Способ исследования месторождений углеводородов



Способ исследования месторождений углеводородов
Способ исследования месторождений углеводородов
Способ исследования месторождений углеводородов
Способ исследования месторождений углеводородов

 


Владельцы патента RU 2597239:

Открытое акционерное общество "Зарубежнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ). Техническим результатом изобретения является увеличение информативности об исследуемом объекте разработки, определение температуры в зоне теплового воздействия, в частности, в зоне горения при ВПГ, для оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт. Способ заключается в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом смеси из по меньшей мере двух трассирующих агентов разной термостойкости в требуемой пропорции и концентрации. Производят регистрации концентраций каждого из трассирующих агентов в по меньшей мере одной добывающей скважине. После чего по изменению пропорций (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорций в закачиваемой смеси, оценивают температуру и размеры зоны теплового воздействия или горения. 4 з.п. ф-лы, 3 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи посредством тепловых методов, в частности, при организации внутри пластового горения (ВПГ).

Известен способ (аналог) определения характера фильтрации жидкости в пласте (SU 1473405 А1, Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов, 30.01.1994), основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину и последующем его определении в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем для исключения деструкции индикатора и сорбции его породой в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы (различные окрашиватели), устойчивые к пластовой жидкости (биомассу микроорганизмов).

Известен способ (аналог) контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений (SU 1730442 А1, Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности, 30.04.1992), включающий отбор проб добываемой жидкости из каждого нефтеносного пласта и продукции скважины, затем определяют в водной фазе проб содержание химических компонентов, закачивают в нефтеносные пласты поочередно водные растворы тех же химических компонентов (например, растворы галоидов и нитратов щелочных металлов) и по изменению их концентрации в пробах продукции скважины судят о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите.

Известен способ (прототип) исследования жидкофазных динамических процессов в пластах (нефтяных и водоносных) с аномально низким давлением (RU 2164599 С1, ОАО "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" ОАО "Газпром", 27.03.2001), включающий использование индикаторов нескольких цветов в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества, каждый из которых (индикатор одного цвета) закачивают в соответствующую нагнетательную скважину и отбирают пробу из наблюдательных скважин, определяя концентрацию индикатора каждого цвета, затем по найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяют его емкостно-фильтрационные свойства и направление жидкофазных потоков.

Недостатком указанных способов является термическое разрушение трассеров при применении тепловых методов, что существенно снижает их информативность при ВПГ.

Предлагаемое решение позволяет не только устранить этот недостаток, но и получить принципиально новую информацию - оценку величины температуры в зоне теплового воздействия в нефтяном пласте, в частности, оценить температуру в зоне горения при ВПГ.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки месторождений углеводородов при использовании тепловых методов, которое достигается за счет оптимизации режимов закачки окислителя и/или теплоносителя и/или вытесняющего агента в пласт на основе определения температуры в зоне теплового воздействия, в частности, в зоне горения при ВПГ и увеличения информативности об исследуемом пласте.

Сущность изобретения

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, по меньшей мере в один пласт или пропласток вместе с закачиваемым агентом одновременно закачивают по меньшей мере два трассирующих агента, отличающихся термостойкостью.

Дополнительно могут проводить регистрацию концентрации каждого из закаченных трассирующих агентов по меньшей мере в одной добывающей скважине, после чего по изменению пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорции в закачиваемом агенте, оценивают температуру зоны теплового воздействия или горения.

Для реализации способа также могут быть использованы следующие отдельные технические решения:

трассирующие агенты закачивают в скважину в виде смеси, в которой они находятся в заданной пропорции;

среди закачиваемых трассирующих агентов по меньшей мере один имеет температуру разрушения выше максимальной температуры в зоне теплового воздействия или горения;

среди закачиваемых трассирующих агентов по меньшей мере один имеет температуру разрушения ниже минимальной температуры в зоне горения, но выше пластовой температуры;

смесь трассирующих агентов, отличающихся термостойкостью, закачивают непрерывно или регулярно, и по меньшей мере в одной добывающей скважине эпизодически или регулярно проводят снятие профилей концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины, после чего определяют изменение пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в отдельных интервалах притока относительно их пропорции в закачиваемом агенте, оценивают температуру в зоне теплового воздействия и охват тепловым воздействием или горением отдельных пластов и/или пропластков.

В качестве трассирующих агентов в предлагаемом способе могут быть, использованы, например, различные химические, флуоресцентные, радиоактивные пластовые трассеры, индикаторы или маркеры, как искусственные, специально разработанные для этих целей, так и естественные присутствующие в природе [1].

Существенными признаками способа является закачка в по меньшей мере одну нагнетательную скважину по меньшей мере в один пласт или пропласток вместе с закачиваемым агентом трассирующего агента в требуемой концентрации.

Следующие признаки изобретения отнесены авторами к частным вариантам реализации способа, охарактеризованного в независимом пункте формулы:

регистрация концентрации трассирующего агента по меньшей мере в одной добывающей скважине;

одновременная закачка по меньшей мере двух трассирующих агентов, отличающихся термостойкостью;

закачка трассирующих агентов в скважину в виде смеси, в которой они находятся в заданной пропорции;

оценка температуры зоны теплового воздействия или горения по изменению пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорции в закачиваемом агенте;

среди закачиваемых трассирующих агентов по меньшей мере один должен иметь температуру разрушения выше максимальной температуры в зоне теплового воздействия или горения;

среди закачиваемых трассирующих агентов по меньшей мере один должен иметь температуру разрушения ниже минимальной температуры в зоне горения, но выше пластовой температуры;

смесь трассирующих агентов закачивается непрерывно или регулярно;

по меньшей мере в одной добывающей скважине эпизодически или регулярно проводят снятие профилей концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины;

определяют изменение пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в отдельных интервалах притока относительно их пропорции в закачиваемом агенте, по профилям концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины.

Изобретения поясняется фиг. 1 со схематичным примером реализации предлагаемого способа и фиг. 2 с диаграммой пропорций в смеси трассеров, представленных в таблице 3 описания.

Пример реализации предлагаемого способа.

В работе [1] приведены таблицы, в которых приведены типичные температуры разрушения различных трассеров, а именно:

В таблице 1 указаны физические константы нитратных соединений ([1], стр. 13, табл. 1) используемых в качестве пластовых трассеров. В таблице 2 указаны условия применимости стабильных индикаторов ([1], стр. 17, табл. 5) наиболее популярных при проведении трассерных исследований.

Приведенные данные показывают практическую возможность разработки пластовых трассеров, индикаторов или маркеров с различной заданной температурой разрушения.

На фиг. 1 схематично приведен пример реализации предлагаемого способа. Изображено нагнетание воздуха и смеси из нескольких индивидуальных трассирующих агентов через одну нагнетательную скважину. Регистрация трассирующих агентов осуществляется через две добывающие скважины. Показано, что при определенных условиях в пласте образуется зона горения с высокой температурой 250-450°C, в которой происходят окислительные реакции и крекинг углеводородов.

В таблице 3 приведены пропорции трассеров имеющих сходные физические свойства, но разную температуру разрушения, в закачиваемой исходной смеси, а также четыре варианта различных пропорций трассеров зарегистрированных в добывающих скважинах. Начальная температура пласта 70°C.

На фиг. 2 изображена диаграмма пропорций в смеси трассеров, представленных в таблице 3.

Вариант 1 соответствует случаю, когда пропорция трассеров практически не изменилась, то есть температура в пласте не превышает температуру разрушения самого не термостойкого трассера, то есть меньше 100°C.

Вариант 2 соответствует случаю, когда трассеры с температурами разрушения от 200°C и ниже практически исчезли из смеси, причем соотношение долей трассеров с температурами разрушения от 300°C и выше осталось примерно тем же. Очевидно, смесь трассеров подверглась воздействию температуры выше 200°C, но ниже 300°C. Учитывая, что начальная температура пласта 70°C, получаем оценку температуры в зоне горения от 200 до 300°C.

Вариант 3 соответствует случаю, когда трассеры с температурами разрушения 400°C и ниже практически выгорели, а остался только один самый термостойкий трассер с температурой разрушения 500°C. Очевидно, смесь трассеров подверглась воздействию температуры выше 400°C, но ниже 500°C, соответственно, температура в зоне горения от 400 до 500°C.

Вариант 4 близок к варианту 2, но трассеры с температурами разрушения от 200°C и ниже не исчезли из смеси, а только существенно снизили свою долю. При этом соотношение долей трассеров с температурами разрушения от 300°C и выше практически не изменилось. Это можно объяснить тем, что смесь трассеров частично подверглась воздействию температуры выше 200°C, но ниже 300°C. Учитывая, что оба трассера с температурами разрушения 100°C и 200°C снизили свою долю примерно одинаково - в половину, не трудно сделать вывод, что примерно половина от всего количества закаченной смеси трассеров прошло через зону горения. При этом вторая половина смеси трассеров прошла от нагнетательной к добывающей скважине через не прогретый пласт. Таким образом, можно оценить вертикальный охват залежи тепловым воздействием.

Источники информации

[1] Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтеносных пластов. - М.: Недра, 1986. - 157 с.

1. Способ исследования месторождений нефти, заключающийся в закачке по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вместе с закачиваемым агентом смеси из по меньшей мере двух трассирующих агентов, отличающихся термостойкостью, и в регистрации их концентрации на добывающих скважинах, отличающийся тем, что регистрируют концентрацию каждого из трассирующих агентов по меньшей мере в одной добывающей скважине, после чего по изменению пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в продукции скважин относительно их пропорции в закачиваемой смеси оценивают температуру зоны теплового воздействия или горения.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере один из закачиваемых трассирующих агентов имеет температуру разрушения выше максимальной температуры в зоне теплового воздействия или горения.

3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что по меньшей мере один из закачиваемых трассирующих агентов имеет температуру разрушения ниже минимальной температуры в зоне горения, но выше пластовой температуры.

4. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что смесь трассирующих агентов закачивают непрерывно или регулярно, и по меньшей мере в одной добывающей скважине эпизодически или регулярно проводят снятие профилей концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины, после чего определяют изменение пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в отдельных интервалах притока относительно их пропорции в закачиваемом агенте, оценивают температуру в зоне теплового воздействия и охват тепловым воздействием или горением отдельных пластов и/или пропластков.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что смесь трассирующих агентов закачивают непрерывно или регулярно, и по меньшей мере в одной добывающей скважине эпизодически или регулярно проводят снятие профилей концентрации каждого трассирующего агента вдоль ствола скважины, после чего определяют изменение пропорции (относительных долей) трассирующих агентов в отдельных интервалах притока относительно их пропорции в закачиваемом агенте, оценивают температуру в зоне теплового воздействия и охват тепловым воздействием или горением отдельных пластов и/или пропластков.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к геофизической технике и может быть использовано при проведении геофизических исследований в процессе бурения при проводке горизонтальных и наклонно направленных нефтяных и газовых скважин совместно с забойными телеметрическими системами.

Изобретение относится к технике, используемой в нефтедобывающей промышленности, и предназначено для замера и учета продукции нефтяных скважин. Устройство для измерения дебита нефтяных скважин содержит газосепаратор с гидроциклоном, газовую линию с датчиками давления, температуры и газовым расходомером, связанными с микропроцессором, жидкостную линию и общий коллектор, связанный с газовой и жидкостной линией.

Изобретение относится к горному делу. В частности, предложен способ выбора объектов в пробуренных нефтегазовых скважинах для проведения гидроразрыва пласта на месторождениях с участками с невыработанными - остаточными «целиками» нефти, включающий этапы, на которых: исследуют бурящиеся скважины наклонометром, выделяют с его помощью природные субвертикальные и вертикальные трещины на указанных участках, в том числе не пересекающих ствол скважины, строят на основе статистической обработки показаний наклонометра полярную диаграмму - «розы» распределения азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин в продуктивном пласте, далее производят совмещение полярной диаграммы - «розы» азимутальных направлений природных трещин в продуктивном пласте с координатами их вертикальной и субвертикальной пространственной ориентации в околоскважинном пространстве в диапазоне 60-90 град, зарегистрированных для каждого продуктивного объекта в конкретном стволе скважины, с положением этой скважины на карте распределения текущих или остаточных запасов данного месторождения и выбирают для ГРП ту скважину, в раствор с угловой характеристикой в пределах 15-20 град азимутальных направлений природных субвертикальных и вертикальных трещин которой попадает более 60% поперечного диаметра площади остаточного «целика» нефти.

Изобретение относится к средствам для получения геологического пространства для испытания в скважинных условиях новых средств для использования в скважинах. Предложена система для обеспечения пространства для формирования геологического испытательного пространства для проверки непроверенных приборов с истощенной геологической структурой во время закрытия скважины.

Изобретение относится к средствам для проведения испытаний в скважинах. Техническим результатом является обеспечение эффективной работы по добыче углеводородов за счет своевременного выявления ухудшения работы скважин на месторождении и установление новых режимов работы скважин или необходимости их ремонта.

Изобретение относится к средствам передачи информации из скважины на поверхность. Техническим результатом является повышение эффективности использования поплавкового клапана и снижение затрат энергии на передачу информации по давлению на поверхность.

Изобретение относится к области промысловой геофизики, а именно к устройствам для измерений геофизических и технологических параметров в процессе бурения и передачи их на поверхность.

Изобретение относится к средствам для направленного бурения скважин, в частности к электромагнитным каротажным средствам при параллельном бурении скважин. Техническим результатом является повышение качества получаемых сигналов при определении местонахождения второго ствола скважины относительно первого, за счет оптимизации расстояния передатчик-приемник и рабочей частоты каротажного инструмента.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть использована для оценки напряженного состояния горных пород в породном массиве и различных сооружений, например плотин.

Изобретение относится к способу и системе для интеграции процесса функционирования различных подсистем при управлении подземными работами. Технический результат - автоматизация управления подземными работами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при основании и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне распространения многолетне-мерзлых пород.

Изобретение относится к испытанию пласта при бурении с контролем давления. Техническим результатом является повышение эффективности испытания пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения интервалов заколонного перетока жидкости из пластов, перекрытых насосно-компрессорными трубами.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству мониторинга давления и температуры для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины.

Группа изобретений относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и может быть применена в системе каротажа проведения геофизических исследований в зоне скважины ниже работающего погружного насоса (ЭЦН).

Изобретение относится к технологии управления давлением в стволе скважины. Техническим результатом является возможность обеспечить давление в стволе скважины в любое время.

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины.

Изобретение относится к термометрии, а именно к полевому определению температуры грунтов, где требуется получить конкретные данные о температуре мерзлых, промерзающих и протаивающих грунтов. Техническим результатом является повышение точности измерений, устранение конвекции воздуха в термометрической скважине при производстве измерений. Способ измерения температуры грунта с помощью измерительной гирлянды, опускаемой в термометрическую скважину. При этом обсадная труба термометрической скважины представляет собой трубу, изготовленную из материала с относительно низким коэффициентом теплопроводности (например, полипропилен), с частями из материала с относительно высоким коэффициентом теплопроводности (например, втулки из стали), а измерительная гирлянда представляет собой трубу, имеющую наружный диаметр, равный внутреннему диаметру обсадной трубы, и аналогичную по конструкции, у которой к металлическим частям прикреплены термопары для измерения температуры. 2 ил.
Наверх