Представлены результаты проведения испытаний новой технологии постоянного мониторинга работы скважин с помощью хромато-десорбционных систем. Данные системы предназначены для определения интервалов прорыва воды и газа, а также для количественной оценки профиля притока. Ключевой особенностью технологии определения интервалов прорыва газа с помощью хромато-десорбционных систем является возможность проведения исследований непосредственно на месторождении с помощью портативного газового микрохроматографа.*

Ключевые слова: месторождение им. Ю. Корчагина, 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, количественная оценка профиля притока для основного и бокового стволов скважины, микрохроматограф.

Месторождение им. Ю. Корчагина расположено в северной части Каспийского моря, в 175 км от г. Астрахани. Оно является первым морским месторождением, разрабатываемым в российском секторе Каспийского моря. Месторождение им. Ю. Корчагина представлено двумя залежами: терригенными отложениями нижнемелового возраста (неокомского надъяруса) и карбонатными отложениями верхнеюрского возраста (волжский ярус). Основные промышленные запасы нефти содержатся в неокомском надъярусе, площадь которого составляет 20,1×4,7 км, а эффективная нефтенасыщенная толщина равна приблизительно 20 м. Положение газонефтяного контакта коллектора неокомского яруса отмечено на – 1 517,2 м, а водонефтяного контакта – 1 537,1 м. Оба продуктивных горизонта имеют значительные газо- и водонефтяные переходные зоны. Коллекторы характеризуются неоднородностью по фильтрационным свойствам, а величина давления насыщения близка к величине пластового давления. Перечисленные факторы обусловливают высокую степень риска возникновения прорывов газа/воды в интервалах продуктивного пласта, имеющих высокую проницаемость, и создают вероятность формирования стабильных газовых и водяных конусов. Режим работы залежи характеризуется как водонапорный с энергией газовой шапки.

Отличительными особенностями разработки неокомской залежи месторождения им. Ю. Корчагина является то, что вскрытие продуктивных отложений с различными характеристиками коллектора производится горизонтальными стволами большой протяженности (до 5 000 м).

Соответственно, потери давления по стволу, а также различные фильтрационно-емкостные свойства коллектора вдоль длины горизонтального ствола скважины приводят к неравномерному распределению депрессии и преждевременным прорывам газа и воды.

Одними из ключевых задач при разработке нефтяных оторочек сегодня являются определение и мониторинг интервалов прорыва газа и воды. В условиях эксплуатации месторождения горизонтальными стволами большой протяженности проведение традиционного ПГИ становится высокорискованной операцией. Технология мониторинга интервалов прорыва газа и воды с помощью хромато-десорбционных (ХДС) систем выступает альтернативой традиционным ПГИ и позволяет говорить о длительном мониторинге работы горизонтальных скважин.

ОБЗОР ХРОМАТО-ДЕСОРБЦИОННЫХ СИСТЕМ

Хромато-десорбционные системы 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 создана для работы с целевым пластовым флюидом (нефтью, водой или газом) в течение достаточно длительного 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 следующие этапы:

• Производится отбор проб по определенной программе 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 обеспечивает качественную оценку эффективности очистки ствола скважины и работы каждого интервала скважины, что дает возможность принять решение о стимуляции. Путем исследования в динамическом режиме работы скважины (режим «мониторинг») можно определить и локализовать интервалы прорыва воды и газа, благодаря чему принимается обоснованное решение о проведении ремонтно-изоляционных работ и дополнительной стимуляции.

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

УСТАНОВКА СИСТЕМЫ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫХ МАРКЕРОВ НА СКВАЖИНЕ № XXX МЕСТОРОЖДЕНИЯ ИМ. Ю. КОРЧАГИНА

Длина горизонтального участка основного и бокового ствола данной скважины превысила 4 000 м. Нижнее заканчивание скважины представляет собой составной хвостовик из труб ∅139 мм. По результатам интерпретации данных каротажа открытого ствола были определены места установки разбухающих заколонных пакеров, а также интервалы установки интеллектуальных маркеров. Всего в компоновке нижнего заканчивания размещено десять интеллектуальных маркеров: шесть в основном и четыре в боковом стволе.

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 – нефть, вода, газ. Схема расстановки кожухов-носителей отображена на рис. 3

В период с 21.02.2021 по 02.03.2021 был произведен отбор 96 проб жидкости (рис. 4) для определения притока флюида в каждом интервале основного и бокового ствола скважины № XXX, вместе с этим для диагностики интервалов прорыва газа были отобраны семь проб газа.

КАЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ НА ПРИМЕРЕ ОСНОВНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ № XXX

Траектория основного ствола скважины, расстановка фильтр-кожухов-носителей, а также распределение проницаемости отображены на рис. 5, 6 и 7 Для каждой отдельно взятой пробы были определены отклики (сигналы) трассерных систем, концентрация трассерного вещества, количество воды в пробах.

В результате лабораторного анализа во всех пробах были обнаружены аналиты всех шести интервалов основного ствола, что говорит о контакте ХД-систем с водой во всех интервалах. На качественном уровне можно говорить о наибольшем притоке воды из интервала 4 и интервала 3 Во время анализа проб, полученных из основного ствола скважины, также были обнаружены отклики аналитов со всех 4 интервалов, установленных в боковом стволе. Исходя из этого можно предположить два сценария:

• наличие перетока по пласту между стволами (рис. 8) (в пользу данного предположения о наличии значимой интерференции между основным и боковым стволами говорит изменение концентрации аналитов из бокового ствола при изменении режимов работы скважины, а также достаточно близкое расположение стволов. Против данной гипотезы говорит фактически постоянный неснижаемый уровень концентрации аналитов, хотя часть аналитов могла абсорбироваться при течении флюида в пористой среде);
• негерметичность оборудования (гидравлические клапаны, либо НКТ, либо другое внутрискважинное оборудование).

В ходе работ были исследованы четыре пробы газа, отобранные при различных значениях диаметра штуцера. Для каждой отдельно взятой пробы были определены отклики (сигналы) трассерных систем и концентрация трассерного вещества (в условных единицах). Результаты вынесены на диаграмму (рис. 9).

Результаты анализа проб позволяют говорить о наличии значительного притока газа в 5-м интервале основного ствола скважины. Данный интервал характеризуется наиболее близким положением к ГНК и высокой проницаемостью.

КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ АНАЛИЗ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА

Расчеты проводились в программе узлового анализа RuTool с учетом системы заканчивания с устройствами контроля притока. Для количественной оценки профиля притока было сделано предположение, что уровень концентрации аналитов пропорционален площади контакта ХДС с целевым флюидом (рис. 10).

Результаты количественной оценки профиля притока для основного и бокового стволов представлены на рис. 11

ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ С ПОМОЩЬЮ МИКРОХРОМАТОГРАФА

На первом этапе исследования отобранные пробы газа были проанализированы вне специализированной стационарной химической лаборатории, непосредственно на месторождении при помощи микро-флюидного хроматографического устройства (микрохроматографа). На втором этапе для определения погрешности измерения концентраций аналитов в пробах с помощью данного прибора был проведен повторный анализ полученных в лаборатории проб с помощью стационарной аналитической хроматографической системы. Стационарный хроматограф в данном случае рассматривался в качестве эталонного средства измерения, и с учетом этого была посчитана погрешность микрохроматографа (рис. 12). Средняя погрешность по определению концентрации аналитов составила 1,12 %.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В период с 21.02.2021 по 02.03.2021 был произведен отбор 96 проб жидкости для определения притока флюида в каждом интервале основного и бокового ствола скважины № XXX. Вместе с этим для диагностики интервалов прорыва газа были отобраны семь проб газа.

Были проведены лабораторные анализы на наличие аналитов по воде, нефти и газу в пробах жидкости.

Результаты анализа показали возможную негерметичность оборудования (гидравлические клапаны, либо НКТ, либо другое внутрискважинное оборудование) из-за присутствия аналитов из бокового ствола при отборе проб из основного и наоборот. Были также определены:

• интервалы прорыва воды из основного ствола (зоны 4 и 3 от носка скважины);
• интервалы прорыва газа из основного ствола (зона 5) и из бокового ствола (зона 8).

На основе полученных результатов проведена количественная оценка профиля притока по воде и газу для основного ствола и по воде, нефти и газу для бокового ствола. Для количественной оценки профиля притока следует сделать предположение, что уровень концентрации аналитов пропорционален площади контакта ХДС с целевым флюидом.

Сравнение результатов измерений двух различных хроматографических систем показало, что средняя погрешность микрохроматографа составляет не более 1,12 %. В связи с этим сделан вывод, что данный прибор полноценно подходит для оперативного анализа проб газа непосредственно на месторождении.