабораторных приборов, начиная от
ультразвуковых диспергаторов до современных стационарных флуоресцентных
микроскопов, позволяющих использование методов количественной
микроспектрофлуориметрии на основе фотоэлек
тронной техники.

Полученные в ходе люминесцентно
-
микроскопического анализа данные
обрабатываются на компьютере и для каждой добывающей скважины строится
однотипный набор
схем,
графиков и диаграмм

(Рис.
1,
2)
, наглядно иллюстрирующих
гидродинамические связи

нагнетательных и добывающих скважин. При этом на всех
графических иллюстрациях цвет концентрационной кривой соответствует цвету трассера.



Рис.

1

Диаграмма динамики концентрации трассера в скважине




Рис.

2

Пример распределения трассера из одиночной н
агнетательной скважины
Семеновского месторождения

Основные решаемые задачи при проведении трассерных исследований
позиционируются следующим образом:

-

Определение момента прихода каждого индикатора в отдельные скважины,
определенные Заказчиком как «наблюда
тельные».

-

Определение момента прихода основного фронта вытесняющей жидкости по
отдельным наблюдательным скважинам (через 3
-
6 месяцев после инжекции индикатора в
залежь).

-

Выявление гидродинамических связей

(Рис.
3
,
4
)
, указанных Заказчиком
нагнетательны
х и наблюдательных скважин, характеризующих связь между блоками и
горизонтами залежи, свидетельствующих о наличие литологических «окон» и
слабопроницаемых перемычек.

-

Определение истинных скоростей и направлений движения нагнетаемой воды и
пластовых флюид
ов на исследованных направлениях.

-

Получение сведений о внедрении в продуктивную часть пласта законтурных вод.

-

Определение степени влияния отдельных нагнетательных скважин на обводнение
(образование прорывов воды и конусов обводнения эксплуатационных ск
важин).


Рис.
3

Схема гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими
скважинами Северо
-
Хохряковского месторождения


Рис. 4

Пример распределения трассера (по концентрации) с привязкой к структуре пласта

на Марковском ГКМ

Применение трассеров
нового поколения позволило провести натурные
исследования на целом ряде эксплуатируемых нефтяных месторождений: Лесном
(Предкавказье), Западно
-
Варьеганском и Северо
-
Хохряковском (Западная Сибирь),
Белокаменном (Поволжье), Кара
-
Кудук (республика Казахстан),

Южное Хыльчую
(Ямало
-
ненецкий округ), Ладушкинское и Зайцевское (Калининград), Корчагинское
(российский сектор Каспийского моря) и других.

Эти исследования позволили установить следующие техногенные изменения
природных гидродинамических систем нефтяных ме
сторождений, разрабатываемых с
помощью поддержания пластового давления и других видов активного воздействия на
пласт:

1. Переформирование первоначально порового типа коллектора в трещинно
-
поровый (Западно
-
Варьеганское месторожденияе);

2. Возникновение техн
огенных гидрогеологических окон с перетоками между
эксплуатационными объектами (Западно
-
Варьеганское месторожденияе);

3. Формирование каналов повышенной проводимости (Северо
-
Хохряковское
месторождение);

4. Преобразование на отдельных участках «экранирующих
» тектонических
нарушений в проницаемые вкрест простирания и «транслирующие» по простиранию
(Северо
-
Хохряковское месторождение).

Все исследования с новыми трассерами проводятся с минимальным вмешательством
в обычный режим промысла. Для проведения экспериме
нта необходимо использование на
2,5
-
4 часа цементировочного агрегата ЦА
-
320 или агрегата для кислотной обработки
скважин и автоцистерны с водой.


ЛИТЕРАТУРА


1. Попов И. П. Основные направления повышения эффективности поисков, оценки и
разработки месторожд
ений Западной Сибири // Нефтяное хозяйство.
-
1995.
-

№9.
-

С.

21
-
23.

2. Гарипов В.З. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогноз
нефтедобычи на период до 2015 года // Нефтяное хозяйство.
-
1999.
-

№10.

3. Патент 1310419 СССР, SU 1310419 А1 4 C 09 К
11/06. Способ исследования
динамических процессов в жидкой среде / Н.М. Трунов (СССР).
N3768940 23
-
26;
Заявл
.
18.07.84;
опубл
. 15.05.87.
Бюлл
.N18. 5c.

4. Nikanorov A.M., Trunov N.M. Using a new
-
type of fluorescent tracers to study the
dinamic processes in
surface and ground water // Tracers in Hydrology (Proceedings of the
Yokohama Symposium, July 1993), IANS Publication no. 219, 1993,
-

P. 249
-
251.

5. Технология применения флуоресцентных трассеров
-
маркеров в нефтегазовом
производстве. / Никаноров А.М., Тру
нов Н.М., Тарасов М.Г. и др. // Тез. докладов Первой
Региональной научно
-
технической конференции Вузовская нау
ка
-

Северо
-
Кавказскому
региону
; Секция: Нефть и газ

, май 1997 г., Ставрополь.
-

Ставрополь.
-

1997
.


Приложенные файлы

  • pdf 8869829
    Размер файла: 919 kB Загрузок: 1

Добавить комментарий