RU2751305C1 - Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2751305C1 RU2751305C1 RU2020139815A RU2020139815A RU2751305C1 RU 2751305 C1 RU2751305 C1 RU 2751305C1 RU 2020139815 A RU2020139815 A RU 2020139815A RU 2020139815 A RU2020139815 A RU 2020139815A RU 2751305 C1 RU2751305 C1 RU 2751305C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- samples
- wells
- composition
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title claims description 15
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 73
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 44
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 38
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000001819 mass spectrum Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000009616 inductively coupled plasma Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 8
- 229910052704 radon Inorganic materials 0.000 description 7
- SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N radon atom Chemical compound [Rn] SYUHGPGVQRZVTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003708 ampul Substances 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 2
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052785 arsenic Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, более подробно - к лабораторным методам определения свойств добываемой нефти, обеспечивающего возможность нахождения зависимостей состава нефти от возраста залегающих пород, и при анализе свойств добываемой нефти из скважины с выполненным гидравлическим разрывом пласта (далее - ГРП), установлению посторонних примесей, не свойственных данному пласту и определению доли этих примесей. Таким образом, что если задеты выше или нижележащие пласты, то представляется возможным определить доли поступления нефти в продукцию скважин, реализация заявленного способа обеспечивается за счет применения разработанного заявителем алгоритма в рамках разработанной технологии. Способ, заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный пласт, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, чтобы произвести охват исследованиями и по площади и по разрезу исследуемого участка; далее в этих пробах определяют уникальный компонентный состав нефти, с обеспечением возможности выявить отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента, при этом определение концентрации элементов проводят на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой; далее полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывают порядковый номер образца, а по оси У – концентрацию элемента; если установлены отличия состава в нефтях разновозрастных пластов, исследуют устьевые пробы нефти на скважинах, с проведенными работами по гидравлическому разрыву пласта и по сопоставлению с составом представительных образцов, взятых с конкретного пласта, определяют, откуда поступает нефть и выполняют расчет количественного, качественного состава смесей и доли их поступления в добывающую скважину, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта. 11 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, более подробно - к лабораторным методам определения свойств добываемой нефти, обеспечивающим возможность нахождения зависимостей состава нефти от возраста залегающих пород, и при анализе свойств добываемой нефти из скважины с выполненным гидравлическим разрывом пласта (далее - ГРП), установлению посторонних примесей, не свойственных данному пласту и определению доли этих примесей. Таким образом, что если задеты выше или нижележащие пласты, то представляется возможным определить доли поступления нефти в продукцию скважин, реализация заявленного способа обеспечивается за счет применения разработанного заявителем алгоритма в рамках разработанной технологии.
Как известно из исследованного заявителем уровня техники на дату представления заявленного технического решения, проблема мониторинга работы скважин после проведения ГРП является перспективной, так как в процессе проведения ГРП длину и высоту трещины разрыва не всегда получается контролировать, при этом от параметров образовавшейся трещины при выполненном гидроразрыве пласта зависит собственно продуктивность скважины в целом. При этом проблема анализа работы трещины разрыва и оценка ее развития в выше- или нижележащие пласты до даты подачи настоящей заявки решалась преимущественно с использованием трассирующих веществ, которые используются в скважине с трещиной гидроразрыва. Использование трассеров требует дополнительных временных интервалов и затрат на подготовку скважины к закачке, дополнительного оборудования, требует остановку скважины в ожидании подготовки и закачки трассирующих веществ, трассирующие вещества могут попасть в пласты, не обработанные ГРП, что снижает эффективность использования известного изобретения по назначению.
Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.
Верейский пласт – это верейский горизонт - самый нижний из 4-х горизонтов московского яруса среднего отдела каменноугольной системы.
Башкирский пласт – это башкирский ярус – нижний ярус среднего отдела каменноугольной системы.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту RU 2315863 «Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов». Сущностью является способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов, заключающийся в закачке, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентом трассирующего агента требуемой концентрации и в регистрации его концентрации на добывающих скважинах, отличающийся тем, что в каждый из исследуемых пластов закачивают при заданном забойном давлении индивидуальный трассирующий агент, после чего регистрируют концентрацию трассирующего агента, закачиваемого в нагнетательную скважину, в скважинах, добывающих углеводороды из соответствующего исследуемого пласта, затем определяют основные параметры каждого пласта и гидродинамическую связь их друг с другом и устанавливают оптимальные давления нагнетания вытесняющего агента или повторяют этот процесс при другом забойном давлении и/или при другом трассирующем агенте, продолжая его до устранения неопределенности в параметрах пластов или до достижения оптимального давления нагнетания вытесняющего агента.
Недостатком известного технического решения является необходимость проведения больших объемов исследований для определения изменений в залежи и использования дополнительных трассерных исследований, что снижает эффективность использования известного изобретения при использовании по назначению.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлена полезная модель по патенту RU 164347 «Устройство с индикатором в ампуле для трассерного исследования горизонтальной скважины с разделёнными пакерами интервалами и поинтервальными гидроразрывами пласта». Сущностью является устройство для трассерного исследования горизонтальной скважины с разделёнными пакерами интервалами поинтервальных гидроразрывов пласта, содержащее контейнер с индикатором, отличающееся тем, что выполнено с возможностью размещения на внешней стенке обсадной колонны скважины в призабойной зоне интервала скважины и введения индикатора в пластовую жидкость в призабойную зону интервала скважины и изготовлено в виде контейнера, содержащего корпус со средствами его крепления на внешней стенке обсадной колонны скважины, внешний защитный кожух и по крайней мере одну камеру с индикатором в разрушаемой давлением ампуле и отверстиями и каналами для входа в камеру с индикатором пластовой жидкости и выхода из неё пластовой жидкости с индикатором в призабойную зону интервала скважины. При этом для получения достоверной информации о продуктивности (поступлении воды, нефти и их смесей) отдельных интервала горизонтального ствола (далее – ГС) и соотношения фаз скважинной жидкости в отдельных интервалах горизонтального ствола при исследовании ГС с разделенными пакерами интервалами и поинтервальными ГРП, включающим введение в различные места пласта нескольких различных индикаторов, отбор из скважины жидкости с индикаторами, определение в жидкости из скважины общего количества и соотношение количеств различных индикаторов и определение по количеству индикаторов в жидкости из скважины параметров функционирования скважины, согласно известному техническому решению, индикаторы вводят в призабойные зоны интервалов скважины непосредственно через исследуемую скважину, причем в призабойные зоны различных интервалов скважины вводят различные индикаторы и по количеству конкретного индикатора в жидкости из скважины определяют результативность поинтервальных гидроразрывов пласта и параметры функционирования скважины в соответствующих индикаторам интервалах.
Недостатком известного технического решения является установка специального устройства для трассерного исследования горизонтального ствола с раздельными пакерами поинтервальных гидроразрывов пласта, содержащее контейнер с индикатором, что является дополнительными затратами, что снижает эффективность использования известного изобретения при использовании по назначению.
Из исследованного уровня техники заявителем выявлено изобретение по патенту RU 2390805 «Способ контроля геометрических и гидродинамических параметров гидроразрыва пласта». Сущностью является способ контроля параметров гидроразрыва пласта, включающий поверхностную радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности скважинным гамма-гамма-дефектомером-толщиномером (СГДТ), при этом поверхностную радоновую съемку проводят до гидроразрыва пласта в квадрате 400×400 м, с шагом 50 м, выполняют радоновые индикаторные исследования, для получения таких гидродинамических характеристик пласта, как проницаемость и профиль приемистости, проводят замер гамма-активности прибором СГДТ, осуществляют гидроразрыв пласта, повторяют радоновую съемку, радоновые индикаторные исследования, замер гамма-активности прибором СГДТ, полученные данные сопоставляют и устанавливают азимутальное расположение трещин гидроразрыва, а также проницаемость и профиль приемистости пласта.
Недостатком известного технического решения является проведение дополнительных внутрискважинных исследований, а также поверхностной радоновой съемки, в следствие чего значительно повышается трудоемкость и требуемые временные интервалы для проведения работ, что снижает эффективность использования известного изобретения при использовании по назначению.
В силу того, что анализ исследованного уровня техники не позволил выявить аналог, являющийся наиболее близким по совокупности совпадающих признаков, заявителем составлена формула без ограничительной части.
Целью и техническим результатом заявленного технического решения является разработка способа геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, характеризующегося высокой эффективностью при использовании по назначению за счет:
- исключения необходимости периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт;
- снижение трудоемкости подготовки скважин для выполнения трассерных исследований;
- исключение остановки скважин для подготовки с подъемом скважинного оборудования;
- обеспечение возможности выявления принадлежности пласта возрасту;
- снижение трудоёмкости ведения мониторинга после проведения ГРП за счёт исключения применения трассеров;
- снижение трудоемкости ведения процесса мониторинга после проведения ГРП в целом за счет исключения использования специального оборудования, как то термодатчиков, и т.п.
- повышения эффективности разработки месторождения в целом.
При этом заявленный способ является прямым методом исследований добываемой нефти, а дополнительным положительным фактором является возможность, позволяющая оперативно принимать управленческие решения в процессе эксплуатации скважины в неоднозначных ситуациях при таковой необходимости.
Сущностью заявленного технического решения является способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный пласт, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, чтобы произвести охват исследованиями и по площади и по разрезу исследуемого участка; далее в этих пробах определяют уникальный компонентный состав нефти, с обеспечением возможности выявить отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента, при этом определение концентрации элементов проводят на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой; далее полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывают порядковый номер образца, а по оси У – концентрацию элемента; если установлены отличия состава в нефтях разновозрастных пластов, исследуют устьевые пробы нефти на скважинах, с проведенными работами по гидравлическому разрыву пласта и по сопоставлению с составом представительных образцов, взятых с конкретного пласта, определяют, откуда поступает нефть и выполняют расчет количественного, качественного состава смесей и доли их поступления в добывающую скважину, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 – Фиг.11 соответственно.
На Фиг. 1 представлен вид опорных скважин на верейский и башкиркий пласты, где 1 – верейский пласт, 2 – башкирский пласт, 
- рабочий интервал, Скв.1, Скв.2, - скважины 1 и 2 соответственно.
На Фиг. 2 представлен вид скважин с ГРП, где 1 – верейский пласт, 2 – башкирский пласт, Скв. 3 – скважина 3, ↑ – направление движения нефти, ¦¦¦¦ - гидроразрыв пласта, ? – существует ли гидродинамическая связь между пластами.
На Фиг. 3 представлен профиль скважин, где 1 – верейский пласт, 2 – башкирский пласт, Скв.1, Скв.2, Скв.3, Скв.4, - скважины 1, 2, 3, 4 соответственно, - рабочий интервал, 
- цементный мост, 
- пакер, синей изогнутой стрелкой показано направление движения нефти из подошвенной части залежи (из области, где установлен цементный мост).
На Фиг. 4 представлен результат исследований опорных скважин на верейские - 
(верей) и башкирские - 
(башкир) пласты, вылеты по значениям обозначены красными треугольниками - 
. Приводится значение маркера М, который показывает содержание щелочных металлов в составе нефти.
На Фиг. 5 представлен результат исследований опорных скважин на верейские - (верей) и башкирские - (башкир) пласты, вылеты по значениям обозначаются красными треугольниками - . Приводится значение маркера М1, который показывает содержание щелочноземельных металлов в составе нефти.
На Фиг. 6 представлен результат исследований опорных скважин на верейские (верей) и башкирские (башкир) пласты в виде таблицы содержания маркеров М и М1 в изученных опорных скважинах (Скв.).
На Фиг. 7 приведена таблица результата выборов средних значений для верейских (верей) и башкирских (башкир) пластов и приведены те характеристики (М1, Na, Mg, K, Ca, V, Cr, Fe, Ni, Ga, As, Sr, Zr, Mо), которые использовались для анализа.
На Фиг. 8 представлены результаты обработки методами математической статистики, путем отображения обработки на двумерные координаты X и Y. Красным кругом 
показано общее средне для верейских пластов (верей), а зеленым кругом 
показано общее средне для башкирских пластов (башкир).
На Фиг. 9 представлен результат исследований скважин с ГРП на верейском 
пласте по маркеру М. Также показаны опорные скважины на башкирские (башкир), верейские (верей) пласты, вылеты по значениям .
На Фиг. 10 представлен результат исследований скважин с ГРП на верейском пласте по маркеру М. Также показаны опорные скважины на башкирские (башкир), верейские (верей) пласты, вылеты по значениям .
На Фиг. 11 представлен результат исследований скважин (Скв.) с расчетом долей содержания всех уникальных характеристик в продукции скважин с ГРП на верейском пласте (верей). Также показаны опорные скважины на башкирские и верейские пласты.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.
Краткой сущностью заявленного технического решения является разработка способа геохимического мониторинга работы скважин после проведения ГРП, характеризующийся тем, что мониторинг скважины ведут без закачки каких-либо реагентов в пласт, а вместо реагентов используют свойства компонентов, заведомо имеющихся в нефти.
Основной идеей, заложенной в заявленное техническое решение, является способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что со скважин, работающих на каждый из изучаемых пластов, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти (характеризующих нефть только одного конкретного пласта) причем пробы отбирают таким образом, чтобы произвести охват исследованиями и по площади и по разрезу исследуемого участка.
Далее после выборки образцов определяют уникальный компонентный состав каждой из проб, который показывает отличие смежных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента.
Затем, если установлены отличия состава в нефтях разновозрастных пластов, исследуют устьевые пробы нефти на скважинах, с проведенными работами по гидравлическому разрыву пласта и по сопоставлению с составом представительных образцов, взятых с конкретного пласта, определяют, откуда поступает нефть и выполняют расчет количественного, качественного состава смесей и доли их поступления в добывающую скважину.
При этом перед расчетом долей вовлечения в разработку нефтеносных пластов выполняют отбор проб нефти из разных пластов месторождения в любой последовательности, далее пробы маркируют и с применением высокочувствительного масс-спектрометра проводят определение концентрации элементов в составе нефти на основе измерений их масс-спектров, определяют источник добываемой нефти за счет идентификации охвата трещинами гидроразрыва смежных пластов или отсутствия охвата, при этом принимая во внимание существование различия в составе нефти целевого пласта с проведенными работами по гидроразрыву и нефти, залегающей в смежных пластах выше или ниже, и их взаимного сопоставления, посредством построения графиков каждого анализируемого элемента каждого из проб анализируемой нефти с обеспечением возможности выявления различий в элементном составе нефти разных пластов, с последующей возможностью сделать максимально достоверный прогноз по источнику их поступления и возможностью выявления высоты трещины гидроразрыва, которая является определяющим фактором, для целей повышения эффективности разработки месторождения.
Таким образом, в целом, для осуществления заявленного способа, необходимо изучить элементный состав нефти скважины выше и ниже залегающих пластов и пласта, в котором проведены работы по гидроразрыву, путем отбора устьевых проб, которые доставляются в лабораторию и исследуются на масс-спектрометре.
Полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывается порядковый номер образца, а по оси У – концентрация элемента по каждому из пластов.
Затем исследуют скважины после проведения ГРП, и путем нанесения точек измерений на существующие графики, визуально определяют, с какого пласта и в каком направлении идет добыча, при этом методы математической статистики обеспечивают возможность рассчитать доли пласта.
Выводы по оценке долей при проведении ГРП являются собственно предметом мониторинга работы скважин после проведения ГРП, проведенного по заявленному способу геохимического мониторинга работы скважин.
Для реализации заявленного способа, поставленных целей и заявленных технических результатов заявителем выбраны маркеры М и М1, естественные маркеры, находящиеся в составе нефти в виде групп элементов.
Выбор данных маркеров обусловлен тем, что они являются наиболее эффективными для мониторинга качества проведённого ГРП в силу наличий у них присущих природных характеристик и свойств, необходимых для высокоточного анализа.
Так, маркеры М и М1 имеют следующие природные характеристики и свойства:
- присутствуют в составе нефти в виде групп элементов;
- характеризуются простотой качественного и количественного обнаружения в нефти лабораторными методами,
- характеризуется отсутствием недостатков, присущих трассерам в силу наличия в нефти.
Заявленный способ реализуется по следующей последовательности действий:
1) Отбор представительных образцов устьевых проб нефти.
Со скважин, работающих на один определенный пласт, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, чтобы произвести охват исследований и по площади, и по разрезу исследуемого участка.
2) Определение уникального компонентного состава нефти выбранных пластов.
Далее в этих пробах определяют уникальный компонентный состав нефти, который показывает отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента. При этом определение концентрации элементов проводят на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой, с точностью до триллионных и триллиардных долей.
3) Обработка полученных данных и построение графиков.
Далее полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывают порядковый номер образца, а по оси У – концентрацию элемента. Кроме того, при достаточной выборке скважин по одному пласту строят карты измеренных величин.
4) Проверка качества ГРП.
Далее исследуют скважины после проведения ГРП, и посредством нанесения точек измерений на существующие графики визуально определяют, с какого пласта идет добыча, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта.
Пример конкретного выполнения заявленного способа геохимического мониторинга работы скважин после проведения ГРП на одном из месторождений Республики Татарстан.
Заявленный способ осуществляли следующим образом.
1) Отбор представительных образцов нефти.
Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Республики Татарстан, продуктивными пластами которого являются пласты – верейский (далее - верей) и башкирский (далее - башкир). На участке были выбраны опорные скважины, работающие на верейские пласты – 5 скважин, и на башкирские пласты – 4 скважины.
Из всех проб отобраны представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, что был произведен охват исследований и по площади, и по разрезу исследуемого участка.
Для исследования на качество проведенного ГРП были выбраны 4 скважины, работающие на верейский пласт.
2) Определение уникального компонентного состава нефти выбранных пластов.
Далее проводили анализ уникального компонентного состава нефти с целью выявить отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента, при этом определение концентрации элементов проводили на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой.
В результате исследований опорных скважин на верейские и башкирские пласты, были выявлены маркеры М и М1, естественные маркеры, находящиеся в составе нефти в виде групп элементов: М – щелочные металлы, М1 – щелочноземельные металлы. По содержанию данных групп элементов сделан вывод, что башкирский и верейский пласты отличаются.
3) Обработка полученных данных и построение графиков.
Полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х – значение маркера, по оси У – номер скважины (от 1 до 9, Фиг.4, Фиг.5).
Обнаружены сильные отличия в составе добываемой нефти по некоторым скважинам (скважины 5, 8, 9 – красные треугольники на Фиг.4, Фиг.5). Такие данные не используются в анализе, а по скважинам, в которых они получены, выдаются отдельные рекомендации.
4) Проверка качества ГРП.
Далее исследуют скважины после проведения ГРП, отобранные на первом этапе работ, и посредством нанесения точек измерений на существующие графики визуально определяют, с какого пласта идет добыча, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта.
Для этого после выявления характерных признаков и отсечения вылетающих опорных скважин (скважины 5, 8, 9 – красные треугольники на Фиг.4, Фиг.5), производят распределение скважин с ГРП на верей по данным компонентам.
Данные наносят на графики (синие треугольники на Фиг.9, Фиг.10) и обрабатывают методами математической статистики. Математическая статистика при этом исследует все определенные в нефти элементы и группы элементов, выбирая наиболее характерные по пластам (Фиг.7), результаты обработки можно отобразить в 2д координатах (Фиг.8).
В результате рассчитана доля содержания всех уникальных характеристик в продукции скважин с ГРП на верейском пласте, при этом можно сделать вывод о подтоке нефти из башкирского пласта и его процентном содержании (Фиг.11).
В итоге можно сделать общий вывод, что заявителем достигнуты поставленные цели и заявленные технический результат, а именно – разработан способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта за счёт обеспечения возможности оценки уникального состава нефти с каждого пласта, обеспечивающий устранение недостатков прототипа, а именно:
- исключена необходимость периодической закачки реагентов (трассеров) в нефтяной пласт;
- обеспечена возможность контроля качества ГРП, с обеспечением возможности оценки притока нефти и его процентное содержание;
- снижена трудоёмкость ведения процесса мониторинга за счёт исключения применения трассеров;
- повышена эффективность контроля за качеством ГРП без значительного увеличения материальных и трудовых ресурсов.
При этом заявленный способ является прямым методом исследований добываемой нефти, а дополнительным положительным фактором является возможность, позволяющая оперативно принимать управленческие решения в процессе эксплуатации скважины в неоднозначных ситуациях при таковой необходимости.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из исследованного уровня техники заявителем не выявлено технических решений, имеющих заявленную совокупность признаков.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в анализируемой области техники. Доказательством указанного, по мнению заявителя, является то, что найдена не очевидная для специалиста закономерность, проявляющаяся в том, что заявленным техническим решением обеспечена возможность контроля качества ГРП в скважине, обеспечена возможность оценки притока нефти и его процентное содержание для каждого пласта в отдельности.
Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования, известных мировых материалов и технологий.
Claims (5)
-
Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта, заключающийся в том, что - со скважин, работающих на один определенный пласт, отбирают представительные образцы устьевых проб нефти таким образом, чтобы произвести охват исследованиями и по площади и по разрезу исследуемого участка;
- далее в этих пробах определяют уникальный компонентный состав нефти, с обеспечением возможности выявить отличие разновозрастных пластов по концентрации элементов, по наличию/отсутствию какого-либо элемента, при этом определение концентрации элементов проводят на основе измерений их масс-спектров в масс-спектрометре с индуктивно связанной плазмой, оснащенном газовой ячейкой;
- далее полученные данные обрабатывают путем построения облака значений, где по оси Х указывают порядковый номер образца, а по оси У – концентрацию элемента;
- если установлены отличия состава в нефтях разновозрастных пластов, исследуют устьевые пробы нефти на скважинах, с проведенными работами по гидравлическому разрыву пласта и по сопоставлению с составом представительных образцов, взятых с конкретного пласта, определяют, откуда поступает нефть и выполняют расчет количественного, качественного состава смесей и доли их поступления в добывающую скважину, при этом расчеты выполняют с использованием методов математической статистики, посредством которых производят собственно расчет долей каждого пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020139815A RU2751305C1 (ru) | 2020-12-04 | 2020-12-04 | Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020139815A RU2751305C1 (ru) | 2020-12-04 | 2020-12-04 | Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2751305C1 true RU2751305C1 (ru) | 2021-07-13 |
Family
ID=77019985
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020139815A RU2751305C1 (ru) | 2020-12-04 | 2020-12-04 | Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2751305C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2011813C1 (ru) * | 1991-06-18 | 1994-04-30 | Государственное предприятие "Астраханьгазпром" | Способ определения межколонных и межпластовых перетоков в скважине и устройство для его осуществления |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2315863C2 (ru) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов |
| RU2383727C2 (ru) * | 2007-11-30 | 2010-03-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта |
| WO2013135861A2 (en) * | 2012-03-15 | 2013-09-19 | Institutt For Energiteknikk | Tracer based flow measurement |
-
2020
- 2020-12-04 RU RU2020139815A patent/RU2751305C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2011813C1 (ru) * | 1991-06-18 | 1994-04-30 | Государственное предприятие "Астраханьгазпром" | Способ определения межколонных и межпластовых перетоков в скважине и устройство для его осуществления |
| RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
| RU2315863C2 (ru) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов |
| RU2383727C2 (ru) * | 2007-11-30 | 2010-03-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ проверки работы нефтяной скважины, работающей с использованием технологии гидравлического разрыва пласта |
| WO2013135861A2 (en) * | 2012-03-15 | 2013-09-19 | Institutt For Energiteknikk | Tracer based flow measurement |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Ahmed et al. | Permeability estimation: the various sources and their interrelationships | |
| Radwan et al. | Development of formation damage diagnosis workflow, application on Hammam Faraun reservoir: a case study, Gulf of Suez, Egypt | |
| Li* et al. | Characterizing the middle Bakken: Laboratory measurement and rock typing of the Middle Bakken formation | |
| US10928536B2 (en) | Mapping chemostratigraphic signatures of a reservoir with rock physics and seismic inversion | |
| US20190086350A1 (en) | Device for determining petrophysical parameters of an underground formation | |
| Martyushev et al. | Evaluation of opening of fractures in the Logovskoye carbonate reservoir, Perm Krai, Russia | |
| Wang et al. | Microscopic pore structures of tight sandstone reservoirs and their diagenetic controls: A case study of the Upper Triassic Xujiahe Formation of the Western Sichuan Depression, China | |
| RU2601733C2 (ru) | Способ построения геолого-гидродинамических моделей двойной среды залежей баженовской свиты | |
| Oeth et al. | Characterization of small scale heterogeneity to predict acid fracture performance | |
| CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
| CN112946780B (zh) | 走滑断裂活动期次的确定方法及装置 | |
| Wright et al. | Understanding Dynamic Production Contribution from Hydraulically Fractured Middle Bakken and Three Forks Wells in the Williston Basin, ND Using Time-Lapse Geochemistry | |
| Martyushev et al. | Multiscale and diverse spatial heterogeneity analysis of void structures in reef carbonate reservoirs | |
| Wang et al. | Testing rebound hardness for estimating rock properties from core and wireline logs in mudrocks | |
| Loucks et al. | Matrix reservoir quality of the Upper Cretaceous Austin Chalk Group and evaluation of reservoir-quality analysis methods; northern onshore Gulf of Mexico, USA | |
| Bachleda et al. | Reliable EUR prediction using geochemistry-derived drainage profiles of 200+ wells in the Anadarko Basin | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| RU2418948C1 (ru) | Способ проведения геологических исследований скважин | |
| RU2751305C1 (ru) | Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта | |
| Aarland et al. | Fault and fracture characteristics of a major fault zone in the northern North Sea: analysis of 3D seismic and oriented cores in the Brage Field (Block 31/4) | |
| RU2655310C1 (ru) | Способ определения эффективности гидравлического разрыва пласта скважины | |
| RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
| Beatty | Characterization of small scale heterogeneity for prediction of acid fracture performance | |
| Bairos et al. | Enumerating hydraulically active fractures using multiple, high-resolution datasets to inform plume transport in a sandstone aquifer | |
| Burkhanov et al. | Localization and involvement in development of residual recoverable reserves of a multilayer oil field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20211215 Effective date: 20211215 |