Представлена новая технология определения профиля притока при разработке нефтяных оторочек с помощью хромато-десорбционных систем, позволяющая решить одну из критических задач при использовании горизонтальных и многозабойных скважин – определение интервалов прорыва воды и газа.

Ключевые слова: Ярейюское месторождение, разработка нефтяных оторочек, определение и мониторинг интервалов прорыва газа и воды в скважину, технология мониторинга интервалов прорыва газа и воды с помощью хромато-десорбционных систем (ХДС), технология интеллектуальных индикаторов притока, исследования горизонтальной скважины, системы интеллектуальных маркеров на скважине

ОБЗОР СИСТЕМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ ИНДИКАТОРОВ ПРИТОКА

Хромато-десорбционные системы (ХДС) являются новейшей технологией интеллектуальных индикаторов притока. В данном случае уникальные химические аналиты запаковываются в хромато-десорбционные системы (рис. 1) и затем внедряются в полимерный материал в форме стержней, которые устанавливаются в оборудование нижнего заканчивания, например, в устройства контроля притока. Технология хромато-десорбционных систем разработана для работы с целевым пластовым флюидом (нефтью, водой или газом) в течение достаточно длинного периода времени.

Для анализа работы каждого интервала скважины было синтезировано достаточное количество уникальных химических аналитов. Таким образом, можно проводить постоянный мониторинг работы горизонтальной скважины с большим количеством зон.

При контакте с целевым флюидом (водой, нефтью или газом) аналиты выделяются из ХДС и далее выносятся потоком пластового флюида на поверхность в точку отбора проб. При этом скорость выделения аналитов из несущих стержней постоянна и не зависит от дебита трассируемого интервала. Стандартная процедура проведения трассерного исследования горизонтальной скважины включает в себя следующее:

• Производится отбор проб по определенной прорамме исследования.
• Взятые пробы нефти и воды отправляются в физико-химическую лабораторию, где проводится их анализ на содержание аналитов.
• По результатам анализа проб составляется отчет по работе данной горизонтальной скважины.

На каждом этапе работы скважины трассерное исследование позволяет получить разностороннюю информацию о скважине. Например, на этапе освоения скважины после бурения анализ данных проб позволяет качественно оценить эффективность очистки ствола и работу каждого интервала скважины, что позволяет принять решение о стимуляции. Путем исследования работы скважины в динамическом режиме (режим «мониторинг») можно определить и локализовать интервалы прорыва воды и газа, что делает возможным принятие обоснованного решения о проведении ремонтно-изоляционных работ и дополнительной стимуляции.

Дополнительной опцией, предлагаемой компанией «Планима Трассерс» при проведении мониторинга с помощью хромато-десорбционных систем, является возможность определять интервалы прорыва газа с помощью микрохроматографа непосредственно на исследуемой скважине, что не требует обработки в специализированной химической лаборатории.

МОНИТОРИНГ РАБОТЫ СКВАЖИНЫ № XXX ЯРЕЙЮСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ПОМОЩЬЮ СИСТЕМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ МАРКЕРОВ НА СКВАЖИНЕ

Ярейюское месторождение расположено в Ненецком автономном округе, 120 км северо-восточнее г. Нарьян-Мара – административного центра округа, являющегося крупным речным и морским портом на Крайнем Севере в устье р. Печоры. Ближайшим от месторождения крупным населенным пунктом является железнодорожная станция Усинск, удаленная на юго-восток на 215 км по прямой.

Месторождение входит в состав Ярейюского нефте-газоносного района Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и является одним из самых северных разрабатываемых в России.

Ярейюское НГКМ содержит две залежи нефти и газа (газовая шапка) в органогенном массиве ассельско-сакмарского яруса и в карбонатных пластах артинского яруса нижней перми. Ассельско-сакмарская нефтегазовая залежь находится на глубине 2 031–2 114 м. Средняя пористость 13 %, проницаемость 0,043 мкм2. Нефть легкая, плотностью 844,0 кг/м3 с высоким содержанием растворенного в ней газа – 53,4 нм3/т. Содержание смол – 2,00 %,

парафина – до 4,0 %, серы – менее 0,5 %. Артинская нефтегазовая залежь находится в известняках на глубине 1 941–2 043 м. Пористость карбонатных коллекторов достигает 15 %, проницаемость – 0,004 мкм2. Нефть легкая, плотностью до 843,0 кг/м3, вязкостью 5,4 МПа·с с высоким содержанием растворенного в ней газа – 54,4 нм3/т. Содержание смол достигает 4,00 %, парафина – 4,0 %, серы – 0,6 %.

Нижнее заканчивание скважины № XXX представляет собой составной хвостовик из труб ∅114 мм. Всего в компоновке нижнего заканчивания размещено пять интеллектуальных маркеров.

Хромато-десорбционные системы были установлены на фильтр-кожухи – носители, расположенные поверх труб хвостовика (рис. 2). В конструкцию фильтр-кожухов – носителей интегрированы хромато-десорбционные системы с газовыми, водными и нефтяными индикаторами.

На каждый интервал исследования используются кожухи-носители с одним видом ХДС OIL, WATER, GAS. Схема расстановки кожухов-носителей отображена на рис. 3, траектория скважины – на рис. 4

ИССЛЕДОВАНИЯ В 2021 Г.

В 2021 г. на скважине № XXX было проведено две сессии отбора проб.

Всего было отобрано 117 (45 в апреле, 72 в августе) проб жидкости для определения притока флюида в каждом интервале скважины, вместе с этим для диагностики интервалов прорыва газа были отобраны 15 (7 в апреле, 8 в августе) проб газа. Суточные параметры режимов работы скважины в период отбора проб приведены в табл. 1

АНАЛИЗ ПРИТОКА ГАЗА

В ходе работ было исследовано 15 проб, отобранных при значениях диаметра штуцера 8, 10 и 12 мм. Для каждой отдельно взятой пробы определялись отклики (сигналы) трассерных систем и концентрация трассерного вещества (табл. 2).

Значения концентраций, полученные после двух сессий, расходятся. В отличие от результатов отбора проб в апреле 2021 г., когда были обнаружены газовые аналиты только из четвертого интервала (рис. 5), в ходе второй сессии произошла фиксация аналитов из всех пяти интервалов (рис. 6). Для объяснения такого результата были рассмотрены данные ГИС, выполненных перед проведением первой сессии (рис. 7). Забойное давление скважины было выше точки насыщения (11 МПа). Таким образом, предполагается, что газ, обнаруженный в четвертом интервале, носил прорывной характер.

Повторные исследования, проведенные перед второй сессией мониторинга, показали, что режим работы скважины значительно изменился, и забойное давление опустилось ниже 10 МПа (рис. 8). Следовательно, из добываемого флюида начал выделяться газ, который активировал ХДС во всех интервалах скважины.

АНАЛИЗ ПРИТОКА НЕФТИ

В ходе работ было отобрано 117 проб жидкости. В результате лабораторных исследований во всех пробах были обнаружены аналиты всех пяти интервалов, что говорит о контакте ХД систем с нефтью во всех интервалах.

На рис. 9 и 10 показаны концентрации аналитов из скважины при работе до и после останова.

Точное решение зависимости концентрации аналита модели от времени, где после остановки скважины вещество трассера накапливается в некоторых одинаковых объемах V, выражается формулой (1)

где V – объем области в м3, q – скорость выделения маркера в мг/сут, Q – приток флюида в данной области в м3/сут, Q∑ – суммарный приток флюида в м3/сут, Сi – концентрация маркера «i» в основном потоке (нг/мл), t0 – время остановки скважины.

Таким образом, можно показать, что в предельном случае, когда q скорость выделения маркера будет гораздо меньше вымывания, дебиты можно аппроксимировать функциями типа спадающих экспонент, где их показатели пропорциональны притоку вещества соответствующего маркера. Случай для трех интервалов (рис. 11) представлен в формуле (2).

При построении аппроксимаций зависимости концентрации от времени функциями вида (2) (рис. 12, 13) были получены показатели α1, … α5, по которым восстановлены доли притока с интервала по идеальной модели уменьшения концентрации маркера (табл. 3).

АНАЛИЗ ПРИТОКА ВОДЫ

В ходе работ было исследовано 117 проб, однако только в 14 пробах объем воды оказался достаточным для анализа концентрации аналитов.

Для каждой отдельно взятой пробы определялись отклики (сигналы) трассерных систем и концентрация трассерного вещества (табл. 4).

По результатам проведения двух сессий отбора на качественном уровне определено, что большая часть воды, добываемой из скважины, с наибольшей вероятностью приходится на зоны 1 и 2 Приток воды из зон 3, 4, 5 практически отсутствует.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

• На протяжении 2021 г. был произведен отбор 117 проб жидкости для определения притока флюида в каждом интервале скважины № XXX. Вместе с этим для диагностики интервалов прорыва газа были отобраны 15 проб газа.
• Результаты отбора проб газа в апреле свидетельствуют о фиксации прорывного газа из четвертого интервала скважины. Повторный отбор производился после смены режима работы скважины, когда забойное давление упало ниже давления насыщения, вследствие чего газовые аналиты были получены по всем пяти интервалам.
• Количественная оценка притока нефти для каждого интервала:

• Количественная интерпретация результатов отбора проб скважинной жидкости оказалась невозможна, потому как лишь в 15 отобраннных пробах содержание воды было достаточным для анализа.

Качественно пять исследуемых зон можно разделить на две категории: