Способ выявления раннего прорыва нагнетаемой воды в нефтяных скважинах, использующий природный изотоп углерода-13



Способ выявления раннего прорыва нагнетаемой воды в нефтяных скважинах, использующий природный изотоп углерода-13
Способ выявления раннего прорыва нагнетаемой воды в нефтяных скважинах, использующий природный изотоп углерода-13

 


Владельцы патента RU 2456448:

КАУНСИЛ ОФ САЙЕНТИФИК ЭНД ИНДАСТРИАЛ РИСЕРЧ (IN)

Настоящее изобретение относится к способу, использующему природный изотоп углерода-13 для выявления раннего прорыва нагнетаемой воды в нефтяных скважинах. Способ заключается в периодическом заборе образцов воды из различных источников. Осуществляют химическую обработку забранных образцов воды на территории самого месторождения для осаждения растворенных форм неорганического углерода. Осуществляют забор осадков и обрабатывают кислотой для извлечения СО2. Улавливают СО2 охладителями. Осуществляют масс-спектрометрическое измерение содержания δ13С в СО2. Сравнивают пространственно-временное изменение содержания δ13С различных забранных образцов для выявления скважин, показывающих ранний прорыв нагнетаемой воды. Техническим результатом является повышение эффективности выявления явления раннего прорыва нагнетаемой воды и ее движения. 4 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр., 1 табл.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к способу выявления раннего прорыва нагнетаемой воды и ее движения в нефтяных скважинах, использующему природный изотоп углерода-13. Конкретнее, указанный способ включает применение изотопа углерода-13, естественным образом присутствующего в нагнетаемой воде.

Уровень техники изобретения

Заводнение (нагнетание воды) представляет собой один из модных способов вторичного извлечения нефти, когда естественное давление в коллекторе уменьшается. Естественными силами, ответственными за давление в коллекторе, являются: i) расширяющийся газ, ii) затопляющая краевая вода (или подошвенная вода), iii) расширение нефти и растворенного газа, iv) гравитация и так далее. Как только скважина проникает в коллектор и из него начинается добыча через скважину, нарушающую равновесное давление в нем, вышеупомянутые силы начинают отводить нефть и газ к скважине. В течение времени существования месторождения и в ходе добычи давление и температура в коллекторе уменьшаются. В конце концов экономически оправданная добыча нефти уже не достигается. В такой ситуации, если необходимо поддержать добычу нефти, в любом случае приходится проводить операции по повышению давления в месторождении. Такие операции включают нагнетание газа, заводнение или применение полимеров и так далее. Данные вторичные восстановления нефтяных операций чрезвычайно важны и полезны для нефтедобычи. Помимо этого, вторичное извлечение нефти, в общем, экономично и включает меньший риск, чем изыскание нового месторождения нефти.

Из существующих способов вторичного извлечения нефти заводнение является наиболее широко используемым и, как установлено, обеспечивающим большее преимущество. Данный способ обещает высокий процент извлечения нефти из коллектора. В нагнетательные скважины необходимо нагнетать большие количества воды при относительно высоком давлении.

Периодически, в ходе вторичного восстановления нефтяных операций с использованием нагнетания воды, из нефтяных скважин может наблюдаться повышенная добыча воды. Повышенная обводненность может быть обусловлена зависящей от направления проницаемостью трещины или преждевременным (ранним) прорывом, или подвижными водами в месторождении. Интерференционные и/или гидрохимические исследования могут оказаться неубедительными для доказательства утверждения о преждевременном/раннем прорыве. Несмотря на это, химически и искусственно полученные радиоактивные метки, используемые в таких исследованиях, создают проблемы, связанные с обращением с данными метками и безопасностью. Следовательно, такие случаи обусловливают необходимость разработки способов, использующих природные изотопы, присутствующие в нагнетаемой воде, для выявления движения нагнетаемой воды и установления явления преждевременного (раннего) прорыва в нефтяных скважинах.

Способ, использующий природный изотоп углерода-13, присутствующий в нагнетаемой воде, для выявления явления раннего прорыва, был осуществлен на одном из месторождений нефти в Индии, где нагнетание проведено персоналом месторождения с использованием грунтовой воды. Поскольку данный способ использует изотоп углерода-13, присутствующий в нагнетаемой воде, он позволяет избежать проблем обращения, связанных с введением посторонних веществ в поток нагнетаемой воды. Предварительные исследования показали, что содержания изотопов нагнетаемой воды и пластовых вод различны, соотносясь с глубиной их местонахождения. В случае меток окружающей среды, таких как радиоизотопы (тритий и радиоуглерод) и стабильные изотопы (дейтерий, кислород-18 и углерод-13), благодаря тому, что возможно их точное измерение с использованием масс-спектрометров даже при уровнях изотопного соотношения от 10-12 до 10-18, представлялось возможным провести их исследование в избранном месторождении нефти. Предварительные изотопные измерения на данных образцах показали, что содержание трития в нагнетаемой воде было пренебрежимо малым (<5 T.U., предел обнаружения системы измерения, использованной авторами), и его дальнейший распад в коллекторе сделал бы его детектирование еще более затруднительным. Концентрация изотопа радиоуглерода (14C) была высокой в грунтовой воде по сравнению с нормальной пластовой водой. Подобным образом, концентрация δ13C в нагнетаемой воде обнаружила резкое отличие от концентрации в пластовой/коллекторной воде. Таким образом, авторы разработали данный способ.

Концентрацию изотопа углерода-13 в природных водах измеряют относительно наиболее распространенного изотопа углерода-12, и отношение (13C/12C) выражают как отклонение (δ (дельта) ‰) в промилле (×1000) от карбонатного значения Pee Dee Belemnite:

δ13C‰ = ((13C/12Cобразец - 13C/12Cстандарт)/(13C/12Cстандарт))×1000

Углеродный изотопный состав растворенных карбонатных форм во многих водоносных слоях оказался ценным инструментом для определения источника и истории данных форм. Что касается вод нефтяных месторождений, то литература по значениям δ13C для неорганического углерода немногочисленна. Однако значения δ13C для CO2 и карбонатного цемента нефтяного коллектора широко известны. Среднее значение δ13C присутствующего атмосферного CO2 составляет -7,0‰. С другой стороны, воды глубоких пластов, которые находятся в равновесии с известняком, имели бы δ13C в диапазоне от 0 до +3,0‰, или же возможны даже большие положительные значения вследствие потери CO2 данными водами. На концентрацию δ13C также могут влиять несколько неминеральных источников, таких как введение тяжелого CO2 термальными растворами или относительно легкого CO2 через окисление, восстановление растворенного кислорода или сульфатов в случае углеродсодержащих веществ.

Однако в разработанном авторами способе данные затруднения устранены, поскольку авторы исследовали не только пространственные, но и связанные со временем колебания δ13C в водах нефтепродуктивных скважин как результат нагнетания воды. Следовательно, разработка данного способа по существу основана на изменении концентрации δ13C в нагнетаемой и пластовой водах.

Способ применения изотопа 87Sr для исследования нагнетаемой воды (патент США № 4743761) основан на отношении радиоактивного 87Sr к отношению стабильного изотопа 86Sr. Для сравнительного исследования стронциевые изотопные композиции должны быть измерены при относительном стандартном отклонении 0,01 - 0,02%. Для измерения отношения 87Sr/86Sr необходим более сложный и дорогостоящий прибор (масс-спектрометр термической ионизации; TIMS). Измерения изотопа Sr включают в себя обременительные и требующие затрат времени процедуры подготовки образцов, что имеет результатом весьма малую скорость анализа. Sr может осаждаться в виде солей, и хранение рассолов и получение данных об истинных относительных содержаниях изотопического/элементного Sr могли бы быть затруднительными, что, таким образом, требует большей тщательности при хранении.

В случае химических соединений (патент США № 3851171) способ включает искусственное введение водорастворимого замещенного стильбенового соединения в нагнетаемую воду до ее нагнетания, и добытую воду анализируют на содержание в ней стильбенового соединения. Таким образом, химические метки включают проблемы дополнительных расходов и обращения с химическими метками.

Таким образом, авторы разработали способ, в котором устранены вышеупомянутые недостатки, для выявления явления преждевременного прорыва нагнетаемой воды и ее движения в нефтяных скважинах с использованием природного стабильного изотопа углерода-13 в качестве метки, и преимущество применения стабильного изотопа углерода-13 заключается в том, что он присутствует в нагнетаемой воде, а также в пластовой воде в различном соотношении. Обращение с образцами для измерения δ13C является относительно легким и требует относительно менее сложного оборудования. Значения δ13C покрывают широкий диапазон от +10 до -25‰ для неорганического углерода.

Задачи изобретения

Основная задача изобретения заключается в выявлении раннего прорыва нагнетаемой воды в нефтяных скважинах с использованием природного изотопа углерода-13, что позволяет устранить недостатки, связанные с применением опасных и радиоактивных химикатов и меток.

Другая задача настоящего изобретения заключается в проведении сравнения содержания природного изотопа углерода-13 нагнетаемой воды, пластовой воды и вод продуктивных скважин для обнаружения явления раннего прорыва.

Сущность изобретения

Соответственно, настоящее изобретение дает способ, использующий природный изотоп углерода-13 для выявления раннего прорыва нагнетаемой воды в нефтяных скважинах, причем указанный способ включает стадии периодического забора образцов воды из различных источников с последующей химической обработкой образцов воды на территории самого месторождения для осаждения растворенных форм неорганического углерода, затем, забора осадков и обработки кислотой для извлечения CO2, улавливания извлеченного CO2 охладителями, измерения содержания δ13C в CO2 известными методами и, наконец, сравнения пространственно-временного изменения содержания δ13C различных отобранных образцов для выявления скважин, показывающих ранний прорыв нагнетаемой воды. В одном варианте осуществления настоящего изобретения отобранные образцы воды являются образцами пластовой воды, нагнетаемой воды и вод избранных нефтепродуктивных скважин.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения химическую обработку образцов воды проводят предпочтительно солями бария.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения используют предпочтительно ортофосфорную кислоту для извлечения CO2.

В еще одном варианте осуществления настоящего изобретения измерение δ13С на извлеченном CO2 проводят для определения содержания δ13С природного 13С в образцах воды.

В другом варианте осуществления настоящего изобретения сравнение пространственно-временного изменения содержания δ13С в образцах воды проводят для выявления скважин, показывающих ранний прорыв нагнетаемой воды.

Краткое описание чертежей

В качестве чертежа, прилагаемого к данному описанию, Фиг.1 отражает изменение во времени содержания δ13C вод нефтяных месторождений избранных нефтепродуктивных скважин в ответ на операции нагнетания. До забора проб в 1987 нагнетание проводили пластовой водой, имеющей δ13С от -1,0 до -3,0‰, что отражено данными для вод избранных нефтяных скважин, для которых зарегистрированы δ13С, лежащие в диапазоне от -1,0 до -3,0‰.

На Фиг.2 приведена блок-схема, отражающая в общих чертах способ изобретения.

Подробное описание изобретения

Настоящее изобретение дает способ, использующий природный изотоп углерода-13 для выявления раннего прорыва нагнетаемой воды в нефтяных скважинах, который включает периодический забор пластовой воды, нагнетаемой воды и образцов воды из избранных нефтепродуктивных скважин, химическую обработку образцов воды на территории самого месторождения для осаждения растворенных форм неорганического углерода, извлечение CO2 из осадков обработкой кислотой, измерение δ13С для извлеченного CO2, сравнение пространственно-временного изменения содержания δ13С и выявление скважин, показывающих ранний прорыв нагнетаемой воды.

Периодический забор образцов воды проводят для пластовой воды, нагнетаемой воды и образцов воды из избранных нефтепродуктивных скважин. Химическую обработку образцов воды проводят на территории самого месторождения для осаждения растворенных форм неорганического углерода. Извлечение CO2 из осадков проводят обработкой кислотой.

Затем, проводят определение и, в итоге, сравнение содержаний δ13С нагнетаемой воды, пластовой воды и вод продуктивных скважин для выявления скважин, показывающих явление раннего прорыва.

Пластовая вода представляет собой воду, добываемую вместе с нефтью из нефтеносных слоев в нефтяных скважинах. Она обычно залегает под нефтью в геологических пластах и добывается в возрастающих количествах по мере исчерпания нефти. Нагнетаемая вода представляет собой воду, нагнетаемую в коллектор для давления на углеводороды и их вытеснения к продуктивным скважинам. Нагнетаемую воду также используют для гидроаккумулирования в случае шельфовых и отдаленных расположений при экономических и накладываемых окружающей средой ограничениях. Образцы воды из нефтяных скважин забирали для измерения содержания δ13С каждого образца воды. Отобранные образцы воды обрабатывали химикатами, такими как хлорид бария и гидроксид бария, на территории самого месторождения для осаждения растворенных форм неорганического углерода. Затем осадки собирали, доставляли в лабораторию и обрабатывали кислотой, такой как разбавленная ортофосфорная кислота, для извлечения CO2, используя стеклянную вакуумную систему, содержащую ловушки влаги и CO2, охлаждаемые охладителями, такими как замораживающая смесь (соль+лед) и жидкий азот, соответственно. Извлеченный CO2 использовали для измерения δ13С.

Измерения проводили в общей сложности для двадцати образцов воды на пространственно-временное изменение содержания δ13С. Определяли, что содержание δ13С нагнетаемой воды оставалось в диапазоне от -8,0 до -10,0‰ в течение периода исследования, тогда как пластовые воды, не подвергшиеся воздействию нагнетаемой воды, имеют относительно более положительные значения δ13С (от -2,0 до -3,0%). Изменение со временем содержания δ13С исследованных нефтяных скважин показано в Таблице 1 и на Фиг.1. Из Фиг.1 ясно, что содержание δ13С в водах нефтяных скважин с высокой обводненностью отвечает операции нагнетания воды. Когда нагнетаемую воду отводят из местного водоносного слоя, имеющего δ13С в диапазоне от -8,0 до -10,0‰, содержание δ13С в воде продуктовой скважины лежит в диапазоне между содержанием в пластовой воде и нагнетаемой воде, то есть в диапазоне от -3,0 до -8,0‰. С другой стороны, различие по δ13С между пластовыми водами и водами продуктивных скважин терялось, когда сама пластовая вода была использована для нагнетания. Однако тенденция прогрессивного уменьшения δ13С вод продуктивной скважины в ответ на последующие операции нагнетания указывала на ранний порыв нагнетаемых вод.

Новизна изобретения

Новизна настоящего изобретения заключается в том, что в нем использован природный стабильный изотоп 13С, содержащийся в водах, а не дорогостоящие и опасные химикаты и радиоактивные вещества, для мечения нагнетаемой воды. Измерения δ13C относительно просты и требуют относительно менее дорогостоящего и сложного оборудования. Отношение δ13С представляет собой соотношение между двумя стабильными изотопами углерода (13С и 12С), присутствующими в самой воде.

Изобретательский уровень

Изобретательскими шагами являются: сбор образцов воды для пластовой воды, нагнетаемой воды и вод нефтепродуктивных скважин, химическая обработка образцов воды для осаждения растворенных неорганических форм углерода, сбор осадков из образцов воды, извлечение диоксида углерода из осадков обработкой кислотой, очистка извлеченного CO2, масс-спектрометрическое измерение содержания δ13С в CO2, сравнение содержания δ13С нагнетаемой воды, пластовой воды и воды из продуктивных скважин и выявление продуктивных скважин, показывающих ранний прорыв нагнетаемой воды.

Промышленная значимость

Операции вторичного извлечения нефти, включающие нагнетание воды, обладают большей экономичностью по сравнению с другими способами. Для получения экономически оправданного извлечения нефти необходимо нагнетание большого количества воды в породу коллектора при высоких давлениях. Однако со временем вопреки оценкам вторичное извлечение нефти может стать неэкономичным, где высокий процент обводненности имеет место вследствие раннего прорыва нагнетаемой воды. Способ по изобретению для выявления раннего прорыва нагнетаемой воды в месторождениях нефти обладает потенциальной экономической значимостью, поскольку способ позволяет персоналу нефтяного месторождения выявить ранний прорыв нагнетаемой воды и, соответственно, операции нагнетания могут быть предприняты для непрерывного и экономически оправданного вторичного извлечения нефти, или же пересмотреть будущую стратегию операций нагнетания, и, тем самым, избежать огромных расходов на операции нагнетания. Таким образом, способ по изобретению способствует оценке экономической жизнеспособности операций нагнетания для вторичного извлечения нефти.

Следующий пример дан для иллюстрации и, следовательно, не должен интерпретироваться как ограничивающий объем настоящего изобретения.

Пример

Случай I

Если нормальная грунтовая вода со средним содержанием δ13C -9‰ использована для нагнетания и далее не наблюдается смешение с пластовой водой в нефтяной скважине, то содержание δ13C воды из скважины, показывающей ранний прорыв, составляло бы -9‰.

Случай II

Если пластовая вода со средним содержанием δ13C -2‰ использована для нагнетания и далее либо наблюдается, либо не наблюдается смешение с водой в нефтяной зоне, то содержание δ13C воды из скважины, показывающей ранний прорыв, составляло бы -2‰, только если нагнетаемая вода и вода в нефтяной зоне имеют одинаковое значение δ13C, как показано на Фиг.1.

Случай III

Если нормальная грунтовая вода со средним содержанием δ13C -9‰ использована для нагнетания и далее, если наблюдается смешение с пластовой водой в нефтяной скважине, имеющей значение δ13C -2‰, то содержание δ13C воды из скважины, показывающей ранний прорыв, находилось бы в диапазоне от -2 до -9‰, как показано на Фиг.1.

Таблица 1.
Изменение во времени содержания δ13C (‰) вод избранных нефтяных скважин и нагнетаемой воды.
Образец № Шифр образца Февраль 1982 Ноябрь 1985 Август/
Сентябрь
1987
Март 1988 Август 1988
1 №26 - - -3,8 -3,9 -4,7
2 №27 - - -2,7 -2,4 -1,7
3 №32 - - -4,2 -7,7 -7,1
4 №46 - - -2,5 - -1,7
5 №47 - - -4,8 -5,8 -4,5
6 №48 - -5,6 -2,2 -4,5 -6,5
7 №57 - - -0,2 - -6,9
8 №63 - -3,3 -1,9 - -3,4
9 №67 - -5,6 -3,5 -3,6 -5,6
10 №68 -3,2 -2,1 -1,0 -1,4 -1,6
11 №78 - - - - -1,3
12 №82 -2,2 -2,0 - -1,9 -
13 №87 -1,7 - - -6,3 -
14 №90 - -2,4 -3,3 -3,0 -1,7
15 №98 - - -2,9 - -1,4
16 №104 - - -2,3 -2,9 -3,3
17 GGS-II NTW (Нагнетаемая вода) - - -7,9 -7,1 -6,6
18 GGS-II OTW (Нагнетаемая вода) - - -8,2 -7,9 -
19 GGS-III NTW (Нагнетаемая вода) - - -9,8 -8,2 -8,3
20 GGS-III (Нагнетаемая вода) -9,9 -9,6 -9,0 - -

Преимущества изобретения

Основное преимущество настоящего изобретения заключается в том, что для мечения нагнетаемой воды в нем использован природный стабильный изотоп 13C, содержащийся в водах, а не дорогостоящие и опасные химикаты и радиоактивные вещества, использование которых также включает дополнительные расходы на специальные безопасные контейнеры для их транспортировки. Отношение δ13C представляет собой соотношение между двумя стабильными изотопами углерода (13C и 12C), встречающимися в природе в водах в виде растворенных форм неорганического углерода.

1. Способ, использующий природный изотоп углерода-13, выявления раннего прорыва нагнетаемой воды в нефтяных скважинах, включающий стадии: а. периодического забора образцов воды из различных источников, b. химической обработки образцов воды, забранных на стадии (а), на территории самого месторождения для осаждения растворенных форм неорганического углерода, с. забора осадков, полученных на стадии (b), и обработки кислотой для извлечения СО2, d. улавливания СО2, извлеченного на стадии (с), охладителями, е. масс-спектрометрического измерения содержания δ13С в СО2, забранного на стадии (d), f. сравнения пространственно-временного изменения содержания δ13С, измеренного на стадии (е), различных забранных образцов для выявления скважин, показывающих ранний прорыв нагнетаемой воды.

2. Способ по п.1, где отобранные образцы воды представляют собой образцы пластовой воды, нагнетаемой воды и вод избранных нефтепродуктивных скважин.

3. Способ по п.1, где химическая обработка образцов воды проведена предпочтительно солями бария.

4. Способ по п.1, где используют предпочтительно ортофосфорную кислоту для извлечения СO2.

5. Способ по п.1, где измерение δ13С на извлеченном СО2 проведено для определения содержания δ13С природного 13С в образцах воды.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию строения пластов. .

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых залежей.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при опрессовке колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). .

Изобретение относится к электрическим машинам. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения направления фильтрации жидкости в пласте при промысловых геофизических исследованиях нефтяных скважин.

Изобретение относится к области разведки и добычи нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию строения пластов для контроля за разработкой и для оптимизации размещения эксплуатационных скважин на исследуемом месторождении, в частности, к способам оценки фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений.

Изобретение относится к области насосной техники. .

Изобретение относится к способу и устройству для интегрирования измерений удельного сопротивления в электромагнитный ("ЭМ") телеметрический инструмент. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких или газообразных углеводородов и проведения работ в скважине без извлечения насосного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности эксплуатации скважин со склонностью к образованию отложений в лифтовых трубах

Изобретение относится к области каротажа скважин

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока флюидов и параметров призабойной зоны многопластовых скважин

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при исследовании промысловых газосборных коллекторов по определению количества поступающей в них жидкой водной фазы

Изобретение относится к способам исследования продуктивных пластов методом скважинного акустического каротажа, а именно к способам определения гидрогеологических свойств пород, окружающих скважину, таких как фазовая проницаемость пласта и вязкость пластового флюида

Изобретение относится к бурению скважин и предназначено для их геофизического исследования, а именно для измерения азимутального угла скважины непосредственно в процессе бурения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки малоразбуренных, недоразведанных залежей
Наверх