RU2780903C1 - Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений - Google Patents
Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2780903C1 RU2780903C1 RU2021138332A RU2021138332A RU2780903C1 RU 2780903 C1 RU2780903 C1 RU 2780903C1 RU 2021138332 A RU2021138332 A RU 2021138332A RU 2021138332 A RU2021138332 A RU 2021138332A RU 2780903 C1 RU2780903 C1 RU 2780903C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- samples
- oil
- fluid
- water
- Prior art date
Links
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 title abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 230000000155 isotopic Effects 0.000 claims abstract description 11
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 27
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- HORCQSAKJDDBKB-UHFFFAOYSA-N 1-methyldibenzothiophene Chemical compound S1C2=CC=CC=C2C2=C1C=CC=C2C HORCQSAKJDDBKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- NICUQYHIOMMFGV-UHFFFAOYSA-N 4-Methyldibenzothiophene Chemical compound S1C2=CC=CC=C2C2=C1C(C)=CC=C2 NICUQYHIOMMFGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 125000004435 hydrogen atoms Chemical group [H]* 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 3
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N oxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 2
- 241000625014 Vir Species 0.000 description 1
- 238000005377 adsorption chromatography Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000001819 mass spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к мониторингу работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей исследований для анализа и управления разработкой месторождения. Предложен способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений нефти на основе интерпретации результатов геохимических исследований свойств добываемого флюида (нефть, вода), заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный горизонт, пласт - опорных скважин, отбирают представительные образцы добываемого флюида таким образом, чтобы произвести охват исследований по площади, по разрезу исследуемого участка, скважины, и отбирают образцы со скважин с двумя и более перфорированными пластами; образцы фильтруют от взвешенных частиц и отделяют водную и углеводородную компоненту, затем в этих образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный составы; результат исследования образцов выдают в значениях ppm, ppb, мг/л, промилле по каждому компоненту (М1, М2, …); полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента и порядковый номер образца; определяют уникальные признаки - маркеры образцов флюида каждого из пластов; далее определяют, с какого пласта идет добыча добываемого флюида, производят расчет объемных долей притока по каждому перфорированному пласту - объекту разработки в скважинах с двумя и более перфорированными пластами с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели. 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений на основе интерпретации результатов геохимических исследования свойств добываемого флюида (нефть, вода), нахождению зависимостей ее состава от возраста залегающих пород, а при анализе свойств добываемого флюида из скважин с перфорацией двух и более пластов, объектов, установление долей поступления флюида и определения неработающих интервалов перфорации.
Известен способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти, заключающийся в том, что отбирают не менее трёх образцов керна из различных участков месторождения через одинаковые пространственные интервалы, измельчают образцы керна, экстрагируют измельченные образцы керна растворителем, отгоняют растворитель с получением битумоида, из битумоида выделяют углеводородную фракцию. С использованием жидкостно-адсорбционной хроматографии, выполняют качественную идентификацию хромато-масс-спектрометрических пиков по масс-спектрам полученной углеводородной фракции с использованием хромато-масс-спектрометрического анализа. При этом определяют интенсивность пика 1-метилдибензотиофена, интенсивность пика 4-метилдибензотиофена и соотношение пиков 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена. По результатам полученных соотношений в образцах керна строят 2D и 3D-модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ, отбирают пробы нефти из добывающих скважин, определяют соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, идентичные исследованиям керна, вносят полученные соотношения 1-метилдибензотиофена и 4-метилдибензотиофена, определённые в образцах нефти, в предварительно построенную геохимическую модель месторождения и выполняют построение 2D и 3D-модели месторождения с применением программного обеспечения, разработанного под заявленный способ. Формируют 2D и 3D-модели месторождения и формулируют выводы по оценке направлений вероятных притоков нефти (патент RU №2667174, кл. Е21В 49/00, G06F 19/00, (2006.01), опубл. 28.12.2017).
Недостатком известного способа является его сложность, т.к. необходимо проводить отбор керна. Кроме того, отбор керна довольно сложно осуществить в уже пробуренных работающих скважинах. Эффективность способа снижается в более глубоких пластах и многопластовых залежах. В результате нефтеотдача залежей остается невысокой.
Известно методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений РД-39-100-91(с.329, табл. 6.2, п.9) где для определения интервалов негерметичности обсадных колонн, которые могут являться источником поступления чуждой воды в эксплуатационные скважины, а также для определения заколонной циркуляции, при которой посторонняя вода через перфорационные отверстия попадает в эксплуатационную скважину, обводняя добываемую продукцию, рекомендуется применение геофизических методов с указанием конкретных видов измерений.
Существенный недостаток известного метода заключается в потере продукции скважины, так как для проведения данных исследований необходима ее остановка, а также проведение сложных спускоподъемных операций в стволе скважины с применением специального оборудования. Также по результатам геофизических исследований не представляется возможной количественная оценка объемов посторонней воды, добываемой скважиной, а дается только общий приток (нефть и вода) из пласта.
Также известен способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения со сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной. Добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта (патент RU № 2720848, кл. Е21В 43/12, (2020.02), опубл. 13.05.2020).
Недостатком известного способа является необходимость спуска в скважины специализированных датчиков, что влечёт за собой трудовые и материальные затраты.
Известен способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах, которое может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц. Путем изменения депрессии регистрируют приращение значений паровой фазы, скорости и дебита газового потока в ту или иную сторону или отсутствие приращений. На основании полученных результатов выявляют скважину–обводнительницу. В ней проводят ядерные исследования для выявления интервала обводнения или нескольких интервалов. В указанных интервалах осуществляют геолого-технические мероприятия по водоизоляционным работам с целью повышения коэффициента извлекаемости газа. Технический результат заключается в повышении достоверности определения скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов (патент RU 2611131C1, кл. Е21В 47/00, 43/00, 43/08, (2006.01), опубл. 21.02.2017).
Недостатком известного способа является необходимость проведения ядерных исследований прибором СНГК-Шв выявленной скважине-обводнительнице для выделения интервала обводнения (или нескольких интервалов) с целью проведения в них геолого-технических мероприятий (ГТМ) по водоизоляционным работам (ВИР).
Из исследованного уровня техники также выявлено изобретение: «Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений». Техническим результатом изобретения является определение природы воды в продукции скважин газоконденсатных месторождений путем анализа, характеризующего непосредственно природу молекул воды изотопного состава водорода и кислорода, который не зависит от химического состава и содержания растворенных в воде компонентов. Способ характеризуется тем, что на изучаемом месторождении осуществляют отбор эталонных проб технической воды, эталонных проб конденсационной и пластовой воды из газодобывающего горизонта, осуществляют отбор проб жидкости из продукции скважин данного горизонта, в указанных пробах проводят химический анализ и анализ изотопного состава водорода и кислорода, определяют границы значений изотопного состава водорода и кислорода для эталонных проб воды и проб жидкости из продукции скважин, таблично и графически в координатах δD и δ18O отображают полученные области значений изотопного состава эталонных проб воды и проб из продукции скважин, по степени сходства или совпадений указанных областей или отдельных точек судят о природе каждого типа воды в продукции скважины (патент RU 2571781, кл. Е21В 49/08, G01N33/18, (2006.01), опубл. 20.12.2015).
Недостатком известного способа является его применимость в старых нефтедобывающих регионах, где пласты за длительный период разработки промыты, и несут в себе смесь вод разных типов, и не позволяют разграничить воду разных пластов.
По результатам анализа исследований уровня техники можно сделать вывод о том, что известные способы геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений являются на сегодня не совершенными и требуют дальнейшего обновления. Исследования осуществляются, в основном, с использованием специального оборудования, опускаемого в скважину, что влечет за собой ее остановку и технические сложности проведения работ, а иногда и невозможность спуска приборов, в виду малых диаметров и сложной конструкции скважин. Учитывая, что в процессе разработки месторождений пласты вырабатывают запасы углеводородов и обводняются неравномерно, выяснение источника выработки запасов или обводнения скважин становится наиболее актуальным вопросом.
Целью и техническим результатом заявленного изобретения является разработка способа, позволяющего расширить функциональные возможности исследований для анализа и управления разработкой месторождений, обеспечивающего:
- исключение необходимости остановки скважины для проверки обводняющихся интервалов,
- обеспечение возможности выявления принадлежности пласта, с которого идет добыча (нефть, вода), на основе опорных (свойственных пласту) результатов геохимических исследований;
- определение притока флюида, путем расчета долей его поступления при наличии 2х и более интервалов перфорированных пластов, объектов выработки запасов углеводородов;
- увеличение добычи нефти путем проведения геолого-технических мероприятий по изоляции водопритока из обводненных пластов, объектов выработки запасов углеводородов;
- снижение трудоёмкости ведения процесса мониторинга выработки запасов углеводородов за счёт исключения применения спускоподъемных операций в скважине;
- повышение эффективности разработки месторождения без значительного увеличения материальных и трудовых ресурсов.
В силу того, что анализ исследованного уровня техники не позволил выявить аналог, являющийся наиболее близким по совокупности существенных признаков, было принято решение составить формулу предполагаемого изобретения без ограничительной части.
Сущностью заявленного изобретения является способ геохимического мониторинга разработки залежей нефти, заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный горизонт, пласт, отбирают представительные образцы добываемого флюида (нефть, вода) таким образом, чтобы произвести охват исследований и по площади, и по разрезу исследуемого участка, скважины (опорные скважины, данные результатов исследований пластового флюида, которых по составу будут характеризовать горизонты, пласты участка, залежи нефти) (скв. 1, 2, Фиг. 1, 2) и отбирают образцы добываемого флюида с исследуемых скважин участка, залежи нефти с двумя и более перфорированными пластами (скв. 3, Фиг. 2), выполняют пробоподготовку образцов, фильтруют от взвешенных частиц, разделяют на нефтяную и водную фазу, затем в этих образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный состав, с точностью до триллионных и триллиардных долей; результат исследования образцов выдают в значениях ppm, ppb, мг/л, промилле по каждому компоненту исследуемого образца (M1, M2,…), который показывает отличие разновозрастных пластов по количественному содержанию компонентов, по наличию/отсутствию какого-либо из них; полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента, и порядковый номер образца (Фиг. 3, 4);определяют уникальные признаки (маркеры) образцов флюида каждого из пластов; далее производят расчет объемных долей притока добываемого флюида из каждого перфорированного пласта скважины с двумя и более перфорированными пластами, объекта выработки запасов углеводородов с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели (Фиг. 5).
Заявленное изобретение иллюстрируется Фиг. 1–Фиг. 5.
На Фиг. 1 схематично представлены виды опорных скважин на верхний и нижний пласты (Скв. 1, 2), где 1 – пласт №1, 2 – пласт №2, 
- перфорированный интервал, Скв. – скважина.
На Фиг. 2 схематично представлены опорные скважины (Скв. 1, 2) и скважина с двумя перфорированными пластами (Скв. 3), где 1 –пласт №1, 2 –пласт №2, - перфорированный интервал, Скв. – скважина.
На Фиг. 3 представлено распределение содержания исследуемого компонента (M1) в образце флюида в ppm (ось Y), по опорным скважинам (ось Х) по пластам №№ 1, 2, 3.
На Фиг. 4 представлено распределение содержания исследуемого компонента (M2) в образце флюида (ось Y) в промилле на каждый из указанных пластов (№№ 1, 2, 3) для опорных скважин (ось Х).
На Фиг. 5 представлен результат интерпретации результатов геохимических исследования свойств добываемого флюида по исследованным скважинам с двумя и более перфорированными пластами, выполнен расчет долей притока флюида в общем объеме добываемой продукции скважин.
Далее приведено описание заявленного изобретения.
Краткой сущностью заявленного изобретения является создание способа геохимического мониторинга работы скважин при разработке месторождений, характеризующийся тем, что мониторинг ведут без закачки каких-либо реагентов в пласт, а вместо реагентов используют свойства компонентов, заведомо имеющихся в добываемой продукции скважин.
Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений нефти на основе интерпретации результатов геохимических исследований свойств добываемого флюида (нефть, вода), заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный горизонт (опорные скважины), отбирают представительные образцы добываемого флюида таким образом, чтобы произвести охват исследований и по площади, и по разрезу исследуемого участка, скважины и отбирают образцы добываемого флюида с исследуемых скважин участка, с двумя и более перфорированными пластами; выполняют пробоподготовку образцов, фильтруют от взвешенных частиц, разделяют на нефтяную и водную фазу, затем в этих образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный состав, с точностью до триллионных и триллиардных долей; результат исследования образцов выдают в значениях ppm, ppb, мг/л, промилле по каждому компоненту (М1, М2, …); полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента, и порядковый номер образца; определяют уникальные признаки (маркеры) образцов флюида каждого из пластов; далее производят расчет объемных долей притока добываемого флюида из каждого перфорированного пласта, объекта выработки запасов углеводородов с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели.
Выводы по оценке объемных долей поступления флюида из перфорированных пластов являются собственно предметом мониторинга работы скважин, проведенного по заявленному способу геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений.
Анализируемые маркеры (М1, М2, ...) имеют следующие природные характеристики и свойства:
- присутствуют в составе воды и нефти в достаточно уверенных концентрациях;
- характеризуются простотой качественного и количественного обнаружения лабораторными методами;
- характеризуется отсутствием недостатков.
Способ реализуется по следующему алгоритму действий:
1) Со скважин, работающих на один определенный горизонт (пласт) (опорные скважины), отбирают представительные образцы флюида таким образом, чтобы произвести охват исследований по площади и по разрезу исследуемого участка, скважины и отбирают образцы добываемого флюида с исследуемых скважин участка, с двумя и более перфорированными пластами.
2) Выполняют пробоподготовку образцов, фильтруют от взвешенных частиц, разделяют на нефтяную и водную фазу.
3) В исследуемых образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный состав, результат выдают в значениях мг/л, промилле, ppm, ppb по каждому компоненту исследуемого образца (M1, M2, …), который показывает отличие разновозрастных пластов по количественному содержанию компонентов, по наличию/отсутствию какого-либо из них.
4) Полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента, и порядковый номер образца. Определяют уникальные признаки (маркеры) образцов флюида каждого из пластов.
5) Определяют объемные доли поступления флюида на скважинах с 2-мя и более перфорированными пластами с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели.
Пример конкретного выполнения заявленного способа геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой на одном из месторождений Республики Татарстан.
1) Отбор образцов пластового флюида.
Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Республики Татарстан, продуктивными пластами которого являются девонские пласты. На участке были выбраны опорные скважины, работающие на пласт «Д0» (пласт №1) -8 скважин; на пласт «а» (Пласт №2) -10 скважин; на пласт «б» (Пласт №3) -6 скважин. Всего 24 скважины. Для исследования на доли поступления воды в продукцию скважин были выбраны 13 скважин, работающих совместно на 2 и более пластов (Д0, а, б).
2) Выполняют подготовку образцов, фильтруют от взвешенных частиц, разделяют на нефтяную и водную фазу с помощью бумажных фильтров.
3) Затем в этих исследуемых образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный состав, результат выдают в значениях мг/л, промилле, ppm, ppb по каждому компоненту исследуемого образца (M1, M2,…).
4) В результате исследований опорных скважин выявляются элементы, естественные маркеры, находящиеся в составе воды. Такие данные обрабатываются путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента, и порядковый номер образца (Фиг. 3,4). Определяют уникальные признаки (маркеры) образцов флюида каждого из пластов.
5) Определяют объемные доли поступления флюида в скважины с двумя и более перфорированными пластами.
После анализа графиков, определяют объемные доли поступления флюида (нефть, вода) на скважинах с 2-мя и более перфорированными пластами с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели.
Математическая статистика при этом исследует все определенные в образцах флюида (нефть, вода) компоненты. В результате рассчитывают долю содержания всех уникальных характеристик в продукции скважин с работой на 2 пласта и более пластов, откуда можно сделать выводы о долях поступления воды (фиг. 5).
Вывод: заявителем достигнуты поставленные цели и заявленный технический результат, разработан способ, позволяющий расширить функциональные возможности исследований для анализа и управления разработкой месторождений, обеспечивающий:
- исключение необходимости остановки скважины для проверки обводняющихся интервалов и возможных нарушений в колонне;
- обеспечение возможности выявления принадлежности пласта, с которого идет добыча (нефть, вода), на основе опорных (свойственных пласту) результатов геохимических исследований;
- определение притока флюида путем расчета долей его поступления при наличии 2х и более интервалов перфорированных пластов, объектов выработки запасов углеводородов в скважине;
- увеличение добычи нефти путем проведения геолого-технических мероприятий по изоляции водопритока из обводненных пластов, объектов выработки запасов углеводородов;
- снижение трудоёмкости ведения процесса мониторинга разработки за счёт исключения применения спускоподъемных операций в скважине;
- повышение эффективности разработки месторождения без значительного увеличения материальных и трудовых ресурсов.
Способ позволяет определить долю поступления исследуемого флюида каждого из перфорированных пластов в продукцию добывающих скважин, с установлением основного источника притока флюида по пластам (объектам выработки запасов)
Заявленное изобретение 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 состава добываемого флюида в скважине, обеспечена возможность оценки объемной доли притока для каждого пласта в отдельности.
Заявленное изобретение соответствует критерию «промышленная применимость», т.к. может быть реализовано с использованием стандартного оборудования, и известных в мире материалов, и технологий.
Claims (1)
- Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений нефти на основе интерпретации результатов геохимических исследований свойств добываемого флюида - нефть, вода, заключающийся в том, что со скважин, работающих на один определенный горизонт, пласт - опорных скважин, отбирают представительные образцы добываемого флюида таким образом, чтобы произвести охват исследований по площади, по разрезу исследуемого участка и скважины, и отбирают образцы со скважин с двумя и более перфорированными пластами; образцы фильтруют от взвешенных частиц и отделяют водную и углеводородную компоненту, затем в этих образцах определяют содержание катионов, анионов, изотопный, фракционный, компонентный составы; результат исследования образцов выдают в значениях ppm, ppb, мг/л, промилле по каждому компоненту (М1, М2, …); полученные данные обрабатывают путем построения аналитических графиков с показаниями исследованных компонентов (М1, М2, …) по каждому образцу, где по осям Х, Y указывают содержание компонента и порядковый номер образца; определяют уникальные признаки - маркеры образцов флюида каждого из пластов; далее определяют, с какого пласта идет добыча добываемого флюида, производят расчет объемных долей притока по каждому перфорированному пласту - объекту разработки в скважинах с двумя и более перфорированными пластами с применением методов математической статистики путем построения прогностической модели.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2780903C1 true RU2780903C1 (ru) | 2022-10-04 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6645769B2 (en) * | 2000-04-26 | 2003-11-11 | Sinvent As | Reservoir monitoring |
| EP2776667A1 (en) * | 2011-11-11 | 2014-09-17 | ExxonMobil Upstream Research Company | Method and system for reservoir surveillance utilizing a clumped isotope and/or noble gas data |
| RU2571781C1 (ru) * | 2014-12-10 | 2015-12-20 | Акционерное общество "Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья" (АО "СНИИГГиМС") | Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений |
| RU2611131C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазПродакшнИнжиниринг" | Способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах |
| WO2018160388A1 (en) * | 2017-02-28 | 2018-09-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Metal isotope applications in hydrocarbon exploration, development, and production |
| RU2667174C1 (ru) * | 2017-12-28 | 2018-09-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти |
| RU2720848C1 (ru) * | 2020-01-20 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6645769B2 (en) * | 2000-04-26 | 2003-11-11 | Sinvent As | Reservoir monitoring |
| EP2776667A1 (en) * | 2011-11-11 | 2014-09-17 | ExxonMobil Upstream Research Company | Method and system for reservoir surveillance utilizing a clumped isotope and/or noble gas data |
| RU2571781C1 (ru) * | 2014-12-10 | 2015-12-20 | Акционерное общество "Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья" (АО "СНИИГГиМС") | Изотопный способ определения природы воды в продукции скважин газовых и газоконденсатных месторождений |
| RU2611131C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "ГазПродакшнИнжиниринг" | Способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах |
| WO2018160388A1 (en) * | 2017-02-28 | 2018-09-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Metal isotope applications in hydrocarbon exploration, development, and production |
| RU2667174C1 (ru) * | 2017-12-28 | 2018-09-17 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ геохимического мониторинга разработки мелкозалегающих залежей сверхвязкой нефти |
| RU2720848C1 (ru) * | 2020-01-20 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2613219C2 (ru) | Способ наблюдения за коллектором с использованием данных о скученных изотопах и/или инертных газах | |
| CN104564041B (zh) | 基于开发渗透率下限的低渗透碎屑岩储层有效性评价方法 | |
| AU2018260706B2 (en) | Time-series geochemistry in unconventional plays | |
| US20090071239A1 (en) | Methods for optimizing petroleum reservoir analysis | |
| US20180016896A1 (en) | Assessing Permeability | |
| Mirzaei-Paiaman et al. | A new framework for selection of representative samples for special core analysis | |
| CN106401579B (zh) | 一种基于随钻多参数分析的油气水识别方法和系统 | |
| Masoudi et al. | Developing a method for identification of net zones using log data and diffusivity equation | |
| 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 | |
| Yang et al. | Effects of fracture characteristics on spontaneous imbibition in a tight reservoir | |
| US2938117A (en) | Analysis determinative of gas or oil producing strata | |
| Skuce et al. | Isotopic fingerprinting of groundwaters in southwestern Ontario: Applications to abandoned well remediation | |
| Cowie et al. | Determination of the stable isotope composition and total dissolved solids of Athabasca oil sands reservoir porewater: Part 2. Characterization of McMurray Formation waters in the Suncor–Firebag field | |
| Jweda* et al. | Assessing drainage dynamics in the Eagle Ford using produced water geochemistry | |
| RU2780903C1 (ru) | Способ геохимического мониторинга работы скважин для анализа и управления разработкой месторождений | |
| RU2611131C1 (ru) | Способ выявления скважин - обводнительниц и водоприточных интервалов в газовых скважинах | |
| RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
| Shipaeva et al. | Analysis of flow distribution in fractured-cavernous carbonate reservoir basing on tracer tests and isotope survey | |
| RU2720430C9 (ru) | Способ определения состава и свойств пластового флюида на основе геологических характеристик пласта | |
| RU2263211C1 (ru) | Способ контроля за разработкой многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2751305C1 (ru) | Способ геохимического мониторинга работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта | |
| RU2786663C1 (ru) | Способ идентификации межпластовых перетоков при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений | |
| US20240159726A1 (en) | Isotopic monitoring of reservoir water | |
| Pisharat et al. | Reducing Uncertainties and Improving Hydrocarbon Recovery in Brownfields Through an Innovative Integrated Workflow | |
| RU2737620C1 (ru) | Способ мониторинга и оптимизации разработки залежи нефти |