В статье описаны результаты трассерных исследований, включающих отбор проб по определенной программе, лабораторный анализ хроматографическими методами и математическую интерпретацию состава притока, приводится их сравнение с результатами промыслово-геофизических исследований (механическая расходометрия, шумометрия и термометрия). В процессе работы проведена оценка качества освоения различных зон после вывода скважины на режим, изменения профиля притока в результате проведения мероприятий по его интенсификации, а также определены интервалы прорыва газа.

Ключевые слова: Куюмбинское месторождение, карбонатные коллекторы, определение и мониторинг интервалов прорыва газа и воды в скважину, технология мониторинга интервалов прорыва газа и воды с помощью хромато-десорбционных систем (ХДС), технология профилирования притока на основе химических интеллектуальных индикаторов притока, исследования горизонтальной скважины, системы интеллектуальных маркеров на скважине, промыслово-геофизические исследования (ПГИ) скважин.

Целью работы является сравнение эффективности использования технологий профилирования притока в добывающих горизонтальных скважинах для карбонатных пластов на примере Куюмбинского месторождения. Характерной особенностью коллекторов рифейских и вендских нефтегазоносных комплексов Куюмбинской группы месторождений является наличие основного притока по трещинам и кавернам. После проведения работ по интенсификации притока распределение его профиля значительно меняется. Для применения инженерного подхода к эксплуатации горизонтальных скважин требуется технология, позволяющая проводить длительный мониторинг профиля притока.

В работе представлено сравнение следующих решений:

• традиционные промыслово-геофизические исследования (ПГИ) на ГНКТ в открытом стволе с помощью механической расходометрии, шумометрии и термометрии;
• хромато-десорбционные системы [1, 2], устанавливаемые на оборудовании для нижнего заканчивания скважин.

ОБЗОР ХРОМАТО-ДЕСОРБЦИОННЫХ СИСТЕМ

Хромато-десорбционные системы с матрицами диффузионного типа (ХДС) являются новейшей технологией химических индикаторов притока, применяемой для горизонтальных и наклонно направленных скважин с несколькими одновременно работающими разобщенными интервалами. Таким образом, можно проводить постоянный мониторинг и исследования работы скважин с большим количеством зон. Системы представляют собой полимерный композиционный материал, в который на этапе изготовления запаковываются уникальные химические вещества – аналиты.

ХДС устанавливаются на элементах нижнего заканчивания исследуемой скважины, например, в устройствах контроля притока, портах для многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП), секциях ГС, стволах многозабойных скважин и т.д. При этом для анализа работы каждого отдельного интервала синтезируются уникальные химические вещества, количество которых зависит от вида пластовых флюидов (нефть, вода, газ), приток которых требуется отслеживать. Технология ХДС разработана для работы со всеми видами целевых пластовых флюидов (нефтью, водой и газом) в течение достаточно продолжительного периода времени, дающего возможность отслеживания поинтервального состава притока скважин в срок до 7 лет.

При контакте с целевым флюидом из ХДС начинают выделяться соответствующие аналиты, которые с потоком жидкости или газа выносятся на поверхность в точку отбора проб. При этом скорость выделения аналитов из несущих стержней постоянна и не зависит от дебита трассируемого интервала. На устье осуществляется отбор проб по определенной программе (составляется каждый раз индивидуально исходя из фактического режима работы скважины), после чего в лаборатории методами хроматографии выполняется анализ состава притока. Технология позволяет без проведения геофизических исследований скважин (ГИС/ПГИ) определять изменяющийся во времени профиль притока и динамику работы скважины в целом.

Стандартная процедура индикаторного исследования горизонтальной или наклонно направленной скважины включает следующие операции:

• разработка программы отбора проб скважинных флюидов;
• осуществление отбора проб скважинных флюидов согласно утвержденному документу (программе отбора);
• отправка отобранных проб в стационарную лабораторию;
• анализ отобранных проб в научно-исследовательской лаборатории для определения наличия и концентрации аналитов, выделяемых из ХДС исследуемых интервалов скважины;
• интерпретация полученных результатов анализа лабораторных проб;
• составление информационного отчета о проделанной работе.

ИССЛЕДУЕМЫЙ ОБЪЕКТ

Оборудование для нижнего заканчивания скважины, общая длина которой от устья до забоя составляет 4244 м, представляет собой составной хвостовик длиной 1140,62 м с диаметром базовой трубы ∅ 114 мм, разделенный пакерами на 10 изолированных зон (интервалов). В каждом отдельном интервале установлены хромато-десорбционные системы PNM-WATER (вода), PNM-OIL (нефть) и PNM-GAS (газ). Таким образом, всего в компоновке нижнего заканчивания установлено десять уникальных химических маркеров разных типов. Хромато-десорбционные системы интегрированы в фильтры кожухов-носителей, расположенные поверх труб хвостовика (рис. 1).

Каждый отдельный кожух содержит ХДС всех типов (вода/нефть/газ) и фиксируется на базовой трубе нижнего заканчивания. Схематичное изображение фильтра кожуха-носителя с интегрированными ХД-системами всех типов представлено на рис. 2 Схема нижнего заканчивания исследуемой скважины с отметками установки изолирующих пакеров и фильтров кожухов-носителей ХДС по длине ствола приведена на рис. 3

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОБ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

В марте 2023 г. были проведены работы по программе отбора проб для трассерных исследований скважины Куюмбинского месторождения. Целями работ являлись:

• численная оценка продуктивности интервалов по нефти, воде и газу относительно общего дебита скважины (в режиме останов – запуск) по соответствующим видам флюида;
• определение интервалов прорыва воды и/или газа (при наличии).

Исследуемая скважина является горизонтальной, пробурена до глубины залегания продуктивных пластов в разрезе Рифея, равной 2466,98 м по вертикали, и эксплуатируется фонтанным способом с периодическим переводом на насосный способ добычи. Траектория горизонтального участка ствола скважины показана на рис. 4

Параметры работы скважины за весь период проведения сессии мониторинга, а также сами отметки по отобранным пробам во времени представлены на рис. 5

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОБ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

Всего в ходе работ по отбору проб пластовых флюидов были отобраны 72 образца жидкости. После отбора все пробы были доставлены в лабораторию, прошли процедуру пробоподготовки и исследовались методами хроматографии на предмет обнаружения в них индикаторных веществ соответствующих ХД-систем и определения концентраций обнаруженных аналитов.

Ввиду практически полного отсутствия обводненности скважинной продукции (среднее содержание воды в пробах нефтяной эмульсии по результатам лабораторных исследований составляет 3,1 % масс.) исследования проб пластовой воды не проводились.

В ходе лабораторного анализа во всех отобранных пробах были обнаружены индикаторные вещества всех видов хромато-десорбционных систем типа PNM-OIL, кроме установленных в интервалах 4, 6 и 10 Для указанных интервалов концентрации индикаторных веществ в целевом флюиде находились ниже достоверного предела обнаружения, что с учетом особенностей работы исследуемой скважины может свидетельствовать о крайне незначительном притоке нефти из данных зон. Уверенное детектирование нефтяных аналитов в остальных интервалах (1–3, 5, 7–9) говорит о контакте установленных ХДС с нефтью.

Результаты анализа всех нефтяных проб из исследуемой скважины представлены на рис. 6. Из графика видно, что диапазоны концентраций индикаторных веществ в течение всего периода исследований в большинстве случаев имеют несколько пиковых значений, некоторые из которых могут быть обусловлены пульсирующим режимом работы скважины при ее эксплуатации фонтанным способом, а также сложной траекторией горизонтального участка ее ствола.

Данные, на основании интерпретации которых была получена количественная оценка поинтервального профиля притока скважины, приведены на рис. 7. По полученным данным с помощью идеальной модели уменьшения концентрации маркера были восстановлены доли притока целевого пластового флюида из каждого отдельного интервала скважины. Численные результаты определения поинтервального профиля притока нефти в исследуемой скважине приведены на рис. 8.

ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОБ ГАЗА

В рамках работ по отбору газовых проб из исследуемой скважины были отобраны 8 образцов целевого флюида.

Отобранные пробы были доставлены в стационарную лабораторию и исследовались методами хроматографии на предмет обнаружения в них индикаторных веществ систем PNM-GAS и определения концентрации обнаруженных аналитов. В ходе лабораторного анализа во всех отобранных пробах были обнаружены индикаторные вещества всех видов хромато-десорбционных систем типа PNM-GAS, кроме установленных в интервалах 4 и 6 Для указанных зон концентрации индикаторных веществ в целевом флюиде находились ниже достоверного предела обнаружения, что с учетом особенностей работы исследуемой скважины может свидетельствовать о крайне незначительном притоке газа из данных инервалов. Уверенное детектирование газовых аналитов в остальных зонах (1–3, 5, 7–10) говорит о контакте установленных ХДС с газом.

Результаты анализа всех газовых проб из исследуемой скважины приведены на рис. 9. В представленных на рис. 9 диапазонах концентрации каждого из индикаторных веществ в течение всего периода исследований отмечались некоторые колебания значений, что обусловлено особенностью работы скважины. Поэтому для интерпретации полученных данных были взяты средние значения концентрации аналитов по всем пробам.

Результаты определения поинтервального профиля притока газа в исследуемой скважине представлены на рис. 10

СОПОСТАВЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ, ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗЛИЧНЫХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ (ПГИ И ТРАССЕРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ)

Результаты сопоставления данных интерпретации ПГИ и трассерных исследований приведены на рис. 11, 12

На основании полученных данных можно сделать следующие заключения:

• Результаты, полученные при использовании обоих методов, указывают на отсутствие притока как нефти, так и газа из 6 интервала.
• Результаты, полученные при использовании обоих методов, указывают на максимальный приток газа из 3 интервала, обусловленный, с большой долей вероятности, прорывным характером его поступления (29,2 % по результатам трассерного исследования и 55 % по данным ПГИ).

Согласно результатам ПГИ на 10 интервал приходится до 30 % притока нефти, согласно результатам трассерных исследований приток отсутствует.

По данным ПГИ в 4 интервале наблюдается интенсивный приток газа и средний приток нефти, по данным трассерных исследований приток флюидов отсутствует.

Согласно результатам ПГИ в 1 и 2 интервалах приток нефти и газа отсутствует, по данным трассерных исследований наблюдается приток различной величины.

Результаты, полученные при исследовании остальных интервалов обоими методами, совпадают частично.

Результаты использования обоих методов указывают на низкую обводненность.

Важно отметить, что маркерные исследования проводились через месяц после начала освоения скважины, когда некоторые интервалы могли быть все еще закольматированными и, соответственно, притока из них не наблюдалось. ПГИ проводились через 2 месяца после маркерных исследований. За этот промежуток времени с учетом особенностей работы объекта исследований (периодические остановки, снижение дебита нефти в 2 раза) кольматация некоторых ранее не работавших зон могла уменьшиться и, как следствие, мог наблюдаться некоторый приток (10 и 4 интервалы).

Расхождение данных о профиле притока в носочной части скважины с большой долей вероятности может быть обусловлено одним из следующих факторов:

• Значительный рост забойного давления (более чем на 33 атм.) и, как следствие, падение пластовой депрессии на момент проведения ПГИ (после маркерного мониторинга), что могло привести к отсутствию притока из 1 и 2 зон.
• Незначительный приток из рассматриваемых интервалов способствовал образованию в открытом стволе застойных зон маркированного флюида с крайне высокой концентрацией аналита (вследствие особенностей процессов вывода ХДС на рабочий режим в первые 14 суток контакта с целевым флюидом), который во время пуска скважины мог частично выйти на поверхность и внести соответствующую погрешность при интерпретации результатов. Данный эффект полностью нивелируется со временем.

Интерес представляет также факт выявления заколонного внутрипластового сообщения между интервалами 3 и 4 (по данным шумометрии), которого не наблюдалось на момент проведения трассерных исследований (по данным ТИ приток из 4 интервала отсутствует). В случае наличия перетоков наблюдался бы эффект двойного маркирования флюида, поступающего из 3 интервала, чего по результатам лабораторных исследований не отмечалось.

ВЫВОДЫ

Одновременно проведенные на объекте Куюмбинского месторождения исследования показали следующие преимущества использования хромато-десорбционных систем для постоянного мониторинга работы скважин:

• значительное сокращение времени проведения исследований на скважине (подготовка оборудования, останов, замена внутрискважинного оборудования, доставка прибора в горизонтальную часть, проведение исследований и т.д.), а значит и снижение потери добычи пластового флюида;
• отсутствие необходимости привлечения сервисных бригад для извлечения глубинно-насосного оборудования (ГНО) перед проведением работ, вызова притока, спуска приборов в скважину и монтажа ГНО по завершении работ;
• оперативность и достоверность получаемой информации о профиле и составе притока скважины.

В процессе работ удалось оценить качество освоения различных зон после вывода скважины на режим, изменение профиля притока в результате проведения мероприятий по его интенсификации, а также определить интервалы прорыва газа.

Тем не менее, дополняя данный тип постоянного мониторинга промыслово-геофизическими исследованиями (шумометрия и термометрия) на ГНКТ, можно получить больше информации для описания процессов в призабойной зоне скважины. Периодическое сочетание данных исследований может сыграть положительную роль при планировании комплекса мер геологического, технологического, технического и экономического характера, направленных на реализацию проектных решений по объекту Куюмбинского месторождения, оптимизацию его работы в целях обеспечения максимальной добычи углеводородов.

Для более наглядного сопоставления результатов, полученных в ходе применения двух различных методов мониторинга и диагностики работы скважин, совместно с представителями НИПИ и геологическими службами недропользователя рассматривается возможность одновременного проведения исследований (ПГИ, трассерный мониторинг) на указанном объекте.