Оперативний моніторинг розробки нафтових родовищ на пізній стадії з метою підвищення вилучення нафти. Моніторинг розробки нафтогазових родовищ Програма моніторингу на родовищах золота зразок

авторський курс професора, д.ф.-м.н., член-кор. РАПН, члена SPE, ACS К.М. Федорова, головного спеціаліста ТОВ «НТЦ-ОЙЛТІМ» А.О. Потапова, директора з розвитку ТОВ «Башнефть-ПЕТРОТЕСТ» Т.М. Мухаметзянова.

мета курсу - Ефективне управління розробкою родовищ включає застосування широкого спектра геолого-технічних заходів (ГТМ) на свердловинах. Нові технології дозволяють вирішувати багато проблем, що виникають при розробці покладів, проте їх застосування пов'язано з ретельним оперативним аналізом стану розробки, назрілих проблем видобутку та заводнення, науковим і технічним обгрунтуванням комплексного застосування різних засобів. Ці дослідження називаються моніторингом розробки родовищ.

Однак на сьогодні склад робіт з моніторингу не регламентований і часто обмежується тільки перебудовою геолого-технологічних моделей з урахуванням нових промислових даних і виробленням загальних рекомендацій на їх основі з подальшої розробки родовища. Програма традиційних досліджень пласта проводиться для вирішення оперативних завдань і часто не спрямована на вирішення актуальних завдань розробки родовища в цілому. Вибір свердловин-кандидатів для досліджень часто проводиться за залишковим принципом. У ряді випадків відсутній системний підхід до вивчення покладів і родовищ.

В результаті геолого-технологічні заходи, які визначаються в результаті робіт з моніторингу, спрямовані, як правило, на інтенсифікацію припливу і обмеження видобутку води, а не вирішують комплексних проблем родовища в цілому. Рекомендований список проведення ГТМ часто є недостатньо конкретним, в ньому вказується лише загальна кількість заходів різного типу.

На сьогоднішній день назріла необхідність в доповненні склалася схеми проведення моніторингу новими видами робіт і регламентації його завдань і змісту. В першу чергу ці роботи повинні бути спрямовані на зниження невизначеності уявлень про геологічну структуру поклади і детальний аналіз енергетичного стану об'єкта розробки. Результати цих досліджень спрямовані на розробку цільової програми ГТМ для узгодженого впливу на видобувні і нагнітальні свердловини. Виконання такої програми дозволить підняти ступінь вилучення запасів вуглеводнів і, отже, підвищити ефективність розробки родовища в цілому.

Після закінчення курсу слухачі зможуть:

• застосовувати аналітичні методики обробки промислових даних і робити висновки щодо причин відхилення параметрів розробки від проектних значень,
• давати висновки за джерелами обводнення свердловин і збалансованості системи заводнення,
• складати комплексні програми додаткових досліджень і ГТМ, спрямованих на вдосконалення системи заводнення.

Навчально-тематичний план курсу(40 акад. Годин)

1. Концепція гідродинамічного моніторингу розробки.

Сформовані підходи до проблеми моніторингу розробки. Розвиток концепції гідродинамічного моніторингу родовищ.

2. Методи і прийоми узгодження програми дослідження свердловин з завданнями моніторингу розробки.

Гідродинамічні дослідження свердловин: типи, цілі та завдання. Розробка комплексної програми дослідження свердловин.

3. Аналіз енергетичного стану поклади для вдосконалення системи заводнення.

Методика побудови карт ізобар за результатами ГДВ для аналізу енергетичного стану поклади. Аналіз системи заводнення. Визначення обсягів нецільової закачування.

4. Рішення задач управління заводнением через створення цільової програми ГТМ.

Розробка методики цільового підходу до планування і проведення ГТМ. Приклад проведення кислотних обробок свердловин Вахской групи родовищ. Розробка цільової програми ГТМ на прикладі Верх-Тарського родовища. Застосування основних елементів концепції гідродинамічного моніторингу на прикладі Фаінского родовища.

ЗАТВЕРДЖУЮ
Перший заступник Міністра
природних ресурсів
Російської Федерації
В.А.Пак
4 серпня 2000 року

Вимоги до моніторингу родовищ твердих корисних копалин

У документі викладені принципи організації і ведення моніторингу родовищ твердих корисних копалин, визначені його цілі і завдання, сформульовані вимоги до складу інформації.

Вимоги призначені для органів управління державним фондом надр і повинні використовуватися при видачі ліцензій на користування ділянками надр для видобутку твердих корисних копалин і забезпеченні ведення об'єктного рівня моніторингу на зазначених родовищах.

Вимоги до моніторингу родовищ твердих корисних копалин розроблені гідрогеоекологіческого науково-виробничої та проектною фірмою "ГІДЕК".

"Вимоги до моніторингу родовищ твердих корисних копалин" узгоджені Держнаглядохоронпраці України.

1. Основні поняття

1. Основні поняття

У справжніх Вимогах терміни вживаються в такому значенні:

Геологічне середовище - частина надр, в межах якої протікають процеси, що впливають на життєдіяльність людини та інші біологічні співтовариства. Геологічне середовище включає гірські породи нижче грунтового шару, що циркулюють в них підземні води і пов'язані з гірськими породами і підземними водами фізичні поля і геологічні процеси;

Моніторинг стану надр (геологічного середовища) - система регулярних спостережень, збору, накопичення, обробки та аналізу інформації, оцінки стану геологічного середовища і прогнозу його змін під впливом природних факторів, користування надрами та іншої антропогенної діяльності;

Родовище твердих корисних копалин - природне скупчення твердого мінерального речовини, яке в кількісному і якісному відносинах може бути предметом промислової розробки при даному стані техніки і технології його видобутку і переробки і в даних економічних умовах;

Моніторинг родовищ твердих корисних копалин - моніторинг стану надр (геологічного середовища) і пов'язаних з ним інших компонентів навколишнього природного середовища в межах техногенного впливу в процесі геологічного вивчення та розробки цих родовищ, а також ліквідації та консервації гірничодобувних підприємств;

Ліцензія на користування надрами - державний дозвіл, яке засвідчує право користування ділянкою надр в певних межах відповідно до зазначеної метою протягом встановленого терміну при дотриманні заздалегідь обумовлених умов;

Компоненти навколишнього природного середовища - складові екосистем. До них відносяться: повітря, поверхневі і підземні води, надра, грунти, рослинний і тваринний світ.

2. Загальні положення

2.1. Ці вимоги розроблені з урахуванням вимог Закону Російської Федерації "Про надра" (в ред. Федеральних законів від 03.03.95 N 27-ФЗ, від 10.02.99 N 32-ФЗ, від 02.01.2000 N 20-ФЗ), Закону Російської Федерації "про охорону навколишнього природного середовища" від 19.12.91 N 2061-1, Постанови Ради Міністрів - Уряду Російської Федерації від 24.11.93 N 1229 "про створення єдиної державної системи екологічного моніторингу", Концепції та Положення про Державний моніторинг геологічного середовища Росії, затверджених наказом Роскомнедра N 117 від 11.07.94, та інших правових і нормативних документів.

2.2. Моніторинг родовищ твердих корисних копалин (ММТПІ) є підсистемою моніторингу стану надр (геологічного середовища) і являє собою об'єктний рівень моніторингу.

2.3. Розробка родовищ твердих корисних копалин може здійснюватися тільки на підставі ліцензії на користування надрами. В умовах ліцензії, за погодженням з органами Держнаглядохоронпраці України, повинні бути встановлені основні вимоги до моніторингу родовища, виконання яких є обов'язковим для власників ліцензії.

Проведення ММТПІ, як об'єктного рівня моніторингу геологічного середовища, відповідно до умов ліцензії на користування надрами є обов'язком суб'єктів підприємницької діяльності - власників ліцензії на користування надрами для геологічного вивчення надр і видобутку корисних копалин.

2.4. Метою ведення ММТПІ є інформаційне забезпечення органів управління державним фондом надр і надрокористувачів під час геологічного вивчення і розробки родовищ корисних копалин.

2.5. Для реалізації зазначеної мети в системі ММТПІ здійснюється вирішення наступних основних завдань:

- оцінка поточного стану геологічного середовища на родовищі, включаючи зону істотного впливу його експлуатації, а також пов'язаних з ним інших компонентів навколишнього природного середовища, і відповідності цього стану вимогам нормативів, стандартів і умов ліцензії на користування надрами для геологічного вивчення надр і видобутку корисних копалин;

- складання поточних, оперативних та довгострокових прогнозів зміни стану геологічного середовища на родовищі і в зоні істотного впливу його відпрацювання;

- економічна оцінка збитку з визначенням витрат на попередження негативного впливу розробки родовища на навколишнє природне середовище (здійснення природоохоронних заходів і компенсаційних виплат);

- розробка заходів по раціоналізації способів видобутку корисних копалин, запобігання аварійним ситуаціям і ослаблення негативних наслідків експлуатаційних робіт на масиви гірських порід, підземні води, пов'язані з ними фізичні поля, геологічні процеси та інші компоненти навколишнього природного середовища;

- надання органам Держнаглядохоронпраці України та іншим державним органам влади інформації про стан геологічного середовища на родовищі корисних копалин і в зоні істотного впливу його відпрацювання, а також взаємопов'язаних з нею компонентів навколишнього природного середовища;

- надання територіальним органам управління державним фондом надр даних ММТПІ для включення в систему державного моніторингу стану надр;

- контроль і оцінка ефективності заходів щодо раціонального способу видобутку корисних копалин, що забезпечує, при інших рівних умовах, повноту його виїмки і скорочення нераціональних втрат.

Конкретні завдання моніторингу можуть уточнюватися умовами ліцензій на користування надрами та геологічними завданнями на виконання робіт.

2.6. Розроблюване родовище корисних копалин та інші, пов'язані з його розробкою об'єкти господарської діяльності, являють собою складну природно-техногенну систему, яка містить, як правило, ряд джерел антропогенного впливу на навколишнє (в т.ч. геологічну) середу. Це вплив є об'єктом кількох видів моніторингу. Тому ММТПІ, крім моніторингу геологічного середовища, може включати в себе моніторинг поверхневих водних об'єктів, атмосфери, ґрунтів, рослинності.

2.7. При постановці і ведення ММТПІ, як підсистеми моніторингу стану надр, потрібно розрізняти види і джерела антропогенного впливу, пов'язані безпосередньо з розкриттям і розробкою родовища (видобуванням корисних копалин), і джерела антропогенного впливу, пов'язані з супутньою видобутку інфраструктурою гірничодобувного підприємства, в т.ч . зі зберіганням, транспортуванням і переробкою видобутої корисної копалини і рудовмещающих гірських порід, а також скиданням і утилізацією підземних вод, видобутих при осушенні родовища.

2.7.1. До джерел антропогенного впливу, пов'язаних з видобуванням корисних копалин, тобто безпосередньо з надрокористування, відносяться:

а) відкриті (кар'єри, розрізи, розрізні траншеї) і підземні гірничі виробки (шахти, штольні та ін.), вироблені порожнини, а також технологічні свердловини при розробці родовищ твердих корисних копалин методом підземного вилуговування;

б) споруди шахтного або кар'єрного водовідливу (системи водознижувальних і дренажних свердловин, підземних гірничих виробок);

в) споруди із закачування в надра витягнутих при видобутку корисних копалин підземних під; системи захоронення шахтних вод;

г) фільтраційні завіси, пов'язані із закачуванням в надра спеціальних розчинів;

д) газо-аерозольні і пилові викиди;

е) споруди з інженерного захисту гірничих виробок від негативного впливу небезпечних геологічних процесів;

ж) автономні водозабори підземних вод, розташовані на площі родовища і використовуються для видобутку підземних вод з метою господарсько-питного або технічного водопостачання.
________________
Залежно від умов ліцензій на користування надрами такі водозабори можуть бути як об'єктом ММТПІ, так і об'єктом моніторингу підземних вод.


Зазначені види джерел антропогенного впливу впливають в першу чергу на стан надр (геологічне середовище), але можуть призводити також до зміни інших компонентів навколишнього природного середовища (поверхневих вод, атмосфери, стану рослинності, стану поверхні землі).

2.7.2. До джерел антропогенного впливу на навколишнє (в тому числі геологічну) середу, не пов'язаним безпосередньо з процесом видобутку твердих корисних копалин, відносяться:

а) відвали гірських порід, гідровідвалів, склади корисних копалин, шламо- і хвостосховища гірничозбагачувальних комбінатів і фабрик, ставки-відстійники, накопичувачі стічних вод;

б) канали та трубопроводи відведення річок і струмків, технічних вод і стоків;

в) скиди дренажних і стічних вод в поверхневі водотоки і водойми;

г) технологічні і побутові комунікації;

д) ділянки рекультивації земель;

е) небезпечні інженерно-геологічні процеси, що сформувалися під впливом антропогенної діяльності;

ж) споруди з інженерного захисту об'єктів інфраструктури від негативного впливу небезпечних геологічних процесів.

Ці джерела антропогенного впливу впливають як на геологічне середовище, завдяки, головним чином, витокам з водогінних комунікацій, а також з гідровідвалів, шламо- і хвостосховищ, з майданчиків промислових підприємств, так і на інші компоненти навколишнього природного середовища.

2.8. З урахуванням вищевикладеного, ММТПІ включає в себе:

- регулярні спостереження за елементами геологічного середовища, гірничими виробками і іншими спорудами, а також за окремими компонентами навколишнього природного середовища в межах зони впливу на екосистеми як власне відпрацювання запасів корисних копалин, так і іншої господарської діяльності гірничодобувного підприємства (п.п.2.7.1 і 2.7.2); реєстрацію спостережуваних показників і обробку отриманої інформації;

- створення і ведення інформаційних фактографічних і картографічних баз даних, що включають в себе весь набір ретроспективної і поточної геологічної та технологічної інформації (а при необхідності і постійно діючу модель родовища), що дозволяє здійснювати:

- оцінку просторово-часових змін стану геологічного середовища та пов'язаних з нею компонентів навколишнього природного середовища на основі отриманих в процесі моніторингу даних;

- облік руху запасів корисних копалин і втрат при їх видобутку та переробці;

- облік витягнутих (переміщених) гірських порід;

- прогнозування зміни стану об'єктів гірських робіт і пов'язаних з ними компонентів довкілля під впливом видобутку корисних копалин, дренажних заходів та інших антропогенних факторів (п.п.2.7.1 і 2.7.2);

- попередження про ймовірні негативні зміни стану геологічного середовища і необхідної коригування технології видобутку запасів корисних копалин;

- розробку рекомендацій з ліквідації наслідків аварійних ситуацій, пов'язаних зі змінами стану геологічного середовища.

Таким чином, ММТПІ проводиться на площі як власне родовища корисних копалин і техногенних об'єктів гірничого виробництва, так і в зоні істотного впливу надрокористування на стан надр і інші компоненти навколишнього природного середовища, зміни яких пов'язані зі зміною геологічного середовища під впливом розтину і розробки родовища корисних копалин та іншої господарської діяльності гірничодобувного підприємства.

2.9. На основі отриманої в процесі ММТПІ інформації приймаються рішення щодо забезпечення процесів управління видобутком мінеральної сировини, оцінці натуральних показників для призначення величини компенсаційних виплат, забезпечення умов повноти виїмки запасів корисних копалин, запобігання аварійним ситуаціям, зниження негативних наслідків експлуатаційних робіт на навколишнє природне середовище, а також контроль за дотриманням вимог, встановлених при наданні надр в користування (вимог умов ліцензій на користування надрами).

3. Загальна характеристика основних факторів, що визначають стан надр і пов'язаних з ними інших компонентів природного середовища під час розтину і розробки родовищ твердих корисних копалин, структуру і зміст моніторингу

3.1. Відповідно до положень розділу 2 ММТПІ повинен охоплювати як безпосередньо площа ведення гірських робіт, так і зону істотного впливу розробки родовища і супутніх їй процесів на стан надр та інших компонентів навколишнього природного середовища.

Тому в загальному випадку на площі проведення ММТПІ може бути виділено 3 зони:

Зона I - зона безпосереднього ведення гірських робіт і розміщення інших технологічних об'єктів, що впливають на зміну стану надр в межах кордонів гірничого відводу;

Зона II - зона істотного впливу розробки родовища на різні компоненти геологічного середовища;

Зона III - периферійна зона, що примикає до зони істотного впливу розробки родовища (зона фонового моніторингу).

3.1.1. Межі площі ведення гірських робіт (зона I) визначаються природними геологічними і техніко-економічними факторами. У всіх випадках верхньою межею родовища приймається поверхню землі, а нижній - підошва балансових запасів корисних копалин. Зазвичай межі зони I - це межі зони гірничого відводу.

3.1.2. Розміри зони істотного впливу розробки родовища твердих корисних копалин (зона II) встановлюються по поширенню ділянок (площ) активізації небезпечних геологічних процесів під впливом видобутку корисних копалин і істотного порушення гідродинамічного режиму і структури потоків підземних вод в межах депресійної лійки.

За наявними уявленнями за зону істотного техногенного впливу інженерно-геологічного характеру слід приймати площу на порядок більше площі, на якій здійснюється виробнича діяльність при розробці родовища. Найбільші розміри територій, схильних до впливу розробки родовища, пов'язані з розвитком депресійних лійок підземних вод при проведенні водознижувальних і дренажних заходів. Вони визначаються гідрогеологічними умовами та особливостями системи відбору підземних вод, а також наявністю або відсутністю системи зворотного закачування дренажних вод. Депрессионная воронка розширюється в часі і може досягти досить значних розмірів, особливо в напірних пластах, що мають широке майданні поширення. У той же час радіуси зони істотного впливу, де зниження рівня становить близько 10-20% від пониження в центрі депресії, зазвичай не перевищують 10-20 км в напірних пластах і перших кілометрів в безнапірних. Цими цифрами слід керуватися при визначенні розмірів зони істотного впливу розробки.

При розробці невеликих родовищ з неглибоко залягають корисні копалини, в замкнутих гідрогеологічних структурах, а також при відпрацюванні родовищ вище рівня підземних вод зона істотного впливу може бути обмежена гірським і земельних відведенням.

3.1.3. Межі III зони і її площа приймаються таким чином, щоб в процесі моніторингу можна було простежити фонові зміни стану геологічного середовища, порівняти їх з її змінами в зоні II і виділити ті з них, які пов'язані з розробкою родовища, і ті, які визначаються іншими чинниками . Тому площа зони III повинна охоплювати ділянки з геолого-гідрогеологічними умовами та ландшафтами, розвиненими в зоні II.

Виникла помилка

Платіж не був завершений через технічну помилку, грошові кошти з вашого рахунку
списані були. Спробуйте почекати кілька хвилин і повторити платіж ще раз.

14.11.2016

джерело: Журнал «PROнефть»

Іракське родовище Бадра розташоване в тектонічно активній районі передгір'я Загрос і характеризується складною геологічною будовою з високою мінливістю колекторських властивостей карбонатних пластів. Видобувні свердловини розкривають до п'яти продуктивних пластів в інтервалі глибин 4400-4850 м. Проникність пластів за даними гідродинамічних досліджень свердловин (ДДІВ) змінюється в межах (3-15) ⋅10 -3 мкм 2, за даними керна - (1-250) ⋅ 10 -3 мкм 2, нефтенасищенной товщини досягають 120 м.

Особливості родовища зумовили необхідність розробки спеціальної програми гідродинамічних і потокометріческіх досліджень свердловин як на стадії розвідки з метою складання надійної петрофизической і фільтраційної моделей поклади, так і на стадії експлуатації родовища для оптимізації стимуляції свердловин при освоєнні, виконанні моніторингу та регулювання системи розробки покладу.

Програма проведення робіт у розвідувальних свердловинах

Продуктивні пласти формації Мауддуд як єдиного об'єкта розробки родовища Бадра характеризуються значною неоднорідністю по розрізу. З урахуванням того, що отримання припливу при освоєнні свердловин без кислотних обробок малоймовірно для більшості прошарків, проектування освоєння і тестування свердловин виконувалися поінтервального способом з метою достовірного вивчення параметрів кожного прошарку, характеру припливу і властивостей флюїду. Поінтервального освоєння і випробування розвідувальних свердловин здійснювалися з використанням компонування тимчасового закінчення свердловин (DST) за такою методикою:

Спуск компонування DST з перфораторами на трубах і автономними термоманометр;

Перфорація і закачування кислоти в об'єкт випробування із застосуванням багатоступеневих кислотних систем і потокоотклонітелей (дайверторов) кислоти для вирівнювання профілів прийомистості;

Очищення свердловини від продуктів реакції і випробування на різних штуцерах з подальшою реєстрацією кривої відновлення тиску (КВД);

Витяг тимчасової компонування, ізоляція об'єкта пробкою і повторення процедури для вищого інтервалу.

Після закінчення випробування останнього об'єкта встановлені цементні пробки разбуріваемая, спускалася фінальна компоновка закінчення з установкою перманентних пакеров. Проводилась заключна солянокислотного обробка (СКО) всіх випробуваних об'єктів з наступним очищенням свердловин і записом забійних витрати, тиску і температури приладом PLT. Отримані дані дозволили визначити поінтервального фільтраційно-ємнісні своства (ФЕС) пласта, інтервали припливу при спільній і роздільної роботі, пластові та забійні тиску при різних режимах експлуатації свердловин.

На стадії розвідки родовища в 2010-2014 рр. поряд з 3D сейсморазведкой, геофізичними дослідженнями свердловин (ГІС), аналізом керна і флюїдів був виконаний комплекс гідродинамічних (ГДВ) і промислово-геофізичних (ПГИ) досліджень двох розвідувальних свердловин, в яких селективно освоєні і досліджені 3-6 інтервалів формацій Мауддуд, Румейла і Мішріф.

Розглянемо результати ГДВ на прикладі однієї з розвідувальних свердловин. При дослідженні використовувалася технологія реєстрації кривої стабілізації і відновлення забійного тиску за допомогою глибинного манометра компонування DST. Кількісна інтерпретація матеріалів записів датчиків тиску спільно з даними про зміну дебіту свердловини виконувалася із застосуванням програмного комплексу Saphir компанії Kappa Engineering. На рис.1 представлені результати ГДВ нижнього і верхнього об'єктів формації Мауддуд.

Результати інтерпретації даних ГДВ підтвердили прогноз по ГІС: проникність верхнього об'єкта - 3,9⋅10 -3 мкм 2, провідність 140⋅10-3 мкм 2 ⋅м, скін-фактор - -3,8, при цьому середній дебіт склав 830 м 3 / сут при депресії 20 МПа, проникність нижнього об'єкта - 0,8⋅10 -3 мкм 2, провідність 8,5⋅10 -3 мкм 2 ⋅м, скін-фактор - -4,5, середній дебіт - 170 м 3 / добу при депресії 30 МПа.

Наступним етапом досліджень стало спільне випробування двох пластів з проведенням повторної СКО і комплексу ПГИ. Отримані результати дозволили визначити інтегральні параметри многопластовой системи: середня проникність двох пластів - 3,5⋅10 -3 мкм 2, провідність - 160,1⋅10 -3 мкм 2 ⋅м, скін-фактор - -4,5, дебіт - 1170 м 3 / сут при депресії 20 МПа. Висока пластовий тиск (близько 50 МПа) забезпечувало депресію близько 20 МПа без зниження тиску на вибої нижче тиску насичення. Високий дебіт свідчить про високу інформативність стандартних методів оцінки припливу - складу (в тому числі механічного витратометрії). Планшет з результатами інтерпретації даних ПГИ наведено на рис. 2.

Рис. 1. Динаміка дебіту і тиску, а також тиску в логарифмічних координатах а, б - пласт відповідно нижній і верхній

Витратометрія і термометрія в розглянутому прикладі доповнюють один одного. Вище пласта 2 (див. Рис. 2) дебіт настільки великий, що градієнт температури між пластами близький до нуля. У цій області термометрія (див. Рис. 2, вікно VI) не інформативна для оцінки дебіту, але ефективний витратомір (див. Рис. 2, вікна IX-XI). В межах пластів 6 і 7 швидкість потоку в стовбурі настільки мала, що не фіксується витратоміром, але може бути оцінена за результатами термометрії. Результати кількісної оцінки дебіту по комплексу методів представлені у вікнах VI і XII на рис. 2.

Результати стимуляції свердловин після їх освоєння

У всіх прошарків як розглянутої, так і інших свердловин досягнуто значних від'ємних значень скін-фактора, що варіюються від -3,8 до -5,5, що дозволяє досягати великих коефіцієнтів продуктивності свердловин, незважаючи на порівняно невисокі фільтраційні параметри пластів.

Ефективність стимуляції свердловин солянокислотного складами з потокоотклоняющімі агентами обумовлена \u200b\u200bперш за все високими тисками (до 52 МПа на гирлі), близькими до тиску гідророзриву пласта (95-100 МПа), витратою (9-15 барелів / хв) і обсягом закачування 15% -ної соляної кислоти (3,5-5 м 3 / м товщини). Характерних ознак кислотного гідророзриву пласта впевнено не виявлено, однак такі режими обробки сприяють утворенню неоднорідних каналів розчинення, що йдуть в глиб пласта до 150 м.

Рис. 2. Планшет з результатами інтерпретації даних ПГИ: I - колонка глибин; II - розкриті спільно пласти; III - конструкція свердловини зі схемою руху флюїду по стовбуру; IV - діаграма гамма-методу (ГМ); V - діаграма локатора муфт (ЛМ); VI - діаграма термометрії (TG - умовна геотермограмма; А, В, С - інтервали поза працюючих пластів, вибрані для оцінки дебітів за результатами термометрії); VII, VIII - щільність заповнювача стовбура відповідно в діючій і зупиненої свердловині по барометр; IX, X - швидкість потоку відповідно в діючій і зупиненої свердловині по витратометрії; XI, XII - розподіл дебітів по об'єктах по витратометрії;

Особливостями продуктивних пластів родовища Бадра є великий поверх нафтоносності (до 450 м) і погіршення проникності від центру формації до покрівлі і підошві. У зв'язку з цим перший досвід одночасно з освоєнням кислотної обробки продуктивного пласта в свердловині, закінченою відкритим стволом з щілинним хвостовиком, показав її низьку ефективність по розрізу. Подальша глибинна витратометрія дозволила визначити причини, а також на основі моделювання СКО в програмі StimPro зрозуміти механізм проникнення кислоти по розрізу і глибині пласта. Основним недоліком такої обробки є те, що закачується кислота реагує тільки з верхньою частиною пласта, не досягаючи нижньої навіть при збільшенні її обсягів. Незважаючи на застосування потокоотклонітелей, кислота надходить переважно тільки в верхню частину, в якій скін-фактор знизився в першу чергу. При проведенні подальших СКО подібний досвід був врахований і застосовані інтервальні кислотні ванни з використанням гнучкої НКТ, що встановлюються переважно в нижній частині пласта для вирівнювання профілю поглинання. Далі проводилася повномасштабна багатостадійна СКО 15% -ної HCl питомим об'ємом 5 м 3 / м перфорації. Подібний підхід дозволив підвищити продуктивність свердловин після освоєння. Після введення свердловини в експлуатацію виконувалася забойная витратометрія приладом PLT в динамічних і статичному режимах для визначення поінтервального характеристик. Результати показали поліпшення якості обробки і близькість до результатів, отриманих при селективних операціях. В даний час таким способом оброблені три видобувні свердловини, значення скін-фактора по пластах становлять 4,2-4,7, планові дебіти перевищені на 10-15% і рівні 8-12 тис. Барелів / добу.

Прагнучи поліпшити отримані результати, не збільшуючи вартості і часу освоєння, і отримати високу ступінь вироблення запасів пластів на різних ділянках родовища Бадра, фахівці провели аналіз технологій, доступних на ринку Іраку, для поінтервального СКО із застосуванням компонування, призначеної для закінчення свердловини. Заплановано використання двухпакерной установки для тимчасової ізоляції оброблюваного інтервалу. Перевага подібної системи полягає в тому, що кожен інтервал обробляється кислотою незалежно від приемистости інших інтервалів, і всі інтервали можуть бути послідовно оброблені за одну спускопод'емного операцію, що економить час роботи бурового верстата, використовуваного для спуску двухпакерной установки.

Комплекс досліджень в видобувних свердловинах

Оскільки первинна інформація про поінтервального обробках продуктивних пластів була отримана в розвідувальних свердловинах і визначені основні продуктивні пласти-інтервали, через високу тривалості і вартості поінтервального випробувань продуктивні пласти в видобувних свердловинах досліджуються як один об'єкт після спуску компонування для закінчення свердловини. Таким чином, по всім новим і щорічно чинним свердловинах запланований комплекс досліджень, який включає одночасне виконання ГДВ і ПГИ за одну спускопод'емного операцію. При цьому час досліджень скорочується з 8,5 до 1,5 на добу без зниження якості досліджень. Схема досліджень свердловини наведена на рис. 3.

Рис. 3. Результати проведення комплексу ГДВ і ПГИ в видобувних свердловинах (КВД - крива відновлення тиску)

Моніторинг розробки та прогнозування показників експлуатації свердловин

Промислово-геофізичний моніторинг як видобувних, так і розвідувальних свердловин дозволяє виконувати точний прогноз видобутку по кожній свердловині. Промислово-геофізичний контроль розробки дає можливість контролювати енергетичний стан пласта, виявляти наявність інтерференції свердловин, оцінювати динаміку скін-фактора і ін. Подібна інформація є також базовою для підбору оптимальних технологічних параметрів експлуатації свердловин і планування геолого-технічних заходів (ГТМ).

Оскільки свердловини родовища Бадра експлуатуються фонтанні способом, тестування їх на різних режимах дозволило налаштувати модель течії в стовбурі рідини і перерахувати гирлові тиску в забійні в достатній для промислового використання діапазоні швидкостей течії і забійних тисків. Повторні дослідження, виконані в свердловинах через рік після початку експлуатації, показали розбіжність розрахованих і виміряних значень забійного тиску менше 1,5%.

У свердловинах, які вводилися в експлуатацію в 2015 р, був виконаний повторний комплекс ГДВ і ПГИ, що дозволило оцінити зміна пластового тиску і скін-фактора. Наочною ілюстрацією надійності прогнозів на основі таких детальних досліджень, незважаючи на наявність невизначеності властивостей віддалених зон пластів, може служити порівняння прогнозних і фактичних показників роботи свердловин (рис. 4), введених в експлуатацію більше року тому, штуцери і режими яких не мінялися, крім короткочасних зупинок на регламентні роботи. Відхилення дебітів і забійних тисків не перевищує ± 3%.

Рис. 4. Зіставлення прогнозного дебіту на 2015 року з фактичним по скв. БД5 (а) і БД4 (б) (Р10, Р50, Р90 - сценарії розробки)

висновок

Таким чином, на основі детальних досліджень, виконаних в розвідувальних свердловинах, запропоновано оптимальний комплекс промислових, гідродинамічних і промислово-геофізичних досліджень видобувних свердловин родовища Бадра, який поряд з постійним моніторингом параметрів роботи свердловин дозволяє:

Отримати достовірні дані для проектування ГТМ в свердловинах;

Виконати оцінку ефективності первинних і повторних СКО кожного інтервалу пласта;

Постійно підтримувати високу ефективність гідродинамічної моделі;

Виконати надійне прогнозування показників експлуатації свердловин при плануванні видобутку родовища, включаючи оцінку оптимальних технологічних режимів їх роботи.

Автори статті: С.І. Мельников, Д.Н. Гуляєв, А.А. Бородкін (Науково-Технічний Центр «Газпром нафти» (ТОВ «Газпромнефть НТЦ»)), Н.А. Шевко, Р.А. Хузин (Gazpromneft-Badra B.V.)

Багато нафтові родовища Росії знаходяться на пізній стадії розробки, коли зростає частка залишкової нафти і змінюється структура запасів, - в покладах залишаються величезні обсяги важко видобувних нафти.

Якщо в 70-і роки нефтеотдача в цілому по країні була доведена до 50%, то в подальшому вона поступово знизилася до 30-40%, причому по нафтової облямівки газових покладів вона досягає всього 10%.

Тому сучасний розвиток добувної промисловості в значній мірі пов'язано з використанням інтенсивних технологій експлуатації нафтових родовищ.

При залученні в активну розробку важко видобувних запасів нафти на базі фізико-хімічних впливів підвищується роль оперативної інформації про кількість і якість пластових флюїдів.

На основі цієї інформації вирішуються завдання оптимізації розробки нафтогазових покладів, включаючи інтенсифікацію видобутку, прогноз і збільшення кінцевої нафтовіддачі, оцінку ефективності фізико-хімічних впливів на пласт і привибійну зону свердловини.

Ступінь вилучення вуглеводнів з поклади залежить від властивостей мінерального скелета, флюїдів і фізико-хімічних особливостей взаємодії між ними. Як відомо, нафта в пластових умовах не є однорідною рідиною.

Тому різні фракції нафти фільтруються в породі з різною швидкістю.

В процесі розробки нафтогазової поклади відбувається зміна просторового розподілу її фізико-хімічних властивостей через взаємодію різних фаз фільтраційного потоку зі скелетом породи.

Для підвищення достовірності прогнозу по нефтеізвлеченія необхідна оперативна інформація про структуру і рухливості пластових флюїдів.

Інформація про зміну просторового розподілу реологічних характеристик нафт (структурної неоднорідності, в'язкості, щільності) дозволяє контролювати стан розробляється поклади і приймати оптимальні управлінські рішення з метою підвищення поточної і накопиченої видобутку.

Цю інформацію дає можливість отримати технологія оперативного моніторингу розробки нафтових родовищ, створена на базі техніки і методики ядерного магнітного резонансу (ЯМР).

Особливості технології для різних типів нафтових покладів

Поряд з фільтраційно-ємнісними властивостями породи на видобування нафти з пласта істотний вплив роблять реологические характеристики нафти, особливо її в'язкість.

Передумовою ефективності застосування методу ЯМР для вивчення нафтових покладів є унікальна чутливість на молекулярному рівні до рухливості порового флюїду, що дозволяє розрізняти рухому і в'язку нафту.

На відміну від традиційних лабораторних методів дослідження нафт метод ЯМР дозволяє визначати не тільки загальну в'язкість, але і в'язкість окремих фаз (складових компонентів) нафти.

Спектральний розподіл часів релаксації, отримане при ЯМР дослідженні зразка нафти.

Спектральним складовим з великими часом релаксації відповідає компонента нафти, що володіє меншою в'язкістю (більшою рухливістю або плинністю).

Це дозволяє оцінювати додатковий (до плинності) показник рухливості нафти - мобільність, який справляє визначальний вплив на видобування нафти з пласта.

Мобільність нафти оцінюється через зворотну величину в'язкості компоненти з більшою рухливістю з урахуванням її частки в загальному складі нафти.

При цьому метод ЯМР дає можливість визначати реологічнівластивості нафти і без її вилучення з породи.

Моніторинг розробки родовищ нафти відповідно до створеної технологією проводиться за даними контролю фізико-хімічних властивостей нафти і води за допомогою ядерно-магнітних досліджень відібраних проб рідини.

При цьому витягнутий продукт використовується в якості джерела і носія об'єктової інформації про склад і властивості продуктивного пласта і пластових вуглеводнів і вод.

Методика структуризації залишкової нафти за типами і характером рухливості дозволяє досліджувати розподіл як міцно пов'язаної залишкової нафти, так і рухомий її компоненти.

Отримана інформація про розподіл рухомий залишкової нафти дозволяє обґрунтовано підходити до планування технології її вилучення.

Залежно від типу родовища нафти створена ЯМР технологія оперативного моніторингу розробки вирішує завдання, які мають певні особливості.

Значне парафіносодержаніе нафт розроблюваних покладів заводнением погіршує їх склад і властивості і має визначальне значення при формуванні та розробці залишкової нефтенасищенності об'єкта, коли відбувається її окислення, ускладнення і збільшення в'язкості.

Крім того, на нафтових родовищах з підвищеним вмістом парафінів при певних режимах розробки можуть створюватися передумови до виникнення і розвитку асфальтеносмолопарафінових утворень (АСПО).

При цьому адсорбція АСПО на поверхні порового простору знижує величину нефтепроніцаемості пласта, що зумовлює зменшення продуктивності свердловин. Для попередження розвитку негативних процесів, оптимізації розробки і збільшення кінцевого нефтеизвлечения пластів проводиться систематичне вивчення реологічних характеристик об'єктових нафт і визначається зміст в них парафінів за допомогою ЯМР досліджень витягується продукту.

Родовища високов'язких нафт (ВВН) розглядаються як перспективна бази для розвитку нафтовидобувної галузі в найближчі роки.

Росія володіє значними запасами ВВН, які становлять близько 55% від загальних запасів.

Для збільшення нафтовіддачі на родовищах високов'язких нафт найбільш часто використовують теплові методи.

При тепловій дії за рахунок введеного в пласт тепла відбувається зміна внутрішньої енергії пластової системи.

Це призводить до термічного розширення нафти і зниження її динамічної в'язкості, що позитивно впливає на зниження залишкової нефтенасищенності і підвищення нафтовіддачі.

При розробці родовищ важкої нафти термічними методами зазвичай 75% витрат припадає на генерацію пари.

Мінімізація сумарного відносини використаного пара до обсягу видобутої нафти є одним із першочергових завдань вдосконалення технології видобутку важких вуглеводнів.

Оцінка співвідношення вмісту рухомих і високов'язких компонентів в пластової нафти, що отримується за допомогою ЯМР досліджень, дозволяє оптимізувати систему термічних впливів на колектор з метою максимально можливого вилучення продукту.

Приклади застосування ЯМР технології моніторингу розробки нафтових родовищ в різних регіонах Росії

Зазвичай в'язкість пластових нафт оцінюють по дуже обмеженому числу відбираються зразків. При цьому використовують прості схеми розподілу значень в'язкості по поклади. У реальній практиці значення в'язкості нафт

мають більш складне просторове розподіл.

Проведені систематичні ядерно-магнітні дослідження властивостей видобуваються нафт Ван-Еганского родовища (Західний Сибір) показали, що їх плотностная характеристика змінюється в широких межах (0,843-0,933 г / см3), а в'язкість - майже в 50 разів.

При дослідженні зразків нафти з пластів БВ8-2, ПК12 і А1-2, синхронно відібраних з різних свердловин родовища виявлено внутріпластового гетерогенність реологічних характеристик нафт.

При площадковому моніторингу продукції видобувних свердловин виявлена \u200b\u200bпевна приуроченість легких і рухливих нафт (з щільністю 0,843 - 0,856 г / куб. См і з в'язкістю 4,4 - 8,3 мПа) до південної частини (кущі №№ 7 і 10) родовища , тоді як з свердловин, розташованих в центральній його частині (кущі №№ 37 - 49), витягуються високов'язкі (до 215 мПа) нафти підвищеної щільності (до 0,935 г / см. куб).

Тимчасової моніторинг реологічних характеристик продукції, що видобувається в процесі розробки родовища, показує, що навіть в межах синхронної однокустовой експлуатації 2-х і більше видобувних свердловин відзначається різне якість видобутих вуглеводнів.

Так, при відносно стабільній в'язкості (приріст менш 6,7%) витягнутої з свердловини № 1008 (кущ 90) нафти в процесі 6-ти добової експлуатації в'язкість більш щільною нафти зі свердловини № 1010 того ж куща змінилася синхронно майже на 57%.

Отримана в результаті майданного і тимчасового моніторингу інформація про зміну властивостей пластових флюїдів дозволяє контролювати стан розробляється поклади і приймати оптимальні управлінські рішення з метою підвищення поточної і накопиченої видобутку.

На родовищах з підвищеним вмістом парафінів (Республіка Комі) для контролю ризиків виникнення АСПО використовується температура насичення нафти парафіном. При зниженні температури нафти до величини температури насичення нафти парафіном і менш починається процес формування мікрокристалів АСПО.

На першій стадії освіти АСПО відбувається зародження центрів кристалізації і зростання кристалів, на другій стадії - осадження дрібних кристалів на поверхні твердої фази, цього разу третьої осадження на парафіновану поверхню більших кристалів.

При цьому асфальтени випадають і утворюють щільний і міцний осад, в той час як смоли тільки підсилюють дію асфальтенов.

Аналіз основних причин утворення АСПО дозволяє розділити їх на дві групи.

До першої належать ті, які характеризують компонентний склад і фізико-хімічні властивості видобуваються нафт і їх зміни в процесі розробки родовища.

До другої відносяться ті причини, які визначають тепловий стан пластів в процесі їх експлуатації.

У зв'язку з цим для попередження розвитку негативних процесів в розробляється нафтогазової поклади важлива роль відводиться моніторингу її термодинамічної стану і систематичному дослідженню реологічних характеристик нафти.

На малюнку представлений приклад карти рухливості нафт по одному з пластів нафтового родовища, яка побудована за результатами ЯМР досліджень відібраних проб продукту. Розподіл зон високих і низьких показників рухливості - мобільності витягується нафти дозволяє оцінити більш і менш сприятливі ділянки покладів для фільтрації нафти в порових каналах.

Відповідно до цих особливостями закономірно розподіляються по площі поклади експлуатаційні дільниці та свердловини підвищеної і зниженої продуктивності.

Оскільки температура насичення нафти парафіном залежить від змісту парафіну в нафті, була розроблена спеціальна методика проведення ЯМР досліджень відібраних проб продукту, що дозволяє визначати вміст АСПО.

Приклад карти змісту АСПО в нафтах, побудованої за даними ЯМР досліджень проб продукту, відібраних в процесі експлуатації одного з пластів нафтового покладу.

Проведені ЯМР дослідження показали відповідність температур насичення нафт парафинами температур застигання нафт.

Це дозволяє використовувати температури застигання нафт, які визначаються за допомогою систематичних ЯМР досліджень відбираються з об'єктових пластів розроблюваних родовищ проб продукту, з метою оцінки можливого виникнення в них АСПО.

Дослідження нафт з свердловин різних експлуатаційних об'єктів, розташованих за певними профілями, показали, що вони розрізняються по температурах застигання і плавлення в широких межах (12 - 43оС), що свідчить про їх різному складі і змісті основних компонентів (парафіни, асфальтени, смоли) в надмолекулярних утвореннях АСПО.

Прояв температурного гістерезису на профільних термограммах обумовлено, мабуть, впливом кристалічної решітки парафінових структур в цих нафтах, а його величина - їх будовою і молярним вагою.

Порівняння пластових і нафтових термограмм дозволяє видавати рекомендації з підтримки необхідних значень пластового і забійного тисків з метою зниження ризиків виникнення АСПО.

Основні ризики АСПО пов'язані з привибійного зонами свердловин, де забійні тиск виявляється менше оптимальної величини.

У цих випадках відбувається інтенсивне виділення газу з нафти, що призводить до її охолодження і, отже, до випадання з нафтового розчину парафіну в складі АСПО. Це викликає подальшу кольматацію пір, а також зменшення проникності колектора внаслідок виділення вільного газу, і до посилення неньютоновскіх властивостей нафти.

Основною метою використання ЯМР досліджень в'язких і високов'язких нафт пермокарбонового поклади (ПКЗ) Півночі Європейської частини було підвищення нефтеизвлечения за допомогою раціонального регулювання геолого-технічних заходів на базі даних систематичного вивчення видобутої продукції - моніторингу поточної інформації про стан об'єктів.

Дані ЯМР досліджень дозволяють оцінити співвідношення вмісту рухомих і високов'язких компонентів в пластової нафти, що необхідно для планування системи додаткових впливів на колектор з метою максимально можливого вилучення продукту.

Системний аналіз результатів моніторингу складу і властивостей витягнутих нафт експлуатаційних об'єктів (ЕО) показав, що вони характеризуються підвищеними реологическими величинами.

З об'єктових свердловин, розташованих за профілем Захід - Схід, в основному витягуються в'язкі нафти (близько 125 мПа), тоді як з свердловин, пробурених у напрямку Південь - Північ, витягуються нафти з широким діапазоном в'язкості (50-195 мПа) , в тому числі високов'язкі нафти витягуються переважно в північній частині профілю.

Отримані результати досліджень показали, що раціональна розробка північного ЕО поклади за профілем Південь - Північ є більш складним завданням, що обумовлює диференційований підхід до техніко-промисловим заходам на різних його ділянках.

Для підвищення об'єктової видобутку і коефіцієнта вилучення нафти очевидно більш кращою є цілеспрямована теплова обробка вибоїв видобувних свердловин на південному і центральному ділянках цього профілю.

В результаті майданного оконтуривания головних експлуатаційних блоків поклади по реологическим показниками в центральній частині північного ЕО в виділений перспективну ділянку видобутку щодо рухомий нафти, яка може бути залучена при оптимальному управлінні його розробкою шляхом паротеплового впливу.

На основі даних систематичних ЯМР досліджень відбирається продукту з експлуатаційних свердловин отримують інформацію не тільки для оптимізації розробки поклади, включаючи вибір способу впливу, а й для контролю ефективності цього впливу.

Розглянемо зміни в часі спектральних характеристик часів релаксації нафт, відібраних в одній з експлуатаційних свердловин, після паротеплового впливу (ПТО).

Отримані спектри показують істотне збільшення частки компонентів нафти більшої рухливості після впливу і поступове зменшення їх з часом.

Досвід застосування технології оперативного моніторингу розробки родовищ нафти на основі ЯМР досліджень показує:

1. Дані ЯМР досліджень відібраних проб продукту дозволяють класифікувати поклади по типу видобуваються нафт, що дає можливість вибирати найбільш оптимальні способи розробки.

2. В результаті проведення петрофізичних ЯМР досліджень отримують інформацію, необхідну для моделювання пластів, що розробляються, включаючи оцінку залишкової нафти по типу і характеру рухливості.

3. На відміну від традиційних лабораторних методів за даними ЯМР досліджень визначають не тільки загальну в'язкість, але і в'язкість окремих фаз (складових компонентів) нафти, що дозволяє оцінювати додатковий (до плинності) показник рухливості нафти - мобільність, який справляє визначальний вплив на видобування нафти з пласта.

4. Результати моделювання та систематичних ЯМР досліджень відбирається продукту дозволяють провести класифікацію нафтових пластів по їх потенційної продуктивності.

5. На родовищах з підвищеним вмістом парафінів дані систематичного вивчення реологічних характеристик об'єктових нафт і визначення концентрації парафінів, отримані за допомогою ЯМР досліджень витягується продукту, дають можливість попереджати виникнення і розвиток асфальтеносмолопарафінових утворень (АСПО).

6. При проведенні ЯМР досліджень на родовищах високов'язких нафт отримують інформацію про співвідношення вмісту рухомих і високов'язких компонентів в пластової нафти, яка необхідна для планування системи додаткових впливів на колектор з метою максимально можливого вилучення продукту.

7. Отримана інформація про реологічних характеристиках пластових вуглеводнів, про характер і інтенсивності взаємного впливу нафт і вміщають їх порід-колекторів дозволяє вибирати найбільш ефективні технології впливу і оптимальні режими розробки.

8. Моніторинг експлуатації нафтового покладу на основі перманентних ЯМР досліджень відбирається продукту дозволяє оцінювати ефективність застосовуваної технології впливу з метою підвищення нафтовіддачі.

Створена технологія оперативного моніторингу розробки родовищ нафти базується на програмно-керованому аппаратурно-методичному комплексі (АМК) петрофізіческіх ЯМР досліджень кам'яного і флюидного матеріалу.

У складі АМК використовується ЯМР релаксометр, який входить до Держреєстру засобів вимірювальної техніки.

література

1. Белорай Я.Л., Кононенко І.Я., Чертенко М.В., Чередниченко А.А. Важкодобувані ресурси і розробка покладів в'язких нафт. «Нафтове господарство», № 7, 2005 р

2. Оперативний моніторинг якості в'язких і високов'язких нафт і бітумів на пізній стадії розробки родовищ. А.М. Блюменцев, Я.Л. Белорай, І.Я. Кононенко. У матеріалах Міжнародної науково-практичної конференції: «Підвищення нафтовіддачі пластів на пізній стадії розробки родовищ і комплексне освоєння високов'язких нафт і бітумів» - Казань: Изд-во «Фен», 2007.

3. Михайлов М.М., Кольчіцкая Т.Н. Фізико-геологічні проблеми залишкової нефтенасищенності. М., Наука. +1993.

4. Муслимов Р.Х., Мусін М.М., Мусін К.М. Досвід застосування теплових методів розробки на нафтових родовищах Татарстану. - Казань: Нове Знання, 2000. - 226 с.

5. Патент на винахід № 2386122 Спосіб і пристрій для моніторингу розробки нафтових покладів. 25.01.2008 р Автори: Белорай Я.Л., Кононенко І.Я., Сабанчін В.Д., Чертенко М.В.

6. Блюменцев А.М., Белорай Я.Л., Кононенко І.Я. Застосування геоінформаційних технологій при розвідці і розробці важко видобувних запасів нафти. Доповідь на конференції «Геологія, розробка та експлуатація нафтових родовищ з важковидобувними запасами» (НТО нафтовиків і газовиків ім. Акад. І.М. Губкіна з 18 по 21 февр. 2008 року)