СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ МАГНИТНО-ИНДИКАТОРНОГО ТРАССИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
METHOD AND DEVICE FOR MAGNETIC INDICATED TRACING OF OIL DEPOSITS

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, конкретно - к области информационно-аналитического контроля и оптимизации разработки залежей нефти на основе промыслово-геофизических исследований пластовых флюидов методикой/техникой ядерного магнитного резонанса (ЯМР).
Известны различные способы геофизических, гидродинамических и геохимических исследований фильтрации/движения нефти/воды в поровом пространстве, в особенности индикаторные, при разработке продуктивных пластов на основе заводнения [1-3].
Известен способ индикации движения пластовой воды с использованием меченой жидкости на водной основе и метящего вещества -тиомочевины/карбамида, которую закачивают через нагнетательную скважину в пласт и регистрируют поступившее в добывающие скважины ее количество/объем во времени; по этим данным оценивают фильтрационные характеристики заводненного пласта и строят его модель. Вместе с тем меченая жидкость на основе пластовой воды обладает физико-химическими свойствами, отличными от свойств движущейся по пласту нефти, а полученная таким образом информация характеризует в основном фазовую фильтрацию нагнетаемой воды. К практическим ограничениям такой меченой жидкости относятся сложность и невысокая точность ее химического анализа, значительное разбавление и сорбция горной породой при миграции по пласту [Авт. свид. СССР №646036].
Известен способ применения меченой жидкости на основе нефти и метящего вещества - трития. Наряду с известными достоинствами, использование радиоактивных изотопов трития при контроле за разработкой месторождений связано со значительными ограничениями, в том числе с изотопным обменом его атомов, распадом содержащих тритий веществ под действием собственного излучения и неконтролируемым изменением концентрации метящего вещества, особенно при повышенных давлениях и температурах. Биологическая и экологическая опасность соединений трития и большой период полураспада (12,3 года) ограничивают использование такой меченой жидкости [1-3].
Известна меченая жидкость на нефтяной основе с метящим веществом, содержащим для повышения ее стабильности при высокой температуре в пластовых условиях фторуглеродные соединения [Авт. свидетельство СССР №977720].
Наиболее близким аналогом к предлагаемому способу (прототипом) по методической сущности является способ определения емкостно-фильтрационных свойств горных пород на базе ядерного/протонного магнитного резонанса (ЯМР/ПМР), согласно которому последовательно измеряют амплитудные характеристики сигналов свободной индукции (ССИ) от водородо-(протоно-)содержащих жидкостей, сравнивают измеренные величины ССИ и оценивают количества/объемы этих жидкостей в образце горной породы, на основе чего определяют емкость/пористость последней [Авт. свид. СССР №601606].
Наиболее близким аналогом к предлагаемому устройству (прототипом) по технической сущности является устройство для определения пористости/водородосодержания горных пород на основе ЯМР/ПМР, включающее пробоотборник, блок измерения сигналов импульсного ЯМР и блок регистрации этих сигналов от водородосодержащих жидкостей различной природы (нефть, вода) [Авт. свид. СССР №1073654].
Цель настоящего изобретения - повышение информативности и эффективности контроля за разработкой нефтяного месторождения посредством магнитно-индикаторного трассирования (МИТ) и системных исследований фильтрации/движения полифазного флюида по пласту на основе методики/техники импульсного ЯМР.
Поставленная цель достигается тем, что меченую жидкость (МЖ), содержащую базовое вещество - пластовую нефть/воду и метящее вещество (MB) на основе магнитно-резонансных индикаторов-трассеров различного состава/назначения, закачивают в необходимом объеме через нагнетательную скважину в разрабатываемый, например, заводнением, пласт/объект. По мере последующего поступления МЖ в контрольные/ добывающие скважины отбирают наземные/поверхностные пробы пластовой продукции, которые анализируют на содержание MB посредством методики/техники ЯМР. При этом в качестве водорастворимых индикаторов-трассеров MB избирательно применяют неорганические соли различных металлов или/и водный раствор дейтерия, а в составе нефтерастворимых MB - органические соединения/комплексы, которые влияют на магнитно-резонансно-зависимые характеристики разнородных МЖ. Полученные таким образом данные о содержании MB в водной и нефтяной фазах этой продукции и его распределении во времени и пространстве эксплуатируемого пласта/объекта используют, совместно с промыслово-технологическими показателями, для систематического контроля и эффективного управления его разработкой.
Отличительными особенностями патентуемого изобретения служат:
а) одновременное использование МВ/МЖ с водными и нефтяными индикаторами-трассерами;
б) совместное применение нескольких метящих соединений с разными свойствами в нефтяном MB, органично связанных с различными углеводородными комплексами, например, легкими/подвижными и тяжелыми/вязкими;
в) синхронный анализ состава и свойств нефтяной МЖ и нефти, в целом, в процессе пластовой фильтрации.
Достижение этой цели на основе предлагаемого способа/устройства опирается на нижеследующие принципиальные положения.
1.В качестве ядерно-магнитно-резонансных индикаторов-трассеров (искусственных) в составе MB используют:
1.1. на водной основе (МВВ):
1.1.1. MB на базе водорастворимых неорганических образований, например, солей/окислов металлов переходной группы Периодической системы элементов, в том числе 2-х - и 3-х валентных (Cu, Mn, Ni и Fe, Cr, соответственно).
1.1.2. MB на базе водного раствора дейтерия.
1.2. На нефтяной основе (МВН):
6
5
6
4
3
7
3
3
7
3
5
1.2.1. MB на базе нефтерастворимых органических, например, фторуглеродистых соединений - производных бензола, толуола и тяжелых углеводородов, в том числе  СHF, СHFNO, СНFO, СClF.
1.2.2. MB на базе металлоорганических и парамагнитных комплексов, в том числе олигомеров, хелатов и стеаратов и других образований двухвалентных кобальта и марганца.
1.3. на водной и нефтяной основах (МВВН), которые базируются на водорастворимом дейтерии (по п.1.1.2) и нефтерастворимых органических, фторуглеродистых соединениях (по п.1.2.1), соответственно.
2. В качестве естественных протонно-магнитно-резонансных индикаторов фильтрации пластовой нефти используют природные группы углеводородных и других ее соединений, в том числе легкие/подвижные бензиновые и керосиновые фракции и тяжелые/вязкие асфальтено-смолистые вещества.
3. Используемые в составе водных и нефтяных MB соединения/комплексы индикаторов-трассеров термохимически инертны, стабильны во времени и не сорбируются горной породой, причем свойства меченой жидкости с MB на водной основе практически не отличаются от свойств пластовой воды, а скорость движения - от скорости ее фильтрации, тогда как свойства и скорость перемещения МЖ/МВ на нефтяной основе фактически совпадают со свойствами и подвижностью пластовой нефти.
4. Применяемые концентрации индикаторов-трассеров в составе МЖ в рабочем диапазоне обеспечивают необходимую точность их количественной регистрации методикой/техникой ЯМР/ПМР, а также удовлетворяют требованиям экологической безопасности и экономической рентабельности.
5. Одновременное использование МЖ с водо- и нефтерастворимыми индикаторами способствует синхронному проведению полифазного трассирования/прослеживания движения разнородных фаз пластового флюида в естественных условиях гетерогенной породы-коллектора.
6. Совместное применение нескольких МВН с различными свойствами, например, плотностными, реологическими, в составе МЖ на нефтяной основе обеспечивает мультииндикаторное трассирование фильтрации доминирующих составляющих пластовой нефти, в том числе легких и тяжелых ее составляющих.
7. Системное использование в нефтяных МЖ/МВ фторуглеродных индикаторов способствует, синхронно с магнитно-индикаторным трассированием движения пластовой нефти, систематическому анализу ее состава и свойств, в том числе посредством двухчастотной методики/техники импульсного ЯМР/ПМР.
8. Обоснованный выбор комплекса индикаторов-трассеров для магнитно-индикаторного трассирования на основе методики/техники ЯМР обусловлен промыслово-геологическими задачами, геотехническими условиями и режимом разработки нефтяной залежи/пласта.
9. Применение такой методики/техники при магнитно-индикаторном трассировании разрабатываемых нефтяных месторождений/залежей/пластов базируется на нижеследующих отличительных особенностях:
1
9.1. Между количеством/объемом водородо-/протоносодержащего вещества/жидкости и амплитудной характеристикой сигналов свободной индукции (ССИ) ЯМР/ПМР на резонансной частоте ядер водорода (H) - протонов, установлена прямая функциональная связь.
19
9.2. Аналогичная зависимость существует между объемом/количеством фторорганической жидкости и максимальной амплитудой ССИ, измеряемых методикой/техникой ЯМР/ФМР на резонансной частоте ядер фтора (F).
9.3. Важной прикладной особенностью импульсного ЯМР/ПМР служит высокая чувствительность к молекулярной и макроподвижности нефтей/вод, в том числе в поровом пространстве пласта-коллектора.
9.4. Установлена прямая зависимость скорости/времени протонной спин-решеточной/спин-спиновой релаксации (СРР/ССР) водного раствора ионов солей металлов, в том числе Cu, Mn и Fe от его молярности, магнитного момента и содержания ионов.
9.5. Между содержанием/концентрацией индикаторов в МВ/МЖ и временем их поступления на устье добывающей скважины, с одной стороны, структурой и составом породы и ее нефтеводонасыщенности, с другой, установлена функциональная связь/зависимость, на основе которой определяют гетерогенность пласта-коллектора и пластового флюида.
10. При практической реализации установленной зависимости амплитудной характеристики ССИ, например, от фторосодержания нефти в пластовой продукции, применяют градуировочно-аппаратную палетку (ГАП), а аналогичной зависимости скорости протонной ралаксации (ССР/СРР), например, от содержания неорганических солей переходных металлов в пластовой жидкости, - протонно-релаксационную палетку (ПРП), причем эти палетки получают предварительно по данным синхронных определений известных их содержаний в стандартных образцах воды/нефти и соответствующих измерений значений ЯМР характеристик.
1
19
11. Для измерения магнитно-резонансно-чувствительных ЯМР характеристик водонефтесодержащих жидкостей, в том числе пластовых и МЖ, при решении геолого-промысловых задач наиболее эффективно применение импульсной модификации ЯМР на резонансных частотах ядер водорода и фтора (ПМР/ФМР) в сильном магнитном поле, достаточно близких при радиотехнически простой реализации, - например, при напряженности магнитного поля 14,1 кГс резонансная частота H составляет 60 мГц, a F 56,5 мГц.
12. Методико-технические операции настройки и измерения, обработки и регистрации ЯМР характеристик, а также оценки/определения содержания/концентрации индикаторов-трассеров (ИТ) в поверхностных пробах пластовой жидкости при МИТ проводят автоматически в едином технологическом процессе и системной последовательности.
13. Для технической реализации предлагаемого способа используют специальное устройство на базе импульсной аппаратуры ЯМР, дополнительно включающее блоки автоматической настройки, измерения и обработки на частотах ПМР и ФМР, автопереключающий узел и модули автоматической оценки содержаний/концентрации протоно- и фторосодержащих соединений/комплексов в водной и нефтяной фазах пластовой продукции и определения состава/подвижности последней, а также графоаналитического моделирования.
14. Работа технического устройства для реализации предлагаемого способа последовательно осуществляется следующим образом (чертеж): вначале посредством блока 1 проводится автоматическая настройка аппаратуры ЯМР на резонансную частоту ядер водорода - протонов, после чего блоком 2 измеряется приведенная амплитуда ССИ и/или протонная кривая СРР, которая обрабатывается блоком 3 с выделением медленно- и долгоживущих компонент, соответствующих водной и нефтяной фазам пластовой жидкости, затем модулем 4 по величине приведенной амплитуды ССИ и/или скорости СРР водной фазы с помощью функциональных палеток ГАП и/или ПРП оценивается содержание МВВ и концентрация ИТ в водной фазе этой жидкости, а модулем 5 определяется состав и подвижность нефтяной фазы последней повременной характеристике СРР ее долгоживущей компоненты, после чего узлом 6 переключается, а блоком 7 проводится автонастройка аппаратуры на резонансную частоту ФМР и блоком 8 измеряется амплитудная характеристика ССИ от фторсодержащих соединений нефтяной фазы, по которой с помощью модуля 9 и палетки КАП оценивается содержание фтора в нефтяных соединениях/комплексах МВН, а затем - концентрация фторных ИТ в пластовой жидкости; в заключение модулем 10 на основе концентрационно-временных и промыслово-геологических данных проводятся соответствующие графоаналитические расчеты и построения.
15. Для реализации этой цели выход блока 1 настройки на протонно-резонансную частоту соединен со входом измерительного блока 2, а его выход - со входом блока 3 автообработки, выход которого соединен со входами определительских модулей 4 и 5 и переключающего узла 6, чей выход соединен со входом блока 7 автонастройки на частоту ФМР, а его выход - со входом блока 8 измерения характеристик сигналов ФМР, выход которого соединен со входом концентрационного блока 9, а выход последнего - со входом графоаналитического модуля 10, связанного с дисплеем ПК и принтером аппаратуры МР.
На основе использования настоящего изобретения проведены промыслово-геологические работы и технико-технологические мероприятия по контролю за разработкой нефтяных месторождений в Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Волго-Уральской нефтеносных провинциях России. При этом решались основные проблемы/задачи оптимизации эксплуатации продуктивных пластов/объектов, в том числе оценка характера и степени их выработки, изучение фильтрационной неоднородности, установление гидродинамической связи между скважинами, определение направления и скорости движения пластового флюида.
Патентуемые способ и устройство магнитно-индикаторного трассирования продуктивных пластов, особенно на поздней стадии их разработки с заводнением, выгодно отличаются селективной и/или совместной системой контроля движения углеводородной и водной фаз пластового флюида. Такая система позволяет оперативно контролировать и вариативно управлять в режиме on-line рациональной и рентабельной разработкой даже выработанных залежей с оптимальным обеспечением текущей добычи нефти и повышения их конечной нефтеотдачи.
Промышленно-экономическая эффективность настоящего изобретения обеспечивается значительным повышением информативности и точности, оперативности, объективности и производительности геолого-технических мероприятий, работ и исследований на разрабатываемых нефтяных месторождениях России и за рубежом.
Источники информации
1. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра. 1978.
2. Соколовский Э.В., Зайцев В.М. Применение изотопов на нефтяных промыслах. М., Недра. 1971.
3. Методическое руководство по технологии исследования пластов и скважин с использованием индикаторов при контроле и регулировании разработки нефтегазовых залежей для осуществления методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39-0147428-246-89. М., МНиГП. 1990.