ИССЛЕДОВАНИЯ НА ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ИНДИКАТОРОВ ПРИТОКА

Аннотация. В статье проведен анализ исследований горизонтальных скважин на Русском месторождении с помощью устройства поинтервального мониторинга притока, которое  применяется в нефтяных, газовых и водозаборных скважинах и работает в среде минерализованной пластовой воды, нефти, природного газа, конденсата и других скважинных флюидах. В результате установлено, что проведение определения профиля притока при помощи УПМП показывает достоверные результаты, подтверждается работа дополнительных стволов многозабойных скважин.

Abstract. The article analyzes the studies of horizontal wells at the Russian field using a device for interval monitoring of inflow, which is used in oil, gas and water intake wells and works in the environment of mineralized reservoir water, oil, natural gas, condensate and other borehole fluids. As a result, it was found that the determination of the inflow profile with the help of UPMP shows reliable results, the work of additional trunks of multi-hole wells is confirmed.

Ключевые слова: горизонтальная скважина; ГС; Русское месторождение; УПМП; залежь; дебит; трассеры; устройство поинтервального мониторинга притока.

Keywords: horizontal well; GS; Russian deposit; UPMP; deposit; flow rate; tracers; device for interval monitoring of inflow.

Одним из перспективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения полноты её извлечения из недр является разработка месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС).

На Русском месторождении в добыче перебывало 230 горизонтальных скважин. Основная часть эксплуатационного фонда скважин месторождения пробурена в 2016-2020 гг. Максимальный дебит нефти (234,5 т/сут) был зафиксирован у скважины № 2Г в январе 2009 года. Опыт эксплуатации залежи горизонтальными скважинами доказал свою жизнеспособность, их дебиты оказались на порядок выше дебитов наклонно-направленных скважин.

На скважинах Русского месторождения проводились исследования по определению профиля притока, интервалов работы фильтра и технического состояния скважины. Данные получены с комплекса PLT+ включающего датчики термометрии, манометрии, СТИ, ГК, ЛМ, резистивиметр и объемный влагомер. Замеры выполнены на спуске, подъеме в режиме компрессирования и в остановленной скважине.

Профиль притока распределен равномерно по всему горизонтальному участку, состав флюида - нефть. В местах разделения пластов глинами отмечается более интенсивное поступление флюида. Данный факт может быть связан с особенностями осадконакопления, либо с течением флюида по заколонному пространству фильтра и выходом в интервалах перекрытия пакером.

В целях проведения исследований на определение профиля притока на горизонтальных скважинах Русского месторождения использовалось устройство поинтервального мониторинга притока (далее – устройство, УПМП). Внешний вид устройства приведен на рисунке 1.

Рисунок 1. Внешний вид устройства

Устройство поинтервального мониторинга притока применяется в нефтяных, газовых и водозаборных скважинах и работает в среде минерализованной пластовой воды, нефти, природного газа, конденсата и других скважинных флюидах. УПМП содержит камеру для установки в нее индикаторных пластин с трассерами-метками для определения дебита нефти из различных интервалов, а также определения мест прорыва воды для последующей возможной изоляции соответствующих интервалов. Различные участки скважины оборудованы различными трассерами, отличающимися друг от друга физическими характеристиками.

Трассеры могут высвобождаться либо только в пластовой воде, либо только в пластовой нефти. Во время освоения скважины нефтерастворимые матрицы растворяются и выделяют трассера-метки. При прорыве воды по какому-либо интервалу скважины растворяются водорастворимые матрицы с выделением соответствующих трассеров-меток. Схема установки УПМП приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Схема установки УПМП

Систематический отбор поверхностных проб во время работы скважины и их анализ на наличие трассеров в пластовом флюиде дает возможность не только определить работающие интервалы во время освоения, но и время и место прорыва воды. Стоит отметить, что профилирование притока проводится на рабочем режиме скважины без искажения картины профиля притока и не требует остановок для взятия проб.

Лабораторные исследования проб на обнаружение трассеров проводиться двумя дублирующими методами.

Первый метод основан на получении оптико-микроскопических изображений трассеров в режиме флуоресценции на четырех длинах волн (405, 488, 561 и 640 нм). Применяемое оборудование для проведения исследования - Конфокальный флуоресцентный микроскоп FEI CorrSight. Определение геометрических характеристик обнаруженных объектов проводится с помощью ПО ImageJ (Рисунок 3).

Рисунок 3. Обработка образцов изображений трассеров с помощью ПО

Второй дублирующий анализ проводится методом растровой электронной микроскопии (РЭМ) в режиме высокого вакуума с электронно-зондовым микрорентгеноспектральным анализом элементного состава трассеров. Применяемое оборудования для проведения исследования - Однолучевой сканирующий электронный микроскоп с приставкой-микротомом FEI Teneo (Рисунок 4).

Рисунок 4 . Электронно-микроскопические изображения трассеров

Далее на основе полученных результатов по концентрации трассеров определяется поинтервальный профиль притока по нефти и воде.

На Русском месторождении были выполнены пять исследований при освоении пяти скважин. Полученные данные были сопоставлены с аналитическим расчетом продуктивности по данным ГИС выполненных во время бурения. В целом отмечается хорошая сходимость данных ГИС и ИП по распределению продуктивности в горизонтальных скважинах.

В середине 2018 г. в одной из исследуемых горизонтальных скважин был зафиксирован рост обводненности до 30 %, при стартовой величине 5.5 %. Учитывая тот факт, что горизонтальный участок стовла скважины отделен от ВНК выдержанной глинистой перемычкой, было принято решение начать закачку трассера в скважину - единственная нагнетательная скважина, работающая в непосредственной близости (рисунок 5).

Концентрация закачиваемого трассера на нагнетательной скважине составляла 4.8 г/л. По результатам отбора проб выявлен быстрый приход трассера незначительной концентрации в два этапа (рисунок 5). Установлено, что незначительный объем воды движется по каналам высокой проводимости (более 5 Дарси).

Рисунок 5. Результаты отбора проб в исследуемой скважине

В процессе отбора проб было выполнено ПГИ на исследуемой скважине. Согласно полученному профилю притока, обводнение продукции происходит по пласту ПК2, в который проведена нагнетательная скважина. Таким образом, результаты проведенных исследований позволили однозначно определить источник обводнения скважины  – закачиваемая вода в скважину.

Результаты ОПП при помощи индикаторов в исследуемой скважине противоположны данным ГИС. Первый интервал (ближе к «пятке») скважины значительно эффективнее второго. Вероятной причиной может быть характерная траектория горизонтального окончания скважины. Как видно на рисунке 6, вторая половина ГС пробурена с загибом вниз и, несмотря на более лучшие ФЕС, из этого интервала получен меньший приток.

а)                                                          б)

Рисунок 6. Результаты ОПП при помощи индикаторов

Вторая скважина с большими отклонениями распределения притока по ГИС и ОПП имеет ровную траекторию, однако, с существенными изменениями ФЕС по стволу (рисунок 6). В целом существенное преимущество первых интервалов фильтра, в добычных показателях, отражается и в результатах ГИС и в результатах ОПП. Стоит так же отметить, что по конструкции скважина имеет 5, изолированных друг от друга пакерами, интервалов, однако, только в двух из них установлены ИП, что могло повлиять на качество результатов в количественном понимании характера притока.

Стоит так же отметить, что по результатам проведенных исследований ОПП в двуствольной скважине подтверждается работа боковой скважины, ее вклад в общий дебит скважины составляет порядка 41 % (по ГИС 25.7%). Различия в распределении притока по ГИС и ОПП, вероятно, связано с особенностью геометрии основного (с перегибом) и бокового (ровный, плавно нисходящий) стволов. Сопоставление и результаты распределения притока по ГИС и ОПП представлены на рисунке 7.

Рисунок 7. Кросс-плот сопоставления распределения продуктивности по ГИС и ОПП

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

• проведение определения профиля притока при помощи УПМП показывает достоверные результаты;
• при помощи УПМП подтверждается работа дополнительных стволов многозабойных скважин, что доказывает эффективность бурения МЗС.