Monitoraggio operativo dello sviluppo dei giacimenti petroliferi in una fase successiva al fine di aumentare il recupero del petrolio. Monitoraggio dello sviluppo di giacimenti di petrolio e gas Programma di monitoraggio per campioni di giacimenti d'oro

Corso dell'autore Professore, Dottore in Scienze Fisiche e Matematiche, Membro Corrispondente RANS, membro di SPE, ACS K.M. Fedorov, specialista capo di STC-OILTEAM LLC A.O. Potapov, direttore dello sviluppo di Bashneft-PETROTEST LLC T.M. Mukhametzyanov.

Scopo del corso - La gestione efficace dello sviluppo del campo include l'uso di un'ampia gamma di misure geologiche e tecniche (GTM) nei pozzi. Le nuove tecnologie consentono di risolvere molti problemi derivanti dallo sviluppo dei depositi, tuttavia, la loro applicazione è associata ad un'approfondita analisi operativa dello stato di sviluppo, pressanti problemi di produzione e allagamento, giustificazione scientifica e tecnica della complessa applicazione di vari si intende. Questi studi sono chiamati monitoraggio dello sviluppo sul campo.

Tuttavia, oggi l'ambito del lavoro di monitoraggio non è regolamentato ed è spesso limitato solo alla ristrutturazione di modelli geologici e tecnologici tenendo conto dei nuovi dati sul campo e allo sviluppo di raccomandazioni generali sulla base di questi per l'ulteriore sviluppo del campo. Il programma di studi sui giacimenti tradizionali viene svolto per risolvere problemi operativi e spesso non è finalizzato a risolvere problemi urgenti di sviluppo del campo nel suo complesso. La selezione dei pozzi candidati per la ricerca viene spesso effettuata su base residuale. In alcuni casi, non esiste un approccio sistematico allo studio di depositi e campi.

Di conseguenza, le misure geologiche e tecnologiche determinate a seguito dei lavori di monitoraggio sono, di regola, finalizzate a intensificare l'afflusso e limitare la produzione di acqua e non risolvono i complessi problemi del campo nel suo complesso. L'elenco consigliato di misure geologiche e tecniche spesso non è abbastanza specifico, indica solo il numero totale di attività di vario tipo.

Oggi è necessario integrare il sistema di monitoraggio esistente con nuovi tipi di lavoro e regolarne i compiti e il contenuto. Prima di tutto, questi lavori dovrebbero essere finalizzati a ridurre l'incertezza di idee sulla struttura geologica del deposito e un'analisi dettagliata dello stato energetico dell'obiettivo di sviluppo. I risultati di questi studi sono volti a sviluppare un programma di misure geologiche e tecniche mirate per l'impatto coordinato sui pozzi di produzione e iniezione. L'attuazione di un tale programma aumenterà il grado di recupero delle riserve di idrocarburi e, quindi, aumenterà l'efficienza dello sviluppo del campo nel suo complesso.

Al termine del corso gli studenti saranno in grado di:

• applicare metodi analitici per l'elaborazione dei dati sul campo e trarre conclusioni sulla base delle deviazioni dei parametri di sviluppo dai valori di progetto,
• fornire conclusioni sulle fonti di irrigazione del pozzo e sull'equilibrio del sistema di allagamento,
• elaborare programmi completi di ricerca aggiuntiva e misure geologiche e tecniche volte a migliorare il sistema di allagamento.

Piano del corso accademico-tematico(40 ore accademiche)

1. Il concetto di monitoraggio idrodinamico dello sviluppo.

Approcci consolidati al problema del monitoraggio dello sviluppo. Sviluppo del concetto di monitoraggio idrodinamico dei campi.

2. Metodi e tecniche per coordinare il programma di rilevamento del pozzo con le attività di monitoraggio dello sviluppo.

Bene test: tipi, obiettivi e obiettivi. Sviluppo di un programma completo di indagini sui pozzi.

3. Analisi dello stato energetico dell'invaso per migliorare il sistema di allagamento.

Metodi per costruire mappe isobare basate sui risultati di test di pozzo per analizzare lo stato energetico del giacimento. Analisi del sistema di allagamento. Determinazione di volumi di iniezione inappropriati.

4. Soluzione dei problemi di gestione delle alluvioni attraverso la creazione di un programma di misure geologiche e tecniche target.

Sviluppo di una metodologia per un approccio mirato alla pianificazione e alla conduzione di misure geologiche e tecniche. Un esempio di acidificazione di pozzi nel gruppo di campi Vakh. Sviluppo di un programma di misure geologiche e tecniche mirate sull'esempio del campo Verkh-Tarskoye. Applicazione dei principali elementi del concetto di monitoraggio idrodinamico sull'esempio del campo di Faino.

APPROVATO
Primo Vice Ministro
risorse naturali
Federazione Russa
V.A. Pak
4 agosto 2000

Requisiti per il monitoraggio dei depositi minerali solidi

Il documento delinea i principi di organizzazione e conduzione del monitoraggio dei depositi minerali solidi, ne definisce gli scopi e gli obiettivi, formula i requisiti per la composizione delle informazioni.

I requisiti sono destinati agli organi di governo del fondo statale del sottosuolo e dovrebbero essere utilizzati quando si rilasciano licenze per l'uso di terreni del sottosuolo per l'estrazione di minerali solidi e per garantire il mantenimento del livello di monitoraggio dell'impianto presso questi depositi.

I requisiti per il monitoraggio dei depositi minerali solidi sono stati sviluppati dalla società di ricerca, produzione e progettazione idrogeo-ecologica "GIDEK".

I "Requisiti per il monitoraggio dei depositi di minerali solidi" sono stati approvati dal Gosgortekhnadzor della Russia.

1. Concetti di base

1. Concetti di base

I seguenti concetti di base vengono utilizzati in questi requisiti:

L'ambiente geologico è una parte del sottosuolo, all'interno del quale avvengono processi che influenzano la vita dell'uomo e di altre comunità biologiche. L'ambiente geologico comprende rocce sotto lo strato di suolo, acque sotterranee in esse circolanti e campi fisici e processi geologici associati a rocce e acque sotterranee;

Monitoraggio dello stato del sottosuolo (ambiente geologico) - un sistema di osservazioni regolari, raccolta, accumulo, elaborazione e analisi delle informazioni, valutazione dello stato dell'ambiente geologico e previsione dei suoi cambiamenti sotto l'influenza di fattori naturali, l'uso del sottosuolo e altre attività antropiche;

Un deposito di minerali solidi è un accumulo naturale di una sostanza minerale solida, che in termini quantitativi e qualitativi può essere oggetto di sviluppo industriale in un dato stato tecnologico e tecnologico per la sua estrazione e lavorazione e in determinate condizioni economiche;

Monitoraggio di depositi minerali solidi - monitoraggio dello stato del sottosuolo (ambiente geologico) e delle altre componenti ambientali correlate entro i confini degli impatti causati dall'uomo nel processo di esplorazione geologica e sviluppo di questi depositi, nonché liquidazione e conservazione delle imprese minerarie;

Licenza d'uso del sottosuolo - un permesso statale che certifica il diritto di utilizzare un appezzamento del sottosuolo entro determinati confini in conformità con uno scopo specifico entro un periodo specificato, soggetto a condizioni concordate;

I componenti dell'ambiente naturale sono le parti costitutive degli ecosistemi. Questi includono: aria, acque superficiali e sotterranee, viscere, suolo, flora e fauna.

2. Disposizioni generali

2.1. Questi requisiti sono sviluppati tenendo conto dei requisiti della Legge della Federazione Russa "Sul Sottosuolo" (come modificata dalle leggi federali del 03.03.95 N 27-FZ, del 10.02.99 N 32-FZ, del 02.01.2000 N 20 -FZ), la Legge della Federazione Russa "Sulla protezione ambientale" del 19.12.91 N 2061-1, Risoluzione del Consiglio dei Ministri - Governo della Federazione Russa del 24.11.93 N 1229 "Sulla creazione di uno Stato unificato sistema di monitoraggio ambientale ", il concetto e il regolamento sul monitoraggio statale dell'ambiente geologico della Russia, approvato con ordinanza di Roskomnedra N 117 del 07/11/94, e altri documenti legali e normativi.

2.2. Il monitoraggio dei depositi minerali solidi (MMTPI) è un sottosistema per il monitoraggio dello stato del sottosuolo (ambiente geologico) ed è il livello oggetto del monitoraggio.

2.3. Lo sviluppo di depositi minerali solidi può essere effettuato solo sulla base di una licenza per l'uso del sottosuolo. Secondo i termini della licenza, in accordo con le autorità Gosgortekhnadzor della Russia, devono essere stabiliti i requisiti di base per il monitoraggio del campo, il cui adempimento è obbligatorio per i titolari di licenza.

La conduzione dell'MMTPI, come livello oggetto di monitoraggio dell'ambiente geologico, in conformità con i termini della licenza per l'uso del sottosuolo è responsabilità delle entità aziendali - titolari di una licenza per l'uso del sottosuolo per l'esplorazione geologica del sottosuolo e estrazione.

2.4. Lo scopo dell'MMTPI è fornire supporto informativo agli organi di gestione del fondo statale del sottosuolo e agli utenti del sottosuolo nel corso dell'esplorazione geologica e dello sviluppo di giacimenti minerari.

2.5. Per raggiungere questo obiettivo nel sistema MMTPI, vengono risolte le seguenti attività principali:

- valutazione dello stato attuale dell'ambiente geologico sul campo, inclusa la zona di impatto significativo del suo funzionamento, nonché le altre componenti correlate dell'ambiente naturale, e la conformità di questo stato ai requisiti delle normative, degli standard e condizioni della licenza per l'uso del sottosuolo per l'esplorazione geologica del sottosuolo e l'estrazione mineraria;

- redigere previsioni attuali, operative ea lungo termine dei cambiamenti nello stato dell'ambiente geologico sul campo e nella zona di significativa influenza del suo sviluppo;

- valutazione economica del danno con determinazione dei costi per prevenire l'impatto negativo dello sviluppo del campo sull'ambiente (attuazione di misure di protezione ambientale e pagamenti compensativi);

- sviluppo di misure per razionalizzare i metodi di estrazione, prevenire incidenti e mitigare le conseguenze negative dei lavori operativi su massicci rocciosi, acque sotterranee, campi fisici associati, processi geologici e altri componenti dell'ambiente;

- fornire al Gosgortekhnadzor della Russia e ad altre autorità statali informazioni sullo stato dell'ambiente geologico nel giacimento minerario e nella zona di significativa influenza del suo sviluppo, nonché sui componenti dell'ambiente ad esso interconnessi;

- presentazione agli organi territoriali di gestione del fondo sottosuolo statale dei dati MMTPI per l'inserimento nel sistema di monitoraggio statale dello stato sottosuolo

- monitorare e valutare l'efficacia delle misure per un metodo razionale di estrazione di un minerale, che, a parità di altre condizioni, assicuri la completezza della sua estrazione e una riduzione delle perdite irrazionali.

Compiti di monitoraggio specifici possono essere specificati dai termini delle licenze per l'uso del sottosuolo e compiti geologici per l'esecuzione del lavoro.

2.6. Il giacimento minerario sviluppato e altri oggetti di attività economica associati al suo sviluppo sono un complesso sistema naturale e artificiale, che contiene, di regola, una serie di fonti di impatto antropico sull'ambiente (incluso geologico). Questo impatto è soggetto a diversi tipi di monitoraggio. Pertanto, l'MMTPI, oltre al monitoraggio dell'ambiente geologico, può includere il monitoraggio di corpi idrici superficiali, atmosfera, suolo, vegetazione.

2.7. Quando si imposta e si mantiene l'MMTPI, come sottosistema per il monitoraggio dello stato del sottosuolo, è necessario distinguere tra le tipologie e le fonti di impatto antropico associate direttamente all'apertura e allo sviluppo del giacimento (mining), e le fonti di impatto antropogenico associato all'infrastruttura mineraria associata, tra cui ... con lo stoccaggio, il trasporto e la lavorazione delle rocce minerali estratte e portatrici di minerali, nonché lo scarico e l'utilizzo delle acque sotterranee estratte durante il drenaggio del giacimento.

2.7.1. Fonti di impatto antropogenico associate all'estrazione di minerali, ad es. direttamente con l'uso del sottosuolo, comprendono:

a) lavori di miniere a cielo aperto (cave, a cielo aperto, trincee) e sotterranee (miniere, pozzi, ecc.), cavità estratte, nonché pozzi tecnologici durante lo sviluppo di depositi minerali solidi con il metodo della lisciviazione sotterranea;

b) costruzione di drenaggio di miniere o cave (sistemi di pozzi di affondamento e drenaggio dell'acqua, lavorazioni sotterranee di miniere);

c) strutture per il pompaggio nelle viscere delle miniere sotterranee estratte durante l'estrazione dei minerali; sistemi di smaltimento delle acque minerarie;

d) cortine di filtrazione associate all'iniezione di soluzioni speciali nelle viscere;

e) emissioni di gas-aerosol e polveri;

f) strutture per la protezione ingegneristica delle lavorazioni minerarie dall'impatto negativo di processi geologici pericolosi;

g) prese d'acqua di falda autonome ubicate nell'area del giacimento e utilizzate per l'estrazione di acque sotterranee a scopo di approvvigionamento idrico domestico potabile o tecnico.
________________
A seconda dei termini delle licenze per l'utilizzo delle risorse del sottosuolo, tali prese d'acqua possono essere sia oggetto del MISPI che oggetto di monitoraggio delle acque sotterranee.


Questi tipi di fonti di impatto antropogenico influenzano principalmente lo stato del sottosuolo (ambiente geologico), ma possono anche portare a cambiamenti in altre componenti dell'ambiente naturale (acque superficiali, atmosfera, stato della vegetazione, stato della superficie terrestre).

2.7.2. Le fonti di impatto antropogenico sull'ambiente (compreso quello geologico), non direttamente correlate al processo di estrazione di minerali solidi, includono:

a) discariche rocciose, discariche idroelettriche, depositi minerali, discariche di fanghi e discariche di impianti e fabbriche di trattamento dei minerali, stagni di decantazione, stoccaggio delle acque reflue;

b) canali e condutture per la deviazione di fiumi e torrenti, acque industriali ed effluenti;

c) scarichi di drenaggio e acque reflue in corsi d'acqua superficiali e corpi idrici;

d) comunicazioni tecnologiche e domestiche;

e) aree di bonifica;

f) processi ingegneristici-geologici pericolosi formatisi sotto l'influenza dell'attività antropica;

g) strutture per la protezione ingegneristica degli impianti infrastrutturali dall'impatto negativo dei processi geologici pericolosi.

Queste fonti di impatto antropogenico influenzano sia l'ambiente geologico, principalmente a causa di perdite da comunicazioni di trasporto dell'acqua, sia da discariche idroelettriche, fanghi e discariche, da siti industriali e su altre componenti dell'ambiente.

2.8. Alla luce di quanto sopra, MMTPI include:

- osservazioni regolari di elementi dell'ambiente geologico, dei lavori minerari e di altre strutture, nonché dei singoli componenti dell'ambiente entro i confini della zona di impatto sugli ecosistemi, sia l'effettivo sviluppo di riserve minerarie che altre attività economiche di un'attività mineraria impresa (clausola 2.7.1 e 2.7.2); registrazione degli indicatori osservati ed elaborazione delle informazioni ricevute;

- creazione e manutenzione di banche dati informative fattuali e cartografiche, che includono l'intero set di informazioni geologiche e tecnologiche retrospettive e attuali (e, se necessario, un modello permanente del campo), che consente di:

- valutazione delle variazioni spazio-temporali dello stato dell'ambiente geologico e relative componenti dell'ambiente sulla base dei dati ottenuti nel processo di monitoraggio;

- tenere conto del movimento delle riserve minerali e delle perdite durante la loro estrazione e lavorazione;

- contabilità delle rocce estratte (spostate);

- previsione dei cambiamenti nello stato degli oggetti minerari e delle relative componenti ambientali sotto l'influenza delle attività minerarie, di drenaggio e di altri fattori antropici (clausole 2.7.1 e 2.7.2);

- allerta circa probabili mutamenti negativi dello stato dell'ambiente geologico e il necessario adeguamento della tecnologia per l'estrazione delle riserve minerarie;

- sviluppo di raccomandazioni per eliminare le conseguenze di situazioni di emergenza associate a cambiamenti nello stato dell'ambiente geologico.

Pertanto, l'MMTPI viene eseguito sia sull'area del deposito minerario effettivo che sulle strutture minerarie artificiali e nell'area di influenza significativa dell'uso del sottosuolo sullo stato del sottosuolo e su altre componenti dell'ambiente naturale. , cambiamenti in cui sono associati a cambiamenti nell'ambiente geologico sotto l'influenza dell'apertura e dello sviluppo del giacimento minerario. e altre attività economiche di un'impresa mineraria.

2.9. Sulla base delle informazioni ottenute nel corso dell'MMTPI, vengono prese le decisioni per garantire la gestione dell'estrazione di materie prime minerali, la valutazione degli indicatori naturali per l'assegnazione dell'importo dei pagamenti compensativi, la previsione delle condizioni per la completezza l'estrazione delle riserve minerarie, la prevenzione delle emergenze, la riduzione delle conseguenze negative del lavoro operativo sull'ambiente, il controllo del rispetto dei requisiti stabiliti in sede di concessione del sottosuolo per l'uso (requisiti dei termini delle licenze per l'uso del sottosuolo).

3. Caratteristiche generali dei principali fattori che determinano lo stato del sottosuolo e relative altre componenti dell'ambiente naturale durante l'apertura e lo sviluppo di depositi minerali solidi, la struttura e il contenuto del monitoraggio

3.1. In conformità con le disposizioni della sezione 2, l'MMTPI dovrebbe coprire sia l'area delle operazioni minerarie stesse che la zona di influenza significativa dello sviluppo del giacimento e dei suoi processi di accompagnamento sullo stato del sottosuolo e di altre componenti dell'ambiente .

Pertanto, nel caso generale, 3 zone possono essere assegnate nell'area dell'Istituto di matematica e meccanica applicata di Mosca:

Zona I - la zona di estrazione diretta e l'ubicazione di altri oggetti tecnologici che influenzano il cambiamento nello stato del sottosuolo entro i confini del lotto minerario;

Zona II - una zona di impatto significativo dello sviluppo del campo su vari componenti dell'ambiente geologico;

La zona III è una zona periferica adiacente alla zona di impatto significativo dello sviluppo del campo (zona di monitoraggio in background).

3.1.1. I confini dell'area mineraria (zona I) sono determinati da fattori geologici naturali, tecnici ed economici. In tutti i casi, il limite superiore del deposito è considerato la superficie della terra e il limite inferiore è il fondo delle riserve di bilancio delle risorse minerali. Di solito i confini della zona I sono i confini dell'area mineraria.

3.1.2. Le dimensioni della zona di influenza significativa dello sviluppo di un deposito di minerali solidi (zona II) sono stabilite in base alla distribuzione delle aree (aree) di attivazione di processi geologici pericolosi sotto l'influenza dell'estrazione mineraria e una significativa violazione dell'idrodinamica regime e struttura dei flussi di acque sotterranee all'interno dell'imbuto di depressione.

Secondo le idee disponibili, un'area di un ordine di grandezza maggiore rispetto all'area su cui si svolgono le attività produttive durante lo sviluppo del giacimento dovrebbe essere considerata una zona di rilevante impatto antropico di natura geo-ingegneristica. Le dimensioni maggiori dei territori interessati dallo sviluppo del giacimento sono associate allo sviluppo di imbuti di depressione delle acque sotterranee durante le misure di affondamento e drenaggio. Sono determinati dalle condizioni idrogeologiche e dalle caratteristiche del sistema di prelievo delle acque sotterranee, nonché dalla presenza o meno di un sistema di reiniezione delle acque di drenaggio. Il cratere si espande nel tempo e può raggiungere dimensioni molto significative, soprattutto negli strati di pressione con un'ampia distribuzione areale. Allo stesso tempo, i raggi della zona di notevole influenza, dove l'abbassamento del livello è circa il 10-20% dell'abbassamento al centro della depressione, di solito non supera i 10-20 km in formazioni confinate e il primo chilometri in quelli non confinati. Queste cifre dovrebbero essere guidate quando si determina la dimensione della zona di significativo impatto sullo sviluppo.

Quando si sviluppano piccoli depositi con minerali superficiali, in strutture idrogeologiche chiuse, nonché quando si estraggono depositi al di sopra del livello delle acque sotterranee, la zona di impatto significativo può essere limitata dall'estrazione mineraria e dall'assegnazione di terreni.

3.1.3. I confini della zona III e della sua area sono presi in modo tale che durante il processo di monitoraggio sia possibile tracciare i cambiamenti di fondo nello stato dell'ambiente geologico, confrontarli con i suoi cambiamenti nella zona II ed evidenziare quelli di essi associati con lo sviluppo del campo e quelli che sono determinati da altri fattori ... Pertanto, l'area della zona III dovrebbe coprire aree con condizioni geologiche e idrogeologiche e paesaggi sviluppati nella zona II.

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14.11.2016

Una fonte: Rivista PROneft

Il giacimento iracheno di Badra è situato nell'area tettonicamente attiva dei contrafforti dello Zagros ed è caratterizzato da una complessa struttura geologica con elevata variabilità delle proprietà di giacimento degli strati carbonatici. I pozzi di produzione si aprono fino a cinque strati produttivi nell'intervallo di profondità di 4400-4850 m. La permeabilità dei serbatoi, secondo i dati degli studi idrodinamici dei pozzi (HDT), varia entro l'intervallo (3-15) ⋅10 -3 μm 2, secondo i dati di base - (1-250) ⋅ 10-3 micron 2, lo spessore saturo di olio raggiunge i 120 m.

Le peculiarità del campo hanno reso necessario lo sviluppo di un programma speciale per studi idrodinamici e flussometrici dei pozzi sia in fase di esplorazione per compilare modelli petrofisici e di filtrazione affidabili del giacimento, sia in fase di funzionamento in campo per ottimizzare la stimolazione del pozzo durante lo sviluppo , monitoraggio e regolazione del sistema di sviluppo del giacimento.

Programma di esplorazione dei pozzi

Le formazioni produttive della formazione Mauddud come unico obiettivo di sviluppo per il campo di Badra sono caratterizzate da una significativa eterogeneità lungo il tratto. Tenendo conto del fatto che è improbabile che l'afflusso venga ottenuto durante il completamento del pozzo senza acidificazione per la maggior parte degli intercalari, il progetto di sviluppo e il test del pozzo sono stati effettuati con un metodo a intervalli al fine di studiare in modo affidabile i parametri di ogni strato intermedio, la natura di l'afflusso e le proprietà fluide. Lo sviluppo a intervalli e il collaudo dei pozzi di esplorazione sono stati effettuati utilizzando un assieme di completamento temporaneo (DST) secondo il seguente metodo:

Corse di montaggio DST con perforatori per tubi e termomanometri autonomi;

Perforazione e iniezione di acido nell'oggetto in prova utilizzando sistemi di acido multistadio e deviatori di acido per allineare i profili di iniettività;

Pulizia del pozzo dai prodotti di reazione e test su varie bobine con successiva registrazione della curva di recupero della pressione (PRC)

Recupero del layout temporaneo, collegamento dell'oggetto e ripetizione della procedura per l'intervallo sovrastante.

Al termine della prova dell'ultimo target sono stati perforati i tasselli di cemento installati, è stato eseguito il completamento finale con l'installazione di packer permanenti. È stato eseguito il trattamento finale con acido cloridrico (RMS) di tutti gli oggetti testati, seguito dalla pulizia del pozzo e dalla registrazione della portata, della pressione e della temperatura del fondo pozzo utilizzando lo strumento PLT. I dati ottenuti hanno permesso di determinare l'intervallo permeabilità-formazione del giacimento (proprietà del giacimento) della formazione, gli intervalli di afflusso in caso di funzionamento congiunto e separato, le pressioni del giacimento e del fondo pozzo a diverse modalità di funzionamento del pozzo.

Nella fase di esplorazione sul campo nel 2010–2014. insieme all'esplorazione sismica 3D, studi geofisici di pozzi (GIS), analisi del nucleo e dei fluidi, un complesso di studi idrodinamici (idrodinamici) e geofisici di produzione (PLT) di due pozzi di esplorazione, in cui sono stati effettuati 3-6 intervalli di Mauddud, Rumeila e Mishrif.

Consideriamo i risultati dei test sui pozzi usando l'esempio di uno dei pozzi di esplorazione Lo studio ha utilizzato la tecnologia di registrazione della curva di stabilizzazione e recupero della pressione di fondo pozzo utilizzando un manometro di profondità del gruppo DST. L'interpretazione quantitativa dei materiali delle registrazioni dei sensori di pressione insieme ai dati sulla variazione della portata del pozzo è stata effettuata utilizzando il pacchetto software Saphir di Kappa Engineering. La figura 1 mostra i risultati degli studi idrodinamici degli oggetti inferiore e superiore della formazione di Mauddud.

I risultati dell'interpretazione dei dati del test del pozzo hanno confermato la previsione di registrazione del pozzo: permeabilità dell'oggetto superiore - 3,9⋅10-3 μm 2, conducibilità 140⋅10-3 μm 2 m, fattore di pelle - -3,8, mentre il tasso di produzione medio era 830 m 3 / giorno con una depressione di 20 MPa, permeabilità dell'oggetto inferiore - 0,8⋅10 -3 μm 2, conducibilità 8,5⋅10 -3 μm 2 ⋅m, fattore di pelle - −4,5, portata media - 170 m 3 / giorno con una depressione di 30 MPa.

La fase successiva della ricerca è stata la verifica congiunta di due formazioni con un complesso DIS e PLT ripetuto. I risultati ottenuti hanno permesso di determinare i parametri integrali di un sistema multistrato: permeabilità media di due strati - 3,5⋅10 -3 μm 2, conducibilità - 160,1⋅10 -3 μm 2 m, fattore pelle - −4,5, velocità di produzione - 1170 m 3 / giorno con una depressione di 20 MPa. L'elevata pressione del serbatoio (circa 50 MPa) ha fornito un abbassamento di circa 20 MPa senza abbassare la pressione di fondo pozzo al di sotto della pressione del punto di bolla. Una portata elevata indica un elevato contenuto di informazioni dei metodi standard per valutare l'afflusso - composizione (inclusa la misurazione meccanica del flusso). Una tavoletta con i risultati dell'interpretazione dei dati PLT è mostrata in Fig. 2.

Figura: 1. Dinamica della portata e della pressione, nonché della pressione nelle coordinate logaritmiche a, b - serbatoio, rispettivamente, inferiore e superiore

La misurazione del flusso e la termometria in questo esempio si completano a vicenda. Al di sopra del serbatoio 2 (vedere Fig. 2), la portata è così elevata che il gradiente di temperatura tra i serbatoi è vicino allo zero. In quest'area, la termometria (vedi Fig. 2, finestra VI) non è informativa per valutare la portata, ma il flussometro è efficace (vedi Fig. 2, finestre IX-XI). All'interno degli strati 6 e 7, la portata nel pozzo è così bassa che non viene registrata dal flussometro, ma può essere stimata dai risultati della termometria. I risultati di una valutazione quantitativa della portata mediante una serie di metodi sono presentati nelle finestre VI e XII in Fig. 2.

Risultati della stimolazione del pozzo dopo il completamento del pozzo

Tutti gli intercalari sia del pozzo considerato che di altri hanno raggiunto valori di fattore di pelle negativi significativi compresi tra -3,8 e -5,5, il che consente di ottenere fattori di produttività elevata del pozzo, nonostante i parametri di filtrazione relativamente bassi delle formazioni.

L'efficienza della stimolazione del pozzo con composizioni di acido cloridrico con agenti deviatori è principalmente dovuta alle alte pressioni (fino a 52 MPa alla testa del pozzo), vicine alla pressione di frattura (95-100 MPa), alla portata (9-15 bbl / min) e volume di iniezione del 15% di acidi salini (3,5–5 m 3 / m di spessore). I segni caratteristici della frattura acida non sono stati identificati in modo affidabile, tuttavia, tali regimi di trattamento contribuiscono alla formazione di canali di dissoluzione disomogenei che si estendono nella profondità della formazione fino a 150 m.

Figura: 2. Tavoletta con i risultati dell'interpretazione dei dati PLT: I - colonna di profondità; II - strati aperti insieme; III - progetto del pozzo con un modello di flusso del fluido lungo il pozzo; IV - diagramma del metodo gamma (GM); Schema localizzatore accoppiamento a V (LM); VI - diagramma termometrico (TG - geotermogramma condizionale; A, B, C - intervalli al di fuori delle formazioni di lavoro, selezionati per valutare i tassi di produzione in base ai risultati della termometria); VII, VIII - densità del riempitivo del pozzo, rispettivamente, nei pozzi di esercizio e di chiusura secondo misure barometriche; IX, X - portata, rispettivamente, nei pozzi di esercizio e di chiusura in base alla misurazione del flusso; XI, XII - distribuzione delle portate per oggetti mediante misurazione del flusso;

Le caratteristiche delle formazioni produttive del giacimento di Badra sono un elevato livello petrolifero (fino a 450 m) e un deterioramento della permeabilità dal centro della formazione verso l'alto e verso il basso. A tal proposito la prima esperienza, contestualmente allo sviluppo di acidificazione di una formazione produttiva in un pozzo completato con foro aperto con camicia asolata, ha mostrato la sua scarsa efficienza lungo il tratto. La successiva misurazione del flusso a fondo pozzo ha consentito di determinarne le cause e, sulla base della simulazione dell'RMS nel programma StimPro, anche di comprendere il meccanismo di penetrazione dell'acido lungo la sezione e la profondità della formazione. Il principale svantaggio di questo trattamento è che l'acido iniettato reagisce solo con la parte superiore della formazione, non raggiungendo la parte inferiore anche con un aumento del suo volume. Nonostante l'uso di deviatori di flusso, l'acido entra principalmente nella parte superiore, in cui il fattore pelle è diminuito in primo luogo. Durante il trattamento successivo con un'esperienza simile, si è tenuto conto di un'esperienza simile e sono stati applicati bagni acidi intervallati utilizzando tubi a spirale, installati principalmente nella parte inferiore della formazione per equalizzare il profilo di assorbimento. Quindi, è stato eseguito un RMS multistadio su vasta scala con il 15% di HCl con un volume specifico di perforazione di 5 m 3 / m. Questo approccio ha permesso di aumentare la produttività dei pozzi dopo il completamento. Dopo che il pozzo è stato messo in funzione, la misurazione del flusso a fondo pozzo è stata eseguita utilizzando il dispositivo PLT in modalità dinamica e statica per determinare le caratteristiche dell'intervallo. I risultati hanno evidenziato un miglioramento della qualità delle lavorazioni e la vicinanza ai risultati ottenuti con operazioni selettive. Allo stato attuale, tre pozzi di produzione sono stati trattati in questo modo, il fattore pelle per gli strati è 4,2-4,7, le velocità di produzione previste sono superate del 10-15% e sono pari a 8-12mila barili / giorno.

Nel tentativo di migliorare i risultati ottenuti senza aumentare i costi ei tempi di sviluppo, e per ottenere un elevato grado di recupero del giacimento in diverse aree del campo di Badra, gli specialisti hanno analizzato le tecnologie disponibili nel mercato iracheno per l'interval SQT utilizzando un assemblaggio di completamento . Si prevede di utilizzare un'installazione a due compressori per isolare temporaneamente l'intervallo elaborato. Il vantaggio di questo sistema è che ogni intervallo viene trattato con acido indipendentemente dall'iniettività degli altri intervalli, e tutti gli intervalli possono essere trattati sequenzialmente in un unico viaggio, il che consente di risparmiare il tempo di funzionamento del rig utilizzato per eseguire il twin packer rig.

Complesso di ricerca in pozzi di produzione

Poiché le prime informazioni sui trattamenti intervallari delle formazioni produttive sono state ottenute nei pozzi esplorativi e sono state identificate le principali formazioni-intervalli produttive, a causa dell'elevata durata e del costo delle prove intervallate, le formazioni produttive nei pozzi produttori vengono studiate come un oggetto dopo la corsa l'assemblaggio di completamento. Pertanto, per tutti i pozzi nuovi e funzionanti annualmente, è prevista una serie di studi, che include l'esecuzione simultanea di test idrodinamici e registrazione della produzione in un unico viaggio di andata e ritorno. Allo stesso tempo, il tempo di ricerca si riduce da 8,5 a 1,5 giorni senza ridurre la qualità della ricerca. Lo schema di rilevamento del pozzo è mostrato in Fig. 3.

Figura: 3. I risultati dello studio idrodinamico e del complesso di registrazione della produzione nella produzione di pozzi (test di aumento della pressione - curva di aumento della pressione)

Monitoraggio e previsione dello sviluppo di pozzi

La produzione e il monitoraggio geofisico sia dei pozzi di produzione che di esplorazione consentono previsioni di produzione accurate per ciascun pozzo. Il controllo geofisico di produzione dello sviluppo consente di controllare lo stato energetico del giacimento, rilevare la presenza di interferenza di pozzi, valutare la dinamica del fattore pelle, ecc. Tali informazioni sono anche la base per la selezione di parametri tecnologici ottimali di funzionamento del pozzo e pianificazione delle misure geologiche e tecniche (GTM).

Poiché i pozzi del campo di Badra funzionano in modo fluido, testarli in varie modalità ha permesso di regolare il modello di flusso nel foro del fluido e ricalcolare le pressioni di testa pozzo alle pressioni di fondo pozzo in una gamma di portate e pressioni di fondo pozzo sufficienti per il campo uso. Ripetuti studi effettuati nei pozzi un anno dopo l'inizio dell'operazione hanno evidenziato una discrepanza tra i valori calcolati e misurati della pressione di fondo pozzo inferiore all'1,5%.

Nei pozzi entrati in esercizio nel 2015 è stata eseguita una serie ripetuta di studi idrodinamici e di logging della produzione, che ha consentito di valutare la variazione della pressione del giacimento e del fattore skin. Una chiara illustrazione dell'affidabilità delle previsioni basate su studi così dettagliati, nonostante la presenza di incertezza nelle proprietà delle zone remote delle formazioni, può essere un confronto tra le prestazioni previste ed effettive dei pozzi (Fig.4), che sono stati inseriti in funzionamento più di un anno fa, le cui strozzature e modalità non sono cambiate, tranne che per brevi fermate per manutenzione ordinaria. La deviazione delle portate e delle pressioni di fondo pozzo non supera il ± 3%.

Figura: 4. Confronto della portata prevista per il 2015 con la portata effettiva del pozzo. BD5 (a) e BD4 (b) (R10, R50, R90 - scenari di sviluppo)

Conclusione

Così, sulla base di studi approfonditi effettuati nei pozzi esplorativi, è stato proposto un complesso ottimale di studi di produzione, idrodinamica e geofisica di produzione dei pozzi di produzione del campo Badra, che, insieme al monitoraggio costante dei parametri di prestazione del pozzo, consente:

Ottenere dati affidabili per la progettazione di misure geologiche e tecniche nei pozzi;

Valutare l'efficacia del trattamento iniziale e ripetuto di ogni intervallo di giacimento;

Mantenere costantemente un'elevata efficienza del modello di simulazione;

Eseguire previsioni affidabili degli indicatori di funzionamento del pozzo durante la pianificazione della produzione sul campo, inclusa una valutazione delle modalità tecnologiche ottimali del loro funzionamento.

Autori dell'articolo: S.I. Melnikov, D.N. Gulyaev, A.A. Borodkin (Centro scientifico e tecnico "Gazprom Neft" (LLC "Gazpromneft STC")), N.А. Shevko, R.A. Khuzin (Gazpromneft-Badra B.V.)

Molti giacimenti petroliferi in Russia sono in una fase avanzata di sviluppo, quando la proporzione del petrolio residuo sta aumentando e la struttura delle riserve sta cambiando: nei depositi rimangono enormi volumi di petrolio difficile da recuperare.

Se negli anni '70 la ripresa del petrolio nel paese nel suo complesso è stata aumentata al 50%, in seguito è gradualmente diminuita al 30-40% e per i bordi petroliferi dei giacimenti di gas raggiunge solo il 10%.

Pertanto, lo sviluppo moderno dell'industria mineraria è in gran parte associato all'uso di tecnologie intensive per lo sfruttamento dei giacimenti petroliferi.

Quando le riserve petrolifere difficili da recuperare sono coinvolte nello sviluppo attivo basato su influenze fisiche e chimiche, il ruolo delle informazioni operative sulla quantità e qualità dei fluidi di giacimento aumenta.

Sulla base di queste informazioni, vengono risolti i compiti di ottimizzazione dello sviluppo dei giacimenti di petrolio e gas, compresa l'intensificazione della produzione, la previsione e l'aumento del recupero finale del petrolio, la valutazione dell'efficacia degli effetti fisico-chimici sulla formazione e sulla zona di fondo pozzo.

Il grado di estrazione degli idrocarburi da un giacimento dipende dalle proprietà dello scheletro minerale, dei fluidi e dalle caratteristiche fisico-chimiche dell'interazione tra loro. Come sapete, l'olio in condizioni di giacimento non è un fluido omogeneo.

Pertanto, diverse frazioni di olio vengono filtrate nella roccia a velocità diverse.

Durante lo sviluppo di giacimenti di petrolio e gas, la distribuzione spaziale delle sue proprietà fisiche e chimiche cambia a causa dell'interazione di varie fasi del flusso di filtrazione con lo scheletro della roccia.

Per migliorare l'affidabilità delle previsioni per il recupero del petrolio, sono necessarie informazioni operative sulla struttura e la mobilità dei fluidi di formazione.

Le informazioni sul cambiamento nella distribuzione spaziale delle caratteristiche reologiche degli oli (eterogeneità strutturale, viscosità, densità) consentono di monitorare lo stato del giacimento sviluppato e prendere decisioni di gestione ottimali al fine di aumentare la produzione attuale e cumulativa.

Queste informazioni consentono di ottenere la tecnologia di monitoraggio in linea dello sviluppo dei giacimenti petroliferi, realizzata sulla base di tecniche e metodi di risonanza magnetica nucleare (NMR).

Caratteristiche della tecnologia per diversi tipi di depositi di petrolio

Insieme alle proprietà di porosità-permeabilità della roccia, le caratteristiche reologiche dell'olio, in particolare la sua viscosità, hanno un effetto significativo sul recupero dell'olio dalla formazione.

Un prerequisito per l'efficacia del metodo NMR per lo studio dei depositi di olio è una sensibilità unica a livello molecolare alla mobilità del fluido dei pori, che consente di distinguere tra olio mobile e viscoso.

A differenza dei tradizionali metodi di laboratorio per lo studio degli oli, il metodo NMR consente di determinare non solo la viscosità totale, ma anche la viscosità delle singole fasi (componenti costitutive) dell'olio.

Distribuzione spettrale dei tempi di rilassamento ottenuti mediante esame NMR di un campione di olio.

Le componenti spettrali con tempi di rilassamento lunghi corrispondono alla componente olio con una viscosità inferiore (maggiore mobilità o fluidità).

Ciò consente di stimare un indicatore aggiuntivo (della fluidità) della mobilità del petrolio: la mobilità, che ha un effetto decisivo sul recupero del petrolio dal giacimento.

La mobilità dell'olio è stimata attraverso il reciproco della viscosità del componente a maggiore mobilità, tenendo conto della sua quota nella composizione totale dell'olio.

Inoltre, il metodo NMR permette di determinare le proprietà reologiche dell'olio anche senza la sua estrazione dalla roccia.

Il monitoraggio dello sviluppo dei giacimenti petroliferi secondo la tecnologia sviluppata viene effettuato in base ai dati del controllo dei parametri fisici e chimici di petrolio e acqua utilizzando studi magnetici nucleari dei campioni di fluido prelevati.

Allo stesso tempo, il prodotto estratto viene utilizzato come fonte e vettore di informazioni sull'oggetto sulla composizione e le proprietà della formazione produttiva e degli idrocarburi e delle acque di giacimento.

Il metodo di strutturazione dell'olio residuo per tipologia e natura della mobilità consente di studiare la distribuzione sia dell'olio residuo fortemente legato sia della sua componente mobile.

Le informazioni ottenute sulla distribuzione dell'olio residuo mobile consentono un approccio ragionevole alla pianificazione della tecnologia della sua estrazione.

A seconda del tipo di giacimento petrolifero, la tecnologia di monitoraggio operativo dello sviluppo creata da NMR risolve problemi che presentano determinate peculiarità.

Un contenuto significativo di paraffina di oli dai depositi sviluppati dall'allagamento dell'acqua peggiora la loro composizione e proprietà ed è di importanza decisiva nella formazione e nello sviluppo della saturazione dell'olio residuo dell'oggetto, quando è ossidato, più pesante e aumentato di viscosità.

Inoltre, nei giacimenti petroliferi con un alto contenuto di paraffina, in determinate modalità di sviluppo, possono essere create le condizioni preliminari per l'emergere e lo sviluppo di formazioni di asfaltene-resina-paraffina (ARPO).

Allo stesso tempo, l'adsorbimento di ARPD sulla superficie dello spazio poroso riduce la quantità di permeabilità all'olio della formazione, il che porta ad una diminuzione della produttività dei pozzi. Per prevenire lo sviluppo di processi negativi, ottimizzare lo sviluppo e aumentare il recupero finale di olio dei giacimenti, viene effettuato uno studio sistematico delle caratteristiche reologiche degli oli target e il contenuto di paraffine in essi viene determinato mediante studi NMR del prodotto recuperato .

I depositi di oli ad alta viscosità (HVO) sono considerati una base promettente per lo sviluppo dell'industria petrolifera nei prossimi anni.

La Russia possiede riserve significative di esplosivi, che rappresentano circa il 55% delle riserve totali.

I metodi termici sono spesso usati per migliorare il recupero dell'olio nei giacimenti petroliferi ad alta viscosità.

Sotto l'effetto termico dovuto al calore introdotto nella formazione, l'energia interna del sistema di formazione cambia.

Ciò porta all'espansione termica dell'olio e alla diminuzione della sua viscosità dinamica, che ha un effetto positivo sulla riduzione della saturazione dell'olio residuo e sull'aumento del recupero dell'olio.

Nello sviluppo di giacimenti di petrolio pesante con metodi termici, di solito il 75% dei costi viene speso per la generazione di vapore.

Ridurre al minimo il rapporto tra il vapore utilizzato e il volume di petrolio prodotto è uno dei compiti principali del miglioramento della tecnologia per la produzione di idrocarburi pesanti.

La valutazione del rapporto tra il contenuto di componenti mobili e ad alta viscosità nell'olio di giacimento, ottenuta mediante studi NMR, consente di ottimizzare il sistema degli effetti termici sul giacimento al fine di massimizzare il recupero del prodotto.

Esempi di utilizzo della tecnologia NMR per monitorare lo sviluppo di giacimenti petroliferi in varie regioni della Russia

Tipicamente, la viscosità degli oli di giacimento è stimata da un numero molto limitato di campioni prelevati. Allo stesso tempo, vengono utilizzati semplici schemi di distribuzione dei valori di viscosità sul serbatoio. Nella pratica reale, i valori della viscosità degli oli

hanno una distribuzione spaziale più complessa.

Studi sistematici del magnete nucleare sulle proprietà degli oli prodotti dal campo di Van-Yegan (Siberia occidentale) hanno dimostrato che la loro caratteristica di densità varia entro ampi limiti (0,843-0,933 g / cm3) e la viscosità - quasi 50 volte.

Nello studio di campioni di olio provenienti dalle formazioni BV8-2, PK12 e A1-2, prelevati simultaneamente da diversi pozzi del campo, è stata rilevata l'eterogeneità intra-formazione delle caratteristiche reologiche degli oli.

Con monitoraggio areale della produzione di pozzi di produzione, un certo confinamento di oli leggeri e mobili (con una densità di 0,843 - 0,856 g / cm3 e una viscosità di 4,4 - 8,3 mPa.s) alla parte meridionale (pad n. 7 e 10) del campo è stato rilevato, mentre dai pozzetti posti nella sua parte centrale (piazzole n. 37-49) vengono prelevati oli ad alta viscosità (fino a 215 mPa.s) di densità aumentata (fino a 0,935 g / cm3) estratto.

Il monitoraggio temporale delle caratteristiche reologiche dei prodotti prodotti nel processo di sviluppo sul campo mostra che anche nel funzionamento sincrono a singolo pozzo di 2 o più pozzi di produzione, si nota una diversa qualità degli idrocarburi prodotti.

Pertanto, con una viscosità relativamente stabile (crescita inferiore al 6,7%) dell'olio recuperato dal pozzo n. 1008 (tampone 90) durante il funzionamento di 6 giorni, la viscosità dell'olio più denso dal pozzo n. 1010 dello stesso tampone è cambiata in modo sincrono di quasi 57 %.

Le informazioni sui cambiamenti nelle proprietà dei fluidi di giacimento ottenute a seguito del monitoraggio dell'area e del tempo consentono di monitorare lo stato del giacimento sviluppato e di prendere decisioni di gestione ottimali al fine di aumentare la produzione attuale e accumulata.

Nei campi con un alto contenuto di paraffina (Repubblica dei Komi), la temperatura di saturazione dell'olio con paraffina viene utilizzata per controllare i rischi di insorgenza di ARPD. Quando la temperatura dell'olio scende al valore della temperatura di saturazione dell'olio con paraffina e meno, inizia la formazione di microcristalli ARPD.

Nella prima fase della formazione di ARPD, la nucleazione dei centri di cristallizzazione e la crescita dei cristalli avviene, nella seconda fase, la deposizione di piccoli cristalli sulla superficie della fase solida, nella terza fase, la deposizione di cristalli più grandi sulla superficie cerata.

In questo caso, gli asfalteni precipitano e formano un sedimento denso e durevole, mentre le resine aumentano solo l'effetto degli asfalteni.

L'analisi dei motivi principali della formazione di ASPO consente di dividerli in due gruppi.

Il primo include quelli che caratterizzano la composizione dei componenti e le proprietà fisico-chimiche degli oli prodotti e i loro cambiamenti nel processo di sviluppo sul campo.

Il secondo include quei motivi che determinano lo stato termico dei serbatoi durante il loro funzionamento.

A questo proposito, al fine di prevenire lo sviluppo di processi negativi nel giacimento di petrolio e gas sviluppato, un ruolo importante è assegnato al monitoraggio del suo stato termodinamico e allo studio sistematico delle caratteristiche reologiche del petrolio.

La figura mostra un esempio di mappa della mobilità petrolifera per uno degli strati di un giacimento petrolifero, che è stata costruita sulla base dei risultati di studi NMR di campioni di prodotti selezionati. La distribuzione di zone di indicatori di alta e bassa mobilità - la mobilità dell'olio recuperato consente di valutare aree di depositi più e meno favorevoli per la filtrazione dell'olio nei canali porosi.

In accordo con queste caratteristiche, aree di produzione e pozzi di maggiore e minore produttività vengono regolarmente distribuiti sull'area del giacimento.

Poiché la temperatura di saturazione dell'olio con le paraffine dipende dal contenuto di paraffina nell'olio, è stato sviluppato un metodo speciale per condurre studi NMR di campioni di prodotti selezionati, che consente di determinare il contenuto di ARPD.

Un esempio di mappa del contenuto di ARPD negli oli, costruita secondo studi NMR su campioni di prodotto prelevati durante il funzionamento di uno degli strati di un giacimento petrolifero.

Studi NMR hanno dimostrato che le temperature di saturazione dell'olio con paraffine corrispondono al punto di scorrimento degli oli.

Ciò consente di utilizzare il punto di scorrimento degli oli, determinato da studi NMR sistematici di campioni di prodotto prelevati dalle formazioni target del campo sviluppato, al fine di valutare la possibile insorgenza di ARPD in essi.

Studi su oli provenienti da pozzi di vari impianti di produzione situati lungo determinati profili hanno dimostrato che differiscono per punto di scorrimento e punto di fusione entro un ampio intervallo (12 - 43 ° C), che indica la loro diversa composizione e contenuto dei componenti principali (paraffine, asfalteni, resine) in formazioni supramolecolari di ASPO.

La manifestazione dell'isteresi della temperatura sui termogrammi del profilo è apparentemente dovuta all'influenza del reticolo cristallino delle strutture paraffiniche in questi oli e il suo valore è dovuto alla loro struttura e al peso molare.

Il confronto dei termogrammi del giacimento e dell'olio consente di emettere raccomandazioni per mantenere i valori richiesti delle pressioni di giacimento e di fondo pozzo al fine di ridurre i rischi di insorgenza di ARPD.

I principali rischi di ARPD sono associati alle zone di fondo pozzo, dove la pressione di fondo pozzo è inferiore al valore ottimale.

In questi casi, si verifica un rilascio intensivo di gas dall'olio, che porta al suo raffreddamento e, di conseguenza, alla precipitazione della paraffina dalla soluzione oleosa nella composizione di ARPD. Ciò causa il successivo intasamento dei pori, nonché una diminuzione della permeabilità del giacimento dovuta al rilascio di gas libero e un aumento delle proprietà non newtoniane del petrolio.

Lo scopo principale dell'utilizzo degli studi NMR di oli viscosi e ad alta viscosità del giacimento di Permocarbon (PCZ) nel nord della parte europea era quello di aumentare il recupero dell'olio attraverso la regolazione razionale di misure geologiche e tecniche sulla base di uno studio sistematico i prodotti realizzati - monitoraggio delle informazioni attuali sullo stato degli oggetti.

I dati NMR consentono di stimare il rapporto tra il contenuto di componenti mobili e ad alta viscosità nell'olio di giacimento, necessario per pianificare un sistema di azioni aggiuntive sul giacimento al fine di massimizzare il possibile recupero del prodotto.

Un'analisi sistematica dei risultati del monitoraggio della composizione e delle proprietà degli oli recuperati dagli impianti di produzione (OO) ha mostrato che sono caratterizzati da valori reologici aumentati.

Dai pozzi target posti lungo il profilo Ovest-Est vengono recuperati principalmente oli viscosi (circa 125 mPa.s), mentre dai pozzi perforati in direzione Sud-Nord oli con un ampio range di viscosità (50-195 mPa. s) vengono recuperati, compresi gli oli ad alta viscosità vengono estratti principalmente nella parte settentrionale del profilo.

I risultati della ricerca ottenuti hanno evidenziato che lo sviluppo razionale dell'OE settentrionale del giacimento lungo il profilo Sud - Nord è un compito più difficile, che determina un approccio differenziato alle attività tecniche e commerciali nelle sue diverse aree.

Al fine di aumentare la produzione target e il fattore di recupero del petrolio, è ovviamente più preferibile un trattamento termico mirato del fondo dei pozzi di produzione nelle sezioni meridionale e centrale di questo profilo.

A seguito della delimitazione areale dei principali blocchi produttivi del giacimento secondo parametri reologici nella parte centrale dell'OE settentrionale, è stato individuato un promettente sito di produzione di petrolio relativamente mobile, che può essere estratto con un controllo ottimale del suo sviluppo mediante stimolazione a vapore termico.

Sulla base dei dati di studi NMR sistematici del prodotto prelevato dai pozzi di produzione, si ottengono informazioni non solo per ottimizzare lo sviluppo del giacimento, compresa la scelta del metodo di trattamento, ma anche per controllare l'efficacia di questo impatto.

Consideriamo le variazioni temporali delle caratteristiche spettrali dei tempi di rilassamento degli oli campionati in uno dei pozzi di produzione dopo il trattamento termico a vapore (STT).

Gli spettri ottenuti mostrano un aumento significativo della proporzione di componenti dell'olio con maggiore mobilità dopo l'esposizione e una loro graduale diminuzione nel tempo.

L'esperienza nell'utilizzo della tecnologia di monitoraggio operativo dello sviluppo di giacimenti petroliferi basata su studi NMR mostra:

1. I dati provenienti da studi NMR su campioni di prodotto prelevati consentono di classificare i depositi in base al tipo di olio prodotto, il che consente di scegliere i metodi di sviluppo più ottimali.

2. Come risultato di studi NMR petrofisici, si ottengono le informazioni necessarie per modellare i giacimenti sviluppati, inclusa la valutazione del petrolio residuo in base al tipo e alla natura della mobilità.

3. A differenza dei metodi di laboratorio tradizionali, secondo gli studi NMR, non solo viene determinata la viscosità totale, ma anche la viscosità delle singole fasi (componenti costitutive) dell'olio, che consente di valutare un indicatore aggiuntivo (di fluidità) di mobilità del petrolio - mobilità, che ha un effetto decisivo sul recupero del petrolio dal giacimento.

4. I risultati della modellizzazione e degli studi NMR sistematici del prodotto selezionato consentono di classificare i giacimenti petroliferi in base alla loro potenziale produttività.

5. In campi ad alto contenuto di paraffina, i dati provenienti da uno studio sistematico delle caratteristiche reologiche degli oli bersaglio e la determinazione della concentrazione di paraffine, ottenuti mediante studi NMR del prodotto recuperato, consentono di prevenire la comparsa e lo sviluppo di asfaltene -formazioni resina-paraffina (ARPO).

6. Quando si eseguono studi NMR in giacimenti petroliferi ad alta viscosità, si ottengono informazioni sul rapporto tra il contenuto di componenti mobili e ad alta viscosità nell'olio di giacimento, che è necessario per pianificare un sistema di azioni aggiuntive sul giacimento al fine di massimizzare il recupero del prodotto.

7. Le informazioni ottenute sulle caratteristiche reologiche degli idrocarburi di giacimento, sulla natura e sull'intensità dell'influenza reciproca degli oli e delle rocce che li ospitano, consentono di scegliere le tecnologie di stimolazione più efficaci e le modalità di sviluppo ottimali.

8. Il monitoraggio dello sfruttamento di un giacimento petrolifero basato su studi NMR permanenti del prodotto selezionato consente di valutare l'efficacia della tecnologia di stimolazione applicata al fine di aumentare il recupero dell'olio.

La tecnologia sviluppata per il monitoraggio in linea dello sviluppo dei giacimenti petroliferi si basa su un complesso metodologico hardware (AMC) controllato da software per studi NMR petrofisici di roccia e materiale fluido.

L'AMK utilizza un rilassometro NMR, che è incluso nel registro statale degli strumenti di misura.

Letteratura

1. Belorai Ya.L., Kononenko I.Ya., Chertenkov M.V., Cherednichenko A.A. Risorse difficili da recuperare e sviluppo di giacimenti di petrolio viscoso. "Oil Industry", n. 7, 2005

2. Monitoraggio operativo della qualità degli oli e del bitume viscosi e ad alta viscosità in una fase avanzata dello sviluppo sul campo. A.M. Blumentsev, Ya.L. Belorai, I. Ya. Kononenko. Nei materiali della Conferenza scientifica e pratica internazionale: "Miglioramento del recupero del petrolio nella fase avanzata dello sviluppo sul campo e sviluppo integrato di oli e bitume ad alta viscosità" - Kazan: Casa editrice "Feng", 2007.

3. Mikhailov N.N., Kolchitskaya T.N. Problemi fisico-geologici di saturazione dell'olio residuo. M., scienza. 1993.

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5. Brevetto per invenzione n. 2386122 Metodo e dispositivo per monitorare lo sviluppo di depositi di petrolio. 25.01.2008 Autori: Belorai Ya.L., Kononenko I.Ya., Sabanchin V.D., Chertenkov M.V.

6. Blumentsev A.M., Belorai Ya.L., Kononenko I.Ya. Applicazione di tecnologie di geoinformazione nell'esplorazione e nello sviluppo di riserve petrolifere difficili da recuperare. Relazione alla conferenza "Geologia, sviluppo e funzionamento dei giacimenti petroliferi con riserve difficili da recuperare" (Dipartimento tecnico e scientifico dell'industria petrolifera e del gas intitolato all'accademico I.M. Gubkin, 18-21 febbraio 2008)