СПОСОБ ОТСЛЕЖИВАНИЯ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ОБРАБАТЫВАЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ В ПРОДУКТИВНОМ ПЛАСТЕ Российский патент 2015 года по МПК E21B47/11 

Область изобретения

Данное изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов с целью оценки и понимания операций, выполняемых в стволе скважины и/или продуктивном пласте (гравийная набивка, гидравлический разрыв пласта, борьба с поступлением песка и цементирование), призабойных и забойных процессов и участков расположения флюидов, а также участков движения и расположения бурового раствора.

Уровень техники

Использование различных маркеров и индикаторов в нефтегазовой промышленности имеет широкое распространение. Легко распознаваемые радиоактивные и/или химические индикаторы используются для контроля процесса закачки обрабатывающих жидкостей в продуктивный пласт в ходе проведения его гидравлического разрыва, кислотной обработки, борьбы с водопроявлениями и прочих способов обработки ствола скважины и пласта.

Так, в американском патенте №5.243.190 представлен пример радиоактивных элементов, включенных в керамические частицы, используемых для отслеживания потока частиц проппанта, применяемого в процессе гидроразрыва пласта. Использование радиоактивных или химических веществ в качестве индикаторов способно оказать неблагоприятное воздействие, а иногда даже запрещено природоохранным законодательством.

Также предлагаются способы, использующие нерадиоактивные индикаторы. В американском патенте №6.725.926 рассматривается применение индикаторных добавок, выбираемых из группы, включающей водорастворимые неорганические соли, водорастворимые органические соли, металлы, соли металлов органических кислот, оксиды/сульфаты/фосфаты/карбонаты и соли металлов, фосфоресцирующие пигменты, флюоресцирующие пигменты, фотолюминесцентные пигменты и т.д.

Возможно выполнение экономичного анализа и использование индикаторов с продолжительностью эксплуатации около недели - тиоцианата, бромида, йодида или нитратных солей (Р.Д. Хатчинсон и др. «Использование индикаторов на водной основе при разработке нефтяных месторождений». Общество инженеров-нефтяников (США), Международный симпозиум по химическим веществам, используемым в нефтяной промышленности, 20-22 февраля 1991 г., г. Анахайм, шт. Калифорния, 21049-МС).

Кроме того, можно выполнить ионную или жидкостную хроматографию - дорогостоящий анализ, проводимый в лабораторных условиях; можно провести простые, подходящие для полевых условий качественные испытания для обнаружения нитрата, тиоцианата и йодида, называемые «пластинкой с лунками», позволяющие с легкостью установить приблизительный уровень по интенсивности цвета. Альтернативным способом обнаружения солей йода и тиоцианата является простой тест на спектрометре, который может быть использован вместо хроматографии для проведения количественного анализа. Эти ионы не должны взаимодействовать с обычными химическими веществами межмолекулярных связей во флюидах, применяемыми при гидроразрыве пласта, так как они используются при уровне около 1000 частиц на миллион, а обнаруживаемы при уровне 1 частица на миллион. Соли натрия, аммония или калия растворимы и используются для отслеживания перемещения флюида в продуктивном пласте.

Описание химических индикаторов с характеристикой их использования и методологии измерений при анализе скважинного флюида после выполнения гидроразрыва и при выполнении долгосрочного анализа опубликовано в работе Махмуда Асади и др., «Сравнительное изучение анализа скважинного флюида с применением методов отслеживания концентрации полимеров и жидкости для гидравлического разрыва пласта: полевое исследование». Международная нефтегазовая конференция-выставка в Китае, 5-7 декабря 2006 г., г. Пекин, Китай, доклад SPE 101614, а также в работе Махмуда Асади и др., «Выполнение анализа после гидроразрыва пласта на основе результатов анализа скважинного флюида с использованием химических индикаторов». Международная конференция по технологиям нефтедобычи, 3-5 декабря 2008 г., г. Куала-Лумпур, Малайзия, доклад IPTC 11891.

Флюоресцирующие маркеры и индикаторы предназначены для флюидов на водной основе при концентрации 0,018 мл в фильтрате объемом 180 мл и для флюидов на синтетической / нефтяной основе (при концентрации от 9 до 36 мкл в фильтрате объемом 180 мл).

Данные методы достаточно эффективны, но сегодня присутствует необходимость в технологии, безопасной для окружающей среды и позволяющей выполнять измерения при высоком разрешении данных, для отслеживания перемещения обрабатывающих жидкостей, способных проникнуть в глинистую корку, гравийный фильтр, пачку расклинивающего агента и другие среды с крупными порами, а также в поровое пространство (или разломы и трещины) продуктивного пласта на существенное расстояние без закупорки поровых отверстий.

Краткое описание изобретения

Целью настоящего изобретения является создание способа отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, пробуренном скважиной, содержащего приготовление обрабатывающей жидкости с множеством индикаторных добавок субмикронного размера, закачку обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и в продуктивный пласт, и определение положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок.

Множество индикаторных добавок представляют собой капли высоковязкой жидкости диаметром не более 1000 нм, а обрабатывающая жидкость с множеством индикаторных добавок представляет собой эмульсию, например, такую, как сырая нефть в воде, толуол в воде и т.п., при этом вода пресная; растворы различных солей (неорганических, таких как NaCl, KCl, NH₄Cl, CaCl₂, MgCl₂, NaBr₂, ZnBr₂, CaBr₂, или органических, например формиата натрия, формиата калия и прочие соляные растворы и их смеси, которые обычно используются для интенсификации притока, при гравийной набивке и при заканчивании скважин) в воде (насыщенные и недонасыщенные), соляные растворы и вода с другими химическими веществами, такими как ПАВ, биоциды, а также используемые в качестве присадок при стабилизации глин, железа и при контроле за образованием отложений.

Обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, получают путем смешивания обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок посредством генератора, расположенного в стволе скважины, или с использованием наземного оборудования.

Обрабатывающая жидкость, содержащая множество индикаторных добавок, может нагнетаться непрерывно в процессе обработки или периодически.

Обрабатывающая жидкость, содержащая множество индикаторных добавок, может нагнетаться на любом этапе процесса обработки, в том числе до и после обработки, а также в процессе полной или частичной обработки.

Нагнетание флюида в пласт может сопровождаться физическим воздействием (вибрацией, нагреванием или акустической обработкой), которое осуществляют до, во время или после нагнетания.

Существует также вариант осуществления изобретения, в котором в обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, добавляют одну или несколько присадок, выбираемых из группы, содержащей загустители, пенообразователи, понизители трения, ПАВ, деэмульгаторы и ингибиторы.

Физическими свойствами продуктивного пласта являются акустическое сопротивление и/или удельная электропроводность и/или магнитная диэлектрическая проницаемость, отклик ядерного магнитного резонанса (ЯМР), тепловое распространение и гидродинамические характеристики потока.

Для регистрации физических свойств продуктивного пласта используют сейсмические, акустические, электрические, электрокинетические, импульсные, ЯМР, нейтронные и гамма-каротажные измерительные средства, которые располагают на поверхности и/или в стволе скважины, или в межскважинном пространстве.

Возможно выполнение анализа обратного притока обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, из пласта на наличие изменений в функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу между закачанной и добытой обрабатывающими жидкостями.

Анализ изменений функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу в закачанной и добытой обрабатывающими жидкостями может быть выполнен посредством акустического, электрического, импульсного, нейтронного или гамма-каротажа, а также за счет сравнения образцов закачанной и добытой обрабатывающих жидкостей.

Прочие аспекты и преимущества данного изобретения рассмотрены в подробном описании и в представленной формуле изобретения.

Подробное описание

Обрабатывающая жидкость выбирается из группы жидкостей, включающей жидкости для гидроразрыва, буровые растворы, жидкости для кислотной обработки, закачиваемые флюиды, соляные растворы и жидкости для заканчивания скважин, жидкости для повышения нефтеотдачи (МПНО), включая жидкости заводнения пласта.

Обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок субмикронного размера, закачивают в ствол скважины и в продуктивный пласт.

Закачанные объекты субмикронного размера (так называемые «наноиндикаторы»), содержащиеся в обрабатывающей жидкости, выполняют функцию маркеров/индикаторов, что объясняется их способностью оставаться в объеме транспортируемого флюида без гравитационного разделения и неизменностью типа функции распределения маркеров в течение операции по обработке продуктивного и выполнению измерений. Кроме того, одним из отличительных свойств наноиндикаторов является их способность занимать весь объем пространства, образуемого жидкостью в продуктивном пласте, включая поровое пространство и мельчайшие трещины вытекания жидкости. Это имеет особую важность для кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва, в ходе которой жидкость закачивается в поровое пространство, или при выполнении гидроразрыва с применением сланцевого газа, сопровождающегося образованием множества мельчайших трещин. В отличие от микросейсмических измерений, выполняемых при гидроразрыве пласта в условиях сланцевого газа, в ходе которых регистрация процессов характеризуется недостаточностью, при этом они не всегда относятся к распространению обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, результатом чего является неполнота проводимого мониторинга, предлагаемый способ обеспечивает полный охват площади трещиноватости, созданной посредством гидроразрыва.

В данном случае микро- и наносмеси связаны с полным объемом обрабатывающей жидкости или с ее частью, являющейся смесью жидкости с жидкостью - эмульсия, которая может представлять собой высоковязкую жидкость внутри низковязкой жидкости или малые каплии внутри более крупных капель, называемых двойной, тройной эмульсией и т.п.

Обрабатывающую жидкость со множеством индикаторных добавок создают посредством скважинного генератора смеси наноиндикаторов, размещаемого в стволе скважины, или посредством наземного оборудования - генераторов, баков или канистр, из которых осуществляется подача объема, необходимого для закачки смеси.

Данная смесь может нагнетаться непрерывно или периодически в процессе обработки при любой скорости и концентрации. Смесь может нагнетаться на любом этапе процесса обработки, в том числе до и после обработки, а также в процессе полной или частичной обработки. Нагнетание жидкости в пласт может сопровождаться физической обработкой (вибрацией, нагреванием или акустической обработкой), которое осуществляют до, во время или после нагнетания. Данные смеси отличаются по типу основной жидкости и/или газа, используемых при каждой обработке или в ходе процесса, позволяющего выделить разные этапы в рамках одного или нескольких циклов обработки, выполняемой в одном или нескольких стволах скважины.

После этого выполняют измерения для определения расположения и распределения обрабатывающей жидкости и для оценки ее геометрического распределения и отклонения, для чего регистрируют изменения в физических свойствах пористой среды пласта и образованных гидравлических и естественных трещин. Это также позволяет осуществлять контроль и оценку призабойных процессов и процессов в стволе скважины, а также участков размещения флюидов, с применением гидроразрыва пласта, гидроразрыва с установкой сетчатого фильтра, кислотной обработки под давлением ниже давления гидроразрыва, с замедлением процесса отложения твердого осадка, установкой гравийных фильтров, борьбой с поступлением песка, цементированием, а также с использованием буровых растворов для проведения химической и физической обработки продуктивного пласта - нагнетание ПАВ, преобразователей смачиваемости, деэмульгаторов, спиртов, растворителей, нагнетание горячей воды или химикатов при положительном по сравнению с пластовым давлением.

Механизм регистрации и измерений основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, импульсных, нейтронных и гамма-каротажных измерениях, выполняемых с поверхности и/или в стволе скважины, или в межскважинном пространстве.

Приток пластового флюида и обрабатывающей жидкости в ствол скважины, а затем на поверхность, позволяет выполнить анализ с выявлением изменений в функции распределения индикаторов по концентрации, размерам и типу (при использовании множества типов смесей различных маркеров) между закачанной и добытой жидкостями. Анализ выполняется на поверхности или в скважинных условиях с применением подходящего метода, что зависит от особенностей используемых маркеров. Данный анализ позволяет получить дополнительные сведения о пространстве, занятом индикаторами, о проницаемости и проводимости трещины, эффективной проницаемости продуктивного пласта, о флюидах, с которыми маркеры вступают в реакцию, об условиях давления, объема и температуры, которым они подвергались, о количестве жидкости, вышедшей на поверхность в сопоставлении с количеством вытекшей жидкости для гидроразрыва.

Наноиндикаторы могут применяться при самых различных операциях, проводимых в скважинных условиях.

Наноиндикаторы разных типов можно добавлять в проппант или жидкость для гидроразрыва в любой момент в процессе размещения проппанта или обрабатывающей жидкости (основных жидкостей для гидроразрыва, заполнителей или жидкостей для предварительной промывки или промывки при гидроразрыве с использованием проппанта, или кислот, заполнителей, или жидкостей для предварительной промывки, или промывки при кислотном гидроразрыве) в ходе или по завершении операции по гидроразрыву пласта. Нагнетание может осуществляться в процессе основной обработки пласта при гидроразрыве, а также при тестовом гидроразрыве, проводимом, как правило, перед основной операцией (этап определения скорости нагнетания и калибровки или проведения гидроразрыва меньшего масштаба), на этапе охлаждения, предшествующем основной обработке, или по завершении основной обработки в предварительно существовавшую трещину. После этого выполняют различные измерения для определения участка закачки флюида. Механизм регистрации и измерений основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, импульсных, нейтронных и гамма-каротажных измерениях, выполняемых с поверхности и/или в стволе скважины, или в межскважинном пространстве.

Наноиндикаторы разных типов можно добавлять в жидкости для гравийной набивки. По завершении процедуры гравийной набивки выполняются различные измерения с целью определения участка нагнетания/размещения флюида и материалов гравийной набивки. Механизм регистрации и измерений основан на сейсмических, акустических, электрических, электрокинетических, импульсных, нейтронных и гамма-каротажных измерениях, выполняемых с поверхности и/или в стволе скважины, или в межскважинном пространстве.

Наноиндикаторы совместимы с кислотами, твердыми кислотами предварительной или основной промывки, к которым относятся соляные растворы, растворы ПАВ, жидкости с химреагентами для удаления бурового раствора, замедлители отложения твердого осадка и асфальтенов, их растворы, растворители и деэмульгаторы, газовые, пеноматериалы, отводные материалы (твердые, жидкие и газообразные), а также прочие составы, используемые при обработке пласта для отслеживания/контроля операций, выполняемых при заканчивании скважины. Проводимые измерения позволяют выявлять участки размещения и отвода флюидов в стволе скважины, проводить многозональную интенсификацию и обработку, контролировать процесс нагнетания и притока в скважину обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов.

Для получения сведений о скорости потока или его профиле можно осуществить разметку наноиндикаторов в потоке. Предлагаемый метод позволяет интерпретировать стратификацию потока, фазовый поток, показатель его отставания или направления движения флюидов в наклонных и горизонтальных скважинах.

Нагнетание и/или выпуск наноиндикаторов может использоваться для установления/контроля размещения фронта заводнения и при применении различных методов повышения нефтеотдачи (МПНО), которые предполагают закачку воды, пено- и газовых материалов (азота, углекислого газа, пара и т.п.), ПАВ, смешивающихся и несмешивающихся углеводородов в нагнетательные скважины с дополнительным тепловым воздействием (или без него) для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта. Эти методики широко распространены в нефтяной промышленности, однако осуществление мониторинга фронта заводнения, а также контроль и оптимизация отраслевых систем нагнетания и добычи позволят повысить коэффициент нефтеотдачи.

Наноиндикаторы могут применяться при необходимости отслеживания перемещения жидкости для гидроразрыва в ограниченном пространстве сланцевых газов, в котором в процессе выполнения данной операции образуется множество мельчайших трещин. В отличие от микросейсмических измерений, выполняемых при гидроразрыве пласта в условиях сланцевого газа, в ходе которых регистрация процессов характеризуется недостаточностью, при этом они не всегда относятся к распространению обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, результатом чего является неполнота и некорректность проводимого мониторинга, предлагаемый метод использования наноиндикаторов для гидроразрыва пласта обеспечивает полный охват площади трещиноватости, созданной посредством гидроразрыва.

Настоящее изобретение описано в отношении предпочтительных вариантов осуществления, но специалист в данной области может предложить другие варианты осуществления, которые не выходят за рамки объема раскрытого изобретения. Соответственно объем изобретения ограничен только прилагаемой формулой изобретения.

Изобретение относится к добыче углеводородного сырья из продуктивного пласта, пробуренного скважиной, и относится, в частности к нерадиоактивным индикаторам и методам их использования для отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости и пластовых флюидов. Технический результат заключается в повышении точности определения положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок. Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, пробуренном скважиной, содержащий: приготовление обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, представляющих собой капли высоковязкой жидкости с диаметром, не превышающим 1000 нм; закачку обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и продуктивный пласт; определение положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок. 17 з.п. ф-лы.

1. Способ отслеживания перемещения обрабатывающей жидкости в продуктивном пласте, пробуренном скважиной, содержащий:
- приготовление обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, представляющих собой капли высоковязкой жидкости с диаметром, не превышающим 1000 нм,
- закачку обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок в ствол скважины и продуктивный пласт и
- определение положения и распределения обрабатывающей жидкости путем регистрации изменений в физических свойствах пласта, вызванных притоком в него обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающая жидкость выбирается из группы жидкостей, включающей жидкости для гидроразрыва, буровые растворы, жидкости для кислотной обработки, закачиваемые флюиды, соляные растворы и жидкости для заканчивания скважин, жидкости для повышения нефтеотдачи (МПНО), включая жидкости заводнения пласта.

3. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающая жидкость представляет собой раствор на водной основе.

4. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающая жидкость представляет собой раствор на углеводородной основе.

5. Способ по п. 1, в соответствии с которым высоковязкая жидкость представляет собой сырую нефть или толуол.

6. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, получают путем смешивания обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок посредством генератора, расположенного в стволе скважины.

7. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, получают путем смешивания обрабатывающей жидкости со множеством индикаторных добавок посредством наземного оборудования.

8. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, периодически нагнетают в процессе обработки.

9. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, непрерывно нагнетают в процессе обработки.

10. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающую жидкость, содержащую множество индикаторных добавок, нагнетают на любом этапе процесса обработки.

11. Способ по п. 1, в соответствии с которым нагнетание обрабатывающей жидкости в пласт сопровождают физическим воздействием, которое осуществляют до, во время или после нагнетания.

12. Способ по п. 11, в соответствии с которым физическое воздействие представляет собой вибрацию, нагревание или акустическую обработку.

13. Способ по п. 1, в соответствии с которым обрабатывающая жидкость дополнительно содержит одну или несколько присадок, выбираемых из группы, содержащей загустители, пенообразователи, понизители трения и ПАВ.

14. Способ по п. 1, в соответствии с которым физическими свойствами продуктивного пласта являются акустическое сопротивление и/или удельная электропроводность и/или магнитная диэлектрическая проницаемость, отклик ядерного магнитного резонанса (ЯМР), тепловое распространение и гидродинамические характеристики потока.

15. Способ по п. 1, в соответствии с которым для выявления физических свойств продуктивного пласта используются сейсмические, акустические, электрические, электрокинетические, импульсные, ЯМР, нейтронные и гамма-каротажные измерительные средства.

16. Способ по п. 15, в соответствии с которым измерительные средства расположены на поверхности.

17. Способ по п. 15, в соответствии с которым измерительные средства расположены в стволе скважины.

18. Способ по п. 1, в соответствии с которым анализируют обратный приток обрабатывающей жидкости, содержащей множество индикаторных добавок, из пласта на наличие изменений в функции распределения индикаторных добавок по концентрации, размерам и типу между закачанной и добытой жидкостями.