Способ исследования месторождений углеводородов

Способ исследования месторождений углеводородов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Известен способ (аналог) определения характера фильтрации жидкости в пласте (SU 1473405 А1, Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов, 30.01.1994), основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину и последующем его определении 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 способ (аналог) контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений (SU 1730442 А1, Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности, 30.04.1992), включающий отбор проб добываемой жидкости из каждого нефтеносного пласта и продукции скважины, затем определяют в водной фазе проб содержание химических компонентов, закачивают в нефтеносные пласты поочередно водные растворы тех же химических компонентов (например, растворы галоидов и нитратов щелочных металлов) и по изменению их концентрации в пробах продукции скважины судят о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите.

Известен способ (прототип) исследования жидкофазных динамических процессов в пластах (нефтяных и водоносных) с аномально низким давлением (RU 2164599 С1, ОАО "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" ОАО "Газпром", 27.03.2001), включающий использование индикаторов нескольких цветов в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества, каждый из которых (индикатор одного цвета) закачивают в соответствующую нагнетательную скважину и отбирают пробу из наблюдательных скважин, определяя концентрацию индикатора каждого цвета, затем по найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяют его емкостно-фильтрационные свойства и направление жидкофазных потоков.

Недостатком указанных способов является термическое разрушение трассеров при применении тепловых методов, что существенно снижает их информативность при ВПГ.

Предлагаемое решение позволяет не только устранить этот недостаток, но и получить принципиально новую информацию - оценку величины температуры в зоне теплового воздействия в нефтяном пласте, в частности, оценить температуру в зоне горения при ВПГ.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки месторождений углеводородов при использовании тепловых методов, которое достигается за счет оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт на основе определения температуры в зоне теплового воздействия, в частности, в зоне горения при ВПГ и увеличения информативности об исследуемом пласте.

Сущность изобретения

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, по меньшей мере в один пласт или пропласток вместе с закачиваемым агентом одновременно закачивают по меньшей мере два трассирующих агента, отличающихся термостойкостью.

Дополнительно могут проводить регистрацию концентрации каждого из закаченных трассирующих агентов по меньшей мере в одной добывающей скважине, после чего по изменению пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорции в закачиваемом агенте, оценивают температуру зоны теплового воздействия или горения.

Для реализации способа также могут быть использованы следующие отдельные технические решения:

трассирующие агенты закачивают в скважину в виде смеси, в которой они находятся в заданной пропорции;

среди закачиваемых трассирующих агентов по меньшей мере один имеет температуру разрушения выше максимальной температуры в зоне теплового воздействия или горения;

среди закачиваемых трассирующих агентов по меньшей мере один имеет температуру разрушения ниже минимальной температуры в зоне горения, но выше пластовой температуры;

смесь трассирующих агентов, отличающихся термостойкостью, закачивают непрерывно или регулярно, и по меньшей мере в одной добывающей скважине эпизодически или регулярно проводят снятие профилей концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины, после чего определяют изменение пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в отдельных интервалах притока относительно их пропорции в закачиваемом агенте, оценивают температуру в зоне теплового воздействия и охват тепловым воздействием или горением отдельных пластов и/или пропластков.

В качестве трассирующих агентов в предлагаемом способе могут быть, использованы, например, различные химические, флуоресцентные, радиоактивные пластовые трассеры, индикаторы или маркеры, как искусственные, специально разработанные для этих целей, так и естественные присутствующие в природе [1].

Существенными признаками способа является закачка в по меньшей мере одну нагнетательную скважину по меньшей мере в один пласт или пропласток вместе с закачиваемым агентом трассирующего агента в требуемой концентрации.

Следующие признаки изобретения отнесены авторами к частным вариантам реализации способа, охарактеризованного в независимом пункте формулы:

регистрация концентрации трассирующего агента по меньшей мере в одной добывающей скважине;

одновременная закачка по меньшей мере двух трассирующих агентов, отличающихся термостойкостью;

закачка трассирующих агентов в скважину в виде смеси, в которой они находятся в заданной пропорции;

оценка температуры зоны теплового воздействия или горения по изменению пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорции в закачиваемом агенте;

среди закачиваемых трассирующих агентов по меньшей мере один должен иметь температуру разрушения выше максимальной температуры в зоне теплового воздействия или горения;

среди закачиваемых трассирующих агентов по меньшей мере один должен иметь температуру разрушения ниже минимальной температуры в зоне горения, но выше пластовой температуры;

смесь трассирующих агентов закачивается непрерывно или регулярно;

по меньшей мере в одной добывающей скважине эпизодически или регулярно проводят снятие профилей концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины;

определяют изменение пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в отдельных интервалах притока относительно их пропорции в закачиваемом агенте, по профилям концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины.

Изобретения поясняется фиг. 1 со схематичным примером реализации предлагаемого способа и фиг. 2 с диаграммой пропорций в смеси трассеров, представленных в таблице 3 описания.

Пример реализации предлагаемого способа.

В работе [1] приведены таблицы, в которых приведены типичные температуры разрушения различных трассеров, а именно:

В таблице 1 указаны физические константы нитратных соединений ([1], стр. 13, табл. 1) используемых в качестве пластовых трассеров. В таблице 2 указаны условия применимости стабильных индикаторов ([1], стр. 17, табл. 5) наиболее популярных при проведении трассерных исследований.

Приведенные данные показывают практическую возможность разработки пластовых трассеров, индикаторов или маркеров с различной заданной температурой разрушения.

На фиг. 1 схематично приведен пример реализации предлагаемого способа. Изображено нагнетание воздуха и смеси из нескольких индивидуальных трассирующих агентов через одну нагнетательную скважину. Регистрация трассирующих агентов осуществляется через две добывающие скважины. Показано, что при определенных условиях в пласте образуется зона горения с высокой температурой 250-450°C, в которой происходят окислительные реакции и крекинг углеводородов.

В таблице 3 приведены пропорции трассеров имеющих сходные физические свойства, но разную температуру разрушения, в закачиваемой исходной смеси, а также четыре варианта различных пропорций трассеров зарегистрированных в добывающих скважинах. Начальная температура пласта 70°C.

На фиг. 2 изображена диаграмма пропорций в смеси трассеров, представленных в таблице 3.

Вариант 1 соответствует случаю, когда пропорция трассеров практически не изменилась, то есть температура в пласте не превышает температуру разрушения самого не термостойкого трассера, то есть меньше 100°C.

Вариант 2 соответствует случаю, когда трассеры с температурами разрушения от 200°C и ниже практически исчезли из смеси, причем соотношение долей трассеров с температурами разрушения от 300°C и выше осталось примерно тем же. Очевидно, смесь трассеров подверглась воздействию температуры выше 200°C, но ниже 300°C. Учитывая, что начальная температура пласта 70°C, получаем оценку температуры в зоне горения от 200 до 300°C.

Вариант 3 соответствует случаю, когда трассеры с температурами разрушения 400°C и ниже практически выгорели, а остался только один самый термостойкий трассер с температурой разрушения 500°C. Очевидно, смесь трассеров подверглась воздействию температуры выше 400°C, но ниже 500°C, соответственно, температура в зоне горения от 400 до 500°C.

Вариант 4 близок к варианту 2, но трассеры с температурами разрушения от 200°C и ниже не исчезли из смеси, а только существенно снизили свою долю. При этом соотношение долей трассеров с температурами разрушения от 300°C и выше практически не изменилось. Это можно объяснить тем, что смесь трассеров частично подверглась воздействию температуры выше 200°C, но ниже 300°C. Учитывая, что оба трассера с температурами разрушения 100°C и 200°C снизили свою долю примерно одинаково - в половину, не трудно сделать вывод, что примерно половина от всего количества закаченной смеси трассеров прошло через зону горения. При этом вторая половина смеси трассеров прошла от нагнетательной к добывающей скважине через не прогретый пласт. Таким образом, можно оценить вертикальный охват залежи тепловым воздействием.

Источники информации

[1] Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтеносных пластов. - М.: Недра, 1986. - 157 с.

1. Способ исследования месторождений нефти, заключающийся в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом смеси из по меньшей мере двух трассирующих агентов, отличающихся термостойкостью, и в регистрации их концентрации на добывающих скважинах, отличающийся тем, что регистрируют концентрацию каждого из трассирующих агентов по меньшей мере в одной добывающей скважине, после чего по изменению пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорции в закачиваемой смеси оценивают температуру зоны теплового воздействия или горения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере один из закачиваемых трассирующих агентов имеет температуру разрушения выше максимальной температуры в зоне теплового воздействия или горения.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что по меньшей мере один из закачиваемых трассирующих агентов имеет температуру разрушения ниже минимальной температуры в зоне горения, но выше пластовой температуры.

4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что смесь трассирующих агентов закачивают непрерывно или регулярно, и по меньшей мере в одной добывающей скважине эпизодически или регулярно проводят снятие профилей концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины, после чего определяют изменение пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в отдельных интервалах притока относительно их пропорции в закачиваемом агенте, оценивают температуру в зоне теплового воздействия и охват тепловым воздействием или горением отдельных пластов и/или пропластков.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что смесь трассирующих агентов закачивают непрерывно или регулярно, и по меньшей мере в одной добывающей скважине эпизодически или регулярно проводят снятие профилей концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины, после чего определяют изменение пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в отдельных интервалах притока относительно их пропорции в закачиваемом агенте, оценивают температуру в зоне теплового воздействия и охват тепловым воздействием или горением отдельных пластов и/или пропластков.