СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
CONTROL METHOD OF DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSIT

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации промысловых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.
Данное изобретение может быть использовано, в частности, для:
- определения времени и интервалов прорыва воды по длине добывающей скважины (включает в себя вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные скважины для нефтяных и газовых месторождений);
- определения эффективности очистки ствола скважины при освоении и работающих интервалов;
- определения фазового состава притока флюида в боковых стволах в многозабойных скважинах;
- определения фазового состава притока флюида в многопластовых системах при совместно-раздельной эксплуатации.
На данный момент используются следующие методы мониторинга процесса разработки: закачка трассеров-меток в пласт (индикаторный метод), установка забойных датчиков (или связки датчиков) измерения давление и температуры в добывающие скважины, установка распределенных датчиков измерения температуры по всей длине скважины на базе оптоволокна, промыслово-геофизические методы исследования скважин.
Обычно под индикаторным методом понимают контроль за распространением нагнетаемой воды, меченной искусственным индикатором, ранее в жидкости не присутствующим. Индикаторные методы, применяющиеся при разведке и поиске нефтяных залежей, контроле за процессами извлечения из недр углеводородного сырья, можно разделить на три группы.
Первая группа основана на прослеживании фильтрационных потоков между скважинами в пределах значительных объемов горных пород. Эта группа включает методы контрольных скважин, мечения нагнетаемой жидкости или газа. С их использованием определяют истинную скорость и направление пластовых жидкостей и нагнетаемой в залежи воды, коллекторские свойства пластов в условиях естественного залегания. Выявляют также распределение потоков по пластам и между отдельными скважинами и источники их обводнения, гидродинамическую связь по площади и разрезу залежей, устанавливают неоднородность отложений, определяют эффективность процесса вытеснения нефти и газа, степень влияния на него отдельных скважин и режима их дренирования и нагнетания.
Использование индикаторов в этих целях дает наиболее ценную информацию о залежах в неоднородных пластах при применении сложных систем разработки и новых методов повышения нефтеотдачи пластов. Индикаторы способствуют решению важнейшей задачи современного этапа развития нефтедобывающей промышленности, связанной с повышением эффективности заводнения продуктивных пластов, являющегося основным процессом, обеспечивающим высокие уровни добычи нефти в стране. Известно, что эффективное регулирование процесса эксплуатации залежей возможно только при надежном контроле за нагнетанием воды. При этом необходима достоверная информация о скорости и характере вытеснения нефти водой, причинах обводнения добывающих скважин, влияния режима закачки воды в залежи.
Ко второй группе относятся методы стационарного источника индикатора, одиночной скважины, радоновый, установление заколонных перетоков и др. Для них характерна закачка меченой жидкости в прискважинную часть пласта и фиксирование изменения концентрации или местоположения индикатора. Эти методы позволяют на любой стадии поиска, разведки и разработки залежей выявить в разрезе проницаемые горизонты, определить профиль приемистости скважин, установить нефтеводонасыщенность горных пород, тип коллектора, основные параметры трещиноватых отложений, степень анизотропии пластов, фильтрационные и емкостные характеристики отложений, гидродинамическую связь между пластами и скважинами, наличие заколонных перетоков и.т.д.
Третья группа методов основана на вводе меченой жидкости только в ствол скважины. С их помощью устанавливают техническое состояние спущенных обсадных колонн, оборудование и колонн НКТ, объем ствола бурящейся скважины, истинную нефтенасыщенность пластов по кернам. По изменению концентрации индикатора на забое скважины можно также определять составляющие фильтрационного потока: скорость, направление движения и расход жидкости в пласте.
В качестве гирлянды точечных датчиков могут применяться связки традиционных датчиков давления-температуры. Однако данный способ «распределенных» замеров, при его несомненном преимуществе в виде высокой точности измерения температуры (до сотых градуса) и давления, требует спуска в скважину довольно внушительного по размерам кабеля, состоящего из нескольких десятков, а то и сотен, проводов, подводящихся к отдельным точечным датчикам. Дополнительные хлопоты вызывает обеспечение такой замерной системы электропитанием. Кроме того, данной системе свойственны проблемы всех измерительных многоканальных устройств: выход из строя отдельных сенсоров, по тем или иным причинам, может «смазать» результаты замеров.
Системы распределенных оптоволоконных датчиков лишены указанных недостатков. Принцип работы данных систем основан на измерении и последующем анализе спектра обратного рассеивания светового импульса. Использование волоконно-оптического кабеля в качестве распределенного датчика температуры позволяет получать информацию о распределении температуры по всей длине кабеля с интервалом 1 метр в режиме реального времени и при этом не требует точного позиционирования по глубине скважин. Исключается необходимость использования электронных приборов в скважинах, что значительно повышает безопасность и точность измерения. Оптоволоконные системы способны работать в более широком диапазоне температур и давлений, чем точечные датчики. Размеры оптоволоконного кабеля намного меньше, чем размеры обычных систем измерения температуры, что позволяет устанавливать их в зазоре между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами. Кроме того, они могут инсталлироваться как в еще строящиеся скважины, так и в уже действующие добывающие или нагнетательные скважины, не нарушая их работу.
Системы распределенных оптоволоконных датчиков могут быть использованы для определения продуктивных интервалов в добывающих и принимающих интервалах в нагнетательных скважинах; распределения дебитов добычи и профиля приемистости в многопластовых системах; определения фазового состава продукции по глубине скважины; выявления заколонных перетоков и мест нарушения ее герметичности; определения статического и динамического уровней жидкости и нефтеводораздела в межтрубном пространстве и, конечно, особую роль эти системы играют для мониторинга термальных способов разработки.
Основным недостатком данных методов (использование датчиков давления и температуры, а также оптоволоконная система измерения температуры) является недостаточная применимость к интерпретации данных в случае использования горизонтальных скважин. Отсутствие геотермального градиента в горизонтальном стволе затрудняет оценку профиля притока. Интерпретация мест прорыва газа требует наличие существенной депрессии. Локализовать места прорыва воды практически невозможно. Использование подобных систем требует существенного усложнения системы заканчивания скважины с большим риском повредить оборудование при спуске или с выходом его из строя в процессе эксплуатации.
Промыслово-геофизические методы исследования скважин позволяют производить не только оценку работающих интервалов, оценивать профиль притока (или приемистости), но и определять состав жидкости в стволе работающей скважины, определять места прорывов воды и газа с использованием таких методов, как плотнометрия, влагометрия, резистивиметрия.
К сожалению, большинству методов промыслового ГИС-контроля свойственны такие недостатки, как: периодичность замеров, необходимость остановки скважин перед проведением работ, а также, в ряде случаев, ограничение технологических режимов эксплуатации скважин в ходе проведения самих замеров. Дискретность во времени осуществления ГИС-контроля зачастую не позволяет «подхватить» момент начала проявлений тех или иных событий в пластах и призабойных зонах скважин, таких, например, как: фазовые превращения флюидов, прорывы вытесняющих агентов, изменение фильтрационных свойств коллекторов и т.д. Кроме того, остановка скважин для проведения замеров, как впрочем, и изменение технологических режимов их эксплуатации, может привести к существенному отклонению параметров от ранее наблюдаемых значений, а также вызывать существенное перераспределение притоков флюидов из пластов. Да и само вмешательство в работу скважин, зачастую, бывает довольно нежелательным вследствие возможных затем изменений их продуктивности, а также значительных потерь в добыче углеводородов, вызванных технологическими операциями и простоями скважин. Также к недостаткам следует отнести трудности с доставкой оборудования на забой в случае горизонтальной скважины или скважин с большими отходами. В случае, если скважина эксплуатируется с помощью погружного насосного оборудования, проведение промысловой геофизики не всегда возможно.
Известен (А.И.Гриценко и др. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995, с.487.) способ контроля за разработкой и эксплуатацией скважин и диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ) для осуществления этого способа. При реализации способа на факельной линии фонтанной арматуры монтируют устройство ДИКТ, и путем открытия задвижки на фонтанной линии газ проходит через устройство и уходит в атмосферу. Устройством ДИКТ измеряют дебит газа, его влажность и температуру. ДИКТ содержит отверстия для связи с манометром, продувочные вентиля, термокарман для термометра и диафрагму.
Однако данный способ не позволяет получить информацию о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.
Известен (RU, патент 2052094) способ, предназначенный для определения нефтеотдающих пластов, который предусматривает отбор поверхностных проб нефти и использование различных характеристик нефти в качестве контролирующих признаков.
Однако данный способ не позволяет получить информацию о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.
Известен (RU, патент 2122107) способ контроля за разработкой нефтяных залежей с использованием карт остаточных нефтенасыщенных толщин, включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, расчет остаточных нефтенасыщенных толщин в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (x, y) по обводненности продукции скважины из соотношений Баклея-Леверетта и восстановление поля остаточных нефтенасышенных толщин в произвольной точке залежи с координатами (x, y) с учетом результатов текущих геолого-промысловых исследований скважин и геолого-технических мероприятий. По результатам дополнительно строят карты начальных нефтенасыщенных толщин и определяют объемы накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемы закачек для нагнетательных скважин, а также распределение проницаемости по пропласткам и вклады работы скважин в формирование поля остаточных нефтенасыщенных толщин.
Хотя данный способ и позволяет эффективно проводить контроль разработки однопластового месторождения с учетом распределения проницаемости по пропласткам данного пласта, а также накопленной добычи и закачки каждой скважины путем построения и анализа карт остаточных нефтенасыщенных толщин, разработки и проведения геолого-технических мероприятий, он все же не позволяет получить информацию о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.
Известен (SU, авторское свидетельство 1473405) способ определения характера фильтрации жидкости в пласте, включающий закачку индикатора в нагнетательную скважину и последующее его определение в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем для исключения деструкции индикатора и сорбции его породой в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы (различные окрашиватели), устойчивые к пластовой жидкости (биомассу микроорганизмов).
Известен также (SU, авторское свидетельство 1730442) способ контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений, включающий отбор проб добываемой жидкости из каждого нефтеносного пласта и продукции скважины, определение в водной фазе проб содержания химических компонентов, закачивание в нефтеносные пласты поочередно трассеры-метки в виде водных растворов тех же химических компонентов (например, растворы галоидов и нитратов щелочных металлов) и вынесение суждения по изменению их концентрации в пробах продукции скважины о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите.
Недостатком вышеперечисленных способов следует признать отсутствие возможности локализации места прорыва воды-газа для определенной скважины.
Данное техническое решение может быть использовано в качестве ближайшего аналога разработанного изобретения.
Техническая задача, решаемая посредством разработанного технического решения, состоит в разработке нового способа индикаторного метода контроля за эксплуатацией скважины.
Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в увеличении получаемой информации о фильтрации в пласте и о реально протекающих процессах в скважине с конкретизацией во времени и пространстве.
Для достижения указанного результата предложено использовать разработанный способ контроля за разработкой месторождения углеводородов. При реализации разработанного способа устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки, причем корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться либо разлагаться под действием воды либо газа и устойчивого к действию углеводородной среды. В предпочтительном варианте реализации используют более одного контейнера, размещаемых на различных участках скважины, каждый из которых содержит индивидуальную трассер-метку. Расстояние между контейнерами с трассерами-метками определяется набором параметров пласта и призабойной зоны. В некоторых вариантах реализации способа участки с размещенными контейнерами могут изолироваться для предотвращения смешивания трассеров-меток. Изоляцию осуществляют путем установки пакеров, например.
Способ состоит в установке на оборудование нижнего заканчивания скважины контейнеров, содержащих трассера-метки. Различные участки скважины оборудуются различными трассерами. Контейнеры обладают свойством долгое время оставаться цельными в первоначальной углеводородной среде при пластовом давлении и температуре. В случае прорыва воды или газа в нефтедобывающую скважину (или воды в газовую скважину), оболочка контейнеров начинает разлагаться/разрушаться и выделять запакованные трассера-метки.
Систематический отбор поверхностных проб и их химический анализ на наличие трассеров в пластовом флюиде даст возможность не только определить время прорыва воды (газа), а также сделать количественные оценки, но и локализовать место прорыва (так как различные интервалы скважины оборудованы различными трассерами).
Ниже приведены некоторые возможные варианты размещения контейнеров трассерами-метками:
- в случае заканчивания скважины противопесочными фильтрами (проволочными, сетчатыми, из металлической стружки и другими), контейнеры с трассерами устанавливают на внешней поверхности базовой трубы, и после на него устанавливают фильтрующий элемент. Как разновидность данного варианта существует возможность установить контейнеры с трассерами на внутреннюю либо внешнюю поверхность фильтра;
- для многозабойных скважины и скважин с совместно-раздельной эксплуатацией возможно использование коротких патрубков с предустановленными контейнерами, содержащие трассеры-метки. Указанные патрубки включают в компоновку нижнего заканчивания, устанавливают в необходимых интервалах и используют для мониторинга. В случае заканчивания скважины щелевыми хвостовиками или перфорированными трубами, данную компоновку также можно будет доукомплектовать патрубками с контейнерами.
Индикаторами могут являться более 100 различных веществ. В качестве трассеров-меток могут быть использованы следующие виды индикаторов:
флуоресцентные вещества (флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин Ж, С и т.д.),
индикаторы радикального типа (например, соединения из класса азотистых - мочевина, аммиачная сера, стабильные нитроксильные радикалы и их производные (амины, соли аминов). Достоинствами подобных индикаторов являются: растворимость в воде, отсутствие аналогов в природе, биологически неактивны, химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях;
вещества с высоким поглощением тепловых нейтронов (например, растворы солей бария, бор, кадмий, редкоземельные элементы);
радиоактивные изотопы (например, тритий - с большим периодом полураспада).
Контейнеры могут быть изготовлены из желатина, растворимой в воде полимерной пленки (поливиниловый спирт), растворимой бумаги, а также из веществ, используемых в фармацевтической промышленности для производства капсул. Обычный состав скважинной жидкости не растворяет указанные оболочки, но в случае прорыва воды ее концентрация в скважинной жидкости резко возрастает, что приводит к разрушению контейнеров.
При прорыве газа оболочка начинает истираться за счет абразивного действия твердый частиц, присутствующих в газе.
Примеры реализации данного способа
1. Определение прорыва воды в горизонтальную скважину. Всю скважину разбивают в зависимости от профиля проницаемости и близости водоносных слоев на несколько интервалов. Заканчивание осуществляют противопесочными проволочными фильтрами, для изоляции интервалов используют разбухающие пакеры, установленные на границах интервалов. В этом случае, химические вещества, которые могут быть использованы в качестве трассеров-меток, устанавливают внутрь противопесочных фильтров так, чтобы был контакт с жидкостью, поступающей из пласта в скважину. В каждом интервале скважины устанавливают один вид трассеров-меток (например, первый интервал - роданистый аммоний, второй - мочевина, третий - тиокарбамид, четвертый - тринатрийфосфат и т.д.). При стандартной добыче скважинная жидкость содержит примерно 80% нефти и 20% воды. При прорыве воды из водоносных слоев процентное соотношение нефти и воды в добытой жидкости значительно изменяется, например 20% нефти и 80% воды. Для определения местоположения прорыва берут пробы на устье и определяют, какие из веществ трассеров-меток присутствуют в большем количестве в пробе. По этим данным определяют интервал, в котором произошел прорыв, и предпринимают необходимые меры по его устранению.
2. Определение прорыва газа в горизонтальную скважину. По аналогии с предыдущим примером, скважину разбивают в зависимости от профиля проницаемости и т.д. на интервалы. В каждом интервале скважины устанавливают один вид трассеров-меток (например, первый интервал - роданистый аммоний, второй - мочевина, третий - тиокарбамид, четвертый - тринатрийфосфат и т.д.). Трассера устанавливают таким образом, что создают дополнительное сопротивление потоку. Этого можно достичь, например, установив контейнеры с трассерами в виде спирали, намотанной на базовую трубу. При прорыве газа, скорость истечения газа в трубу будет намного выше, чем жидкости, что приведет к ускоренному износу контейнеров и высвобождению меток-трассеров. По содержанию в пробах контрольных веществ определяют интервал, в котором произошел прорыв.
Данное изобретение может быть использовано, по меньшей мере, для:
- определения времени и интервалов прорыва воды по длине добывающей скважины (включает в себя вертикальные, наклонно-направленные и горизонтальные скважины для нефтяных и газовых месторождений);
- определения эффективности очистки ствола скважины при освоении и работающих интервалов;
- определения фазового состава притока флюида в боковых стволах в многозабойных скважинах;
- определения фазового состава притока флюида в многопластовых системах при совместно-раздельной эксплуатации.
К преимуществам разработанного способа можно отнести, в частности:
- возможность локализовать место прорыва воды либо газа по поверхностным замерам;
- при его реализации нет необходимости останавливать скважину для проведения работ;
- возможность получения данных при использовании любого погружного насосного оборудования;
- возможность реализации для случаев горизонтальных скважин и для скважин со сложным профилем:
- низкая себестоимость исследований по сравнению с другими методами.