Научный журнал
Успехи современного естествознания
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,791

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА ЮВ11 ЧИСТИННОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Дягилев В.Ф. 1 Кононенко А.А. 1 Леонтьев С.А. 1
1 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»
Статья посвящена изучению фильтрационной неоднородности межскважинного пространства на пимере пласта Ю11 Чистинного месторождения с помощью индикаторного (трассерного) метода. Данный метод изучения направления и скорости фильтрационных потоков использует меченые вещества (индикаторы). В качестве индикаторов использовались следующие вещества – карбамид, уранин – А, родамин – С и эозан – Н. Закачка индикаторов на Чистинном месторождении осуществлена через устья нагнетательных скважин, а отбор проб осуществлялся из добывающих скважин реагирующего окружения. В статье представлены схемы закачи и отбора проб по скважинам Чистинного месторождения, а также схемы направления нагнетаемой воды и обводненности добывающих скважин в области нефтефильтрационным системам (НФС). Представлены полученные зависимости относительной концентрации индикатора от действительной скорости перемещения индикатора в пласте от нагнетательной скважины и относительной массы вынесенного индикатора от скорости перемещения индикатора в пласте по окружающим добывающим скважинам. По расчетно-экспериментальным данным индикаторных исследований были построены зависимости процентного соотношения производительности каналов нефтефильтрационных систем реагирующего окружения нагнетательной скважины, а также карты направления и доли нагнетаемой воды и карты обводненности добывающих скважин. Это позволяет прогнозировать и предупреждать причины формирования участков пласта, не охваченных процессом вытеснения нефти и зон опережающего обводнения пласта по высокопроницаемым каналам. В результате проведенных исследований по реагирующему окружению нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 «проблемным» участком по результатам индикаторных исследований определено межскважинное пространство нагнетательной скважины 150 и реагирующего окружения добывающих скважин 139, 162, 163, 180, 470п. Все добывающие скважины окружения обводняются по каналам НФС более чем на 20 %). Скважина 163 по каналом НФС от нагнетательной 150 обводняется более чем наполовину. В область НФС нагнетательной скважиной 150 закачивается более 47 % воды от общей приемистости скважины 150.
индикаторы
трассерный метод
нагнетательная скважина
высокопроницаемые каналы
карты обводненности
вытеснение нефти
1. Соколовский Э.В. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов / Э.В. Соколовский, Г.Б. Соловьев, Ю.И. Тренчиков. – М.: Недра, 1986. – 158 с.
2. Физические основы разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи / В.А. Коротенко, А.Б. Кряквин, С.И. Грачев и др. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. – 104 с.
3. Enhanced oil recovery methods: Textbook / V.A. Korotenko, A.B. Kryakvin, S.I. Grachyov. – Tyumen: IUT, 2016. – Р. 62.
4. Методические рекомендации по количественной интерпретации данных трассерных исследований межскважинного пространства нефтяных месторождений / под ред. Хозяинова М.С. – М.: ВНИИгеоинформсистем, 1988. – 16 с.
5. РД 39-014-7428-235-89. Методическое руководство по технологии проведения трассерных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей / Соколовский Э.В., Хозяинов М.С., Зайцев В.И. и др. – Грозный: СевКавНИПИнефть, 1989. – 79 с.
6. Чернокожев Д.А. Совершенствование технологии индикаторных исследований для оценки фильтрационной неоднородности межскважинного пространства нефтяных пластов: дис. ... канд. техн. наук. – Дубна, 2008. – 141 с.
7. Дополнение к технологической схеме разработки Чистинного месторождения. – М.: ОАО «ВНИИнефть», 2009. – 188 с.

Повышение степени выработки запасов углеводородов обеспечивается, в частности, путём детального изучения геологического строения и фильтрационной неоднородности межскважинного пространства продуктивных коллекторов. Это позволяет прогнозировать и предупреждать причины формирования участков пласта, не охваченных процессом вытеснения нефти, и зон опережающего обводнения пласта по высокопроницаемым каналам (областям) нефтефильтрационным системам (НФС).

Одним из немногочисленных методов изучения фильтрационной неоднородности межскважинного пространства является индикаторный (трассерный) метод – метод изучения направления и скорости фильтрационных потоков с помощью меченых веществ [1–3].

Для проведения интерпретации результатов трассирования фильтрационных потоков пласта Ю11 Чистинного месторождения были приняты во внимание следующие геолого-физические и промысловые данные:

– координаты пластопересечения по скважинам;

– свойства пластовых флюидов;

– забойные и пластовые давления;

– фактические данные по эксплуатации добывающих нагнетательных скважин за весь период исследований;

– карты изобар и текущего состояния разработки;

– дополнение к технологической схеме разработки Чистинного месторождения.

Закачка индикаторов на Чистинном месторождении осуществлена через устья нагнетательных скважин 309, 173, 152, 150, 129. Выбраны добывающие скважины реагирующего окружения (рис. 1, табл. 1) [4–6].

djg1a.tif

Рис. 1. Схема закачки и отбора проб 129, 150, 152, 173

djg2.tif

Рис. 2. Схема закачки и отбора проб

Таблица 1

Выбранные скважины для проведения индикаторных исследований

Нагнетательные скважины

Добывающие скважины

для отбора проб

129

130, 131, 139, 140, 488Р

150

139, 162, 163, 180, 470П

152

130, 139, 140, 142, 153, 162, 163, 164, 175, 470П, 488Р

173

139, 162, 163, 164, 175, 180, 182, 183, 191, 470П

309

307, 308, 479Р, 801, 803, 804

Дата и время закачки индикаторов, масса и объемы закачки представлены в таблице (табл. 2).

Таблица 2

Данные по закачке индикаторов

Скв.

Индикатор

Дата закачки

Концентрация (кг/м3)

Объем закачки (м3)

Масса (кг)

129

Карбамид

31.01.2012

100

6

600

150

Уранин-А

01.02.2012

1

6

6

152

Родамин-С

01.02.2012

3

6

18

173

Эозин-Н

01.02.2012

2

8

16

309

Уранин-А

31.01.2012

1

6

6

djg3.tif

Рис. 3. Зависимости по окружающим добывающим скважинам

djg4.tif

Рис. 4. Производительность каналов НФС ( %) реагирующего окружения нагнетательной скважины 129 пласта Ю11

На рис. 3 представлена полученная зависимость «относительной концентрации индикатора от действительной скорости перемещения индикатора в пласте» от нагнетательной скважины 129 и «относительной массы вынесенного индикатора от скорости перемещения индикатора в пласте» по окружающим добывающим скважинам.

По расчетно-экспериментальным данным индикаторных исследований были построены следующие зависимости за весь период исследований:

– Процентное соотношение производительности каналов НФС реагирующего окружения нагнетательной скважины 129 пласта Ю11 (рис. 4);

– Процент нагнетаемой 129 скважиной воды в область НФС и процент добываемой воды по каналам НФС реагирующего окружения пласта Ю11 (рис. 5);

– Карта направления и доли нагнетаемой воды в область НФС для реагирующего окружения нагнетательной скважины 129 пласта Ю11 (рис. 6);

– Карта обводненности добывающих скважин по каналам НФС для реагирующего окружения нагнетательных скважин 129 пласта Ю11 (рис. 7).

Больше половины закачанного индикатора от 129 нагнетательной скважины перемещается в направлении скважины 139 – ~58 % (рис. 5, 6). Также индикатор от нагнетательной скважины 129 перемещается в направлении добывающих скважин 140, 130, 131 и 488р. В добывающие скважины 803, 479р, 801 и 804 от 309 нагнетательной пришло соответственно 23 %, 10 %, 6,5 % и 2,5 % от суммарного количества извлеченного индикатора. Наибольшая производительность каналов НФС установлена в межскважинном пространстве скважин 129–139 – 16,012 м3/сут, а также производительность 6,265 м3/сут установлена в межскважинном пространстве скважин 129–140 (рис. 4). Объем каналов НФС в межскважинном пространстве системы скважин 129–139 составляет 383,2 м3, скважин 129 – 140–134 м3 (рис. 4). В межскважинном пространстве остальных скважин окружения нагнетательной скважины 129 не выявлено больших объемов каналов НФС (рис. 4).

djg5.tif

Рис. 5. Нагнетаемая и добываемая вода ( %) по каналам НФС

djg6.tif

Рис. 6. Схема направления нагнетаемой воды ( %) в область НФС

djg7.tif

Рис. 7. Схема обводненности добывающих скважин по каналам НФС

При этом добывающая скважина 131 довольно сильно обводняется по каналам НФС – ~ 6,3 %, а 140 и 139 скважины на ~5,1 % и ~5,5 %, (см. рис. 5, 7).

Всего же в область НФС пласта Ю11 скважиной 129 закачивается ~27,6 м3/сут (рис. 5), что составляет ~ 7 % от общей приемистости скважины 129 пласта Ю11.

По результатам расчетно-экспериментальных данных индикаторных исследований получены зависимости «относительной концентрации индикатора от действительной скорости перемещения индикатора в пласте» и «относительной массы вынесенного индикатора от скорости перемещения индикатора в пласте» от скважины 150. Были построены следующие зависимости за весь период исследований:

– Карта направления и доли нагнетаемой воды в область НФС для реагирующего окружения нагнетательной скважины 150 пласта Ю11;

– Карта обводненности добывающих скважин по каналам НФС для реагирующего окружения нагнетательных скважин 150 пласта Ю11;

– Процент нагнетаемой 150 скважиной воды в область НФС и процент добываемой воды по каналам НФС реагирующего окружения пласта Ю11;

– Процентное соотношение производительности каналов НФС реагирующего окружения нагнетательной скважины 150 пласта Ю11;

– Почти 43 % закачанного индикатора от 150 нагнетательной скважины перемещается в направлении скважины 163. Также индикатор от нагнетательной скважины 150 перемещается в направлении добывающих скважин 139, 162, 180 и 470П. В добывающие скважины 139, 162, 180 и 470П от 150 нагнетательной пришло соответственно ~18 %, ~16 %, ~15 % и ~8 % от суммарного количества извлеченного индикатора.

Наибольшая производительность каналов НФС установлена в межскважинном пространстве скважин 150 – 163– 150,3 м3/сут. Объем каналов НФС в межскважинной пространстве системы скважин 150-163 составляет 10994,6 м3, скважин 150 – 180–2502 м3, скважин 150 – 139–3483 м3, скважин 150 – 162–3165 м3, скважин 150 – 470п–1644,8 м3.

При этом добывающие скважины 163, 139, 162, 180 и 470п сильно обводняются по каналам НФС – ~53 %, ~22,7 %, ~34 %, ~36 % и ~23 %. Всего же в область НФС пласта Ю11 скважиной 150 закачивается ~351,9 м3/сут, что составляет ~ 47 % от общей приемистости скважины 150 пласта Ю11.

По результатам расчетно-экспериментальных данных индикаторных исследований получены зависимости «относительной концентрации индикатора от действительной скорости перемещения индикатора в пласте» и «относительной массы вынесенного индикатора от скорости перемещения индикатора в пласте» от скважины 152. Были построены следующие зависимости за весь период исследований:

– Карта направления и доли нагнетаемой воды в область НФС для реагирующего окружения нагнетательной скважины 152 пласта Ю11;

– Карта обводненности добывающих скважин по каналам НФС для реагирующего окружения нагнетательных скважин 152 пласта Ю11;

– Процент нагнетаемой 152 скважиной воды в область НФС и процент добываемой воды по каналам НФС реагирующего окружения пласта Ю11;

– Процентное соотношение производительности каналов НФС реагирующего окружения нагнетательной скважины 152 пласта Ю11.

Индикатор от 152 нагнетательной скважины перемещается в направлении скважине 163 ~20 %.

Также индикатор от нагнетательной скважины 152 перемещается в направлении добывающих скважин 139, 162, 164, 142, 175, 140, 470П, 488Р, 130 и 153. В добывающие скважины 139, 162, 164 и 142 от 152 нагнетательной пришло соответственно ~16 %, ~12,5 %, ~11,8 % и ~10,7 % от суммарного количества извлеченного индикатора.

Наибольшая производительность каналов НФС установлена в межскважинном пространстве скважин 152 – 163–0,809 м3/сут, а так же производительность 0,663 м3/сут установлена в межскважинном пространстве скважин 152–139. В межскважинном пространстве скважин окружения нагнетательной скважины 152 не выявлено больших объемов каналов НФС.

Обводненность по каналам НФС для скважин окружения 152 нагнетательной скважины не превышает 2 %, 1 %. Всего же в область НФС пласта Ю11 скважиной 152 закачивается ~4,059 м3/сут, что составляет ~ 0,679 % от общей приемистости скважины 152 пласта Ю11.

По результатам расчетно-экспериментальных данных индикаторных исследований получены зависимости «относительной концентрации индикатора от действительной скорости перемещения индикатора в пласте» и «относительной массы вынесенного индикатора от скорости перемещения индикатора в пласте» от скважины 173. Были построены следующие зависимости за весь период исследований:

– Карта направления и доли нагнетаемой воды в область НФС для реагирующего окружения нагнетательной скважины 173 пласта Ю11;

– Карта обводненности добывающих скважин по каналам НФС для реагирующего окружения нагнетательных скважин 173 пласта Ю11;

– Процент нагнетаемой 173 скважиной воды в область НФС и процент добываемой воды по каналам НФС реагирующего окружения пласта Ю11;

– Процентное соотношение производительности каналов НФС реагирующего окружения нагнетательной скважины 173 пласта Ю11.

Индикатор от 173 нагнетательной скважины перемещается в направлении скважины 183 ~20 %.

Также индикатор от нагнетательной скважины 173 перемещается в направлении добывающих скважин. В добывающую скважину 163 и 182 от 173 нагнетательной пришло соответственно ~13 % и ~11 % от суммарного количества извлеченного индикатора.

Наибольшая производительность каналов НФС установлена в межскважинном пространстве скважин 173 и 183–3,85 м3/сут. В межскважинном пространстве скважин окружения нагнетательной скважины 152 не выявлено больших объемов каналов НФС.

Обводнение по каналам НФС для скважин окружения 173 нагнетательной скважины не превышает 2 %. Всего же в область НФС пласта Ю11 скважиной 173 закачивается ~14,705 м3/сут, что составляет ~ 6,121 % от общей приемистости скважины 173 пласта Ю11.

По результатам расчетно-экспериментальных данных индикаторных исследований получены зависимости «относительной концентрации индикатора от действительной скорости перемещения индикатора в пласте» и «относительной массы вынесенного индикатора от скорости перемещения индикатора в пласте» от скважины 309. Были построены следующие зависимости за весь период исследований:

– Карта направления и доли нагнетаемой воды в область НФС для реагирующего окружения нагнетательной скважины 309 пласта Ю11;

– Карта обводненности добывающих скважин по каналам НФС для реагирующего окружения нагнетательных скважин 309 пласта Ю11;

– Процент нагнетаемой 309 скважиной воды в область НФС и процент добываемой воды по каналам НФС реагирующего окружения пласта Ю11;

– Процентное соотношение производительности каналов НФС реагирующего окружения нагнетательной скважины 309 пласта Ю11;

– Суммарный процент нагнетаемой воды в область НФС окружения нагнетательной скважины 309 пласта Ю11;

– Производительность каналов НФС окружения нагнетательной скважины 309 пласта Ю11.

Объемы каналов НФС окружения нагнетательной скважины 309 пласта Ю11.

Больше половины закачанного индикатора от 309 нагнетательной скважины перемещается в направлении скважин 308 ~32 % и 307 ~30 %.

Также индикатор от нагнетательной скважины 309 перемещается в направлении добывающих скважин 803, 479Р, 801 и 804. В добывающую скважину 803, 479р, 801 и 804 от 309 нагнетательной пришло соответственно ~11 %, ~11 %, ~10 % и ~6 % от суммарного количества извлеченного индикатора.

Производительность каналов НФС в межскважинных пространствах скважин 309- 308 – 28,893 м3/сут, скважин 309–307 – 27,502 м3/сут, скважин 309–803 – 10,296 м3/сут, скважин 309–479р – 9,673 м3/сут, скважин 309–801 – 9,369 м3/сут, скважин 309–804 – 5,422 м3/сут. Объем каналов НФС в межскважинном пространстве системы скважин 309–308 составляет 1913,9 м3, скважин 309–307 – 1911,8 м3, скважин 309–803 – 725 м3, скважин 309 – 479р – 678,3 м3, скважин 309–801 – 512 м3, скважин 309–804 – 384 м3.

При этом добывающие скважины 801, 804, 479Р, 803, 307 и 308 сильно обводняются по каналам НФС ~51 %, ~48 %, ~45 %, ~25 %, ~18 % и ~14 %. Всего же в область НФС пласта Ю11 скважиной 309 закачивается ~91,2 м3/сут, что составляет ~ 21,4 % от общей приемистости скважины 309 пласта Ю11.

По расчетно-экспериментальным данным индикаторных исследований, были получены комплексные данные по фильтрационной неоднородности пласта Ю11 Чистинного месторождения (окружение нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173) [7]:

– Карта направления и доли нагнетаемой воды в область НФС для реагирующего окружения нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 пласта Ю11 (рис. 9);

– Суммарный процент нагнетаемой воды в область НФС окружения нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 пласта Ю11 (рис. 8);

– Карта обводненности добывающих скважин по каналам НФС для реагирующего окружения нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 пласта Ю11 (рис. 10);

– Суммарный процент обводненности добывающих скважин от нагнетательных 129, 150, 152, 173 пласта Ю11 по каналам НФС (рис. 11);

– Производительность каналов НФС окружения нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 пласта Ю11 для каждой пары нагнетательной и добывающей скважин;

– Объемы каналов НФС окружения нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 пласта Ю11 для каждой пары нагнетательной и добывающей скважин).

djg8.tif

Рис. 8. Нагнетаемая и добываемая вода ( %) по каналам НФС

djg9.tif

Рис. 9. Схема направления нагнетаемой воды ( %) в область НФС

djg10.tif

Рис. 10. Схема обводненности добывающих скважин по каналам НФС

djg11.tif

Рис. 11. Суммарный процент обводненности добывающих скважин от нагнетательных 129, 150, 152, 173 пласта Ю11 по каналам НФС

В целом по реагирующему окружению нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 «проблемным» участком по результатам индикаторных исследований определено межскважинное пространство нагнетательной скважины 150 и реагирующего окружения добывающих скважин 139, 162, 163, 180, 470п. Все добывающие скважины окружения обводняются по каналам НФС более чем на 20 % (рис. 10, 11). Скважина 163 по каналам НФС от нагнетательной 150 обводняется более чем наполовину (рис. 10, 11). В область НФС нагнетательной скважиной 150 закачивается более 47 % воды от общей приемистости скважины 150 (рис. 8).

По анализу проведенных ГТМ на Чистинном месторождении, в нагнетательной скважине 150 в 2012 г. проводилось ВПП (на 37 сутки от закачки индикатора).

При этом отмеченные по результатам индикаторных исследований большие объемы каналов НФС (рис. 9) высокой производительности в данном случае вероятнее всего не являются следствием отсутствия эффективности проведенного ГТМ, поскольку значительная часть индикатора от скважины 150 уже была извлечена на дневную поверхность добывающими скважинами 139, 162, 163, 180, 470П до проведения ВПП, а остальная часть индикатора была оттеснена нагнетаемой водой на значительное расстояние от нагнетательной скважины, и выравнивание профиля в нагнетательной скважине 150 не повлияло на вынос индикатора в добывающих скважинах ввиду не мгновенного перераспределения пластовой энергии (упругих свойств пласта).

В окружении нагнетательной скважины 129 опережающее обводнение отмечается в межскважинном пространстве системы скважин 129–139 и 129–140.

Четверть всего извлеченного индикатора в окружении нагнетательной скважины 173 добыто с устья 183 добывающей скважины – высокодебитной и сильно обводненной.

В межскважинном пространстве нагнетательной скважины 152 и реагирующего окружения добывающих скважин не отмечено больших объемов каналов НФС).

Суммарный же объем области НФС межскважинного пространства окружения нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 составляет 23404,0 м3, а суммарная производительность окружения нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173 всех каналов НФС – 396,11 м3/сут.

При этом объемы каналов НФС межскважинного пространства нагнетательной скважины 150 и добывающих скважин 139, 162, 163, 180, 470п составляют 21624,36 м3 (~92,39 % от суммарного объема выявленных по результатам индикаторных исследований каналов НФС в окружении нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173), суммарной производительностью 349,76 м3/сут (~88,3 % от суммарной производительности выявленных по результатам индикаторных исследований каналов НФС в окружении нагнетательных скважин 129, 150, 152, 173) [7].

Выводы

По нагнетательной скважине 150 необходимо проведение геолого-технологических мероприятий (ГТМ), связанных с выравниванием профиля приемистости.


Библиографическая ссылка

Дягилев В.Ф., Кононенко А.А., Леонтьев С.А. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ТРАССЕРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА ЮВ11 ЧИСТИННОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Успехи современного естествознания. – 2018. – № 1. – С. 93-101;
URL: https://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=36657 (дата обращения: 16.10.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074