Способ идентификации межпластовых перетоков при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений Российский патент 2022 года по МПК E21B47/10 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к контролю динамических состояний нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений. В частности, изобретение относится к способу идентификации межпластовых перетоков при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений. Оно может быть использовано для диагностики и предупреждения неравномерной выработки многопластовых залежей с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Уровень техники

Разработка многопластового нефтяного месторождения очень часто бывает осложнена межпластовыми перетоками. Качественная и количественная оценка масштаба перетоков и их динамика крайне важна для корректного учета остаточных запасов, построения адекватных геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ) и управления текущей разработкой, в частности планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) и бурения скважин. Межпластовые перетоки на разрабатываемых месторождениях происходят из-за разницы в пластовых давлениях, обусловленной различными темпами отборов и закачки по пластам, и наличия гидродинамической связи между пластами. Наиболее часто встречающийся и, соответственно, наиболее изученный вид межпластовых перетоков, это переток через скважины, вскрывающие несколько пластов. Такой вид перетоков может происходить: во время остановок скважин, работающих единым фильтром, или через заколонные/затрубные перетоки при нарушениях герметичности цементного камня или разделительных пакеров. Данный вид перетоков достаточно уверенно выявляется при помощи скважинного каротажа, а также в ряде случаев и геохимического анализа нефти. Другой вид межпластовых перетоков это перетоки через геологические окна слияния пластов, эрозионные поверхности размыва, врезовые каналы осадконакопления и другие объекты геологической природы. Этот вид перетоков гораздо менее изучен в ввиду сложности регистрации его методами прямых измерений. Косвенной информацией, свидетельствующей о наличии перетока, может служить изменение пластового давления, труднообъяснимое геологическими причинами и состоянием разработки, аномальное поведение эксплуатационных скважин, изменения давления и/или насыщенности, регистрируемые 4Д сейсморазведкой и др. Количественная оценка масштаба перетоков такого рода крайне сложна. Особенно это становится сложно, когда происходит переток той же фазы, со схожими свойствами (например, переток нефти в нефть). Как правило, количественно, объемы перетоков оцениваются при помощи моделей материального баланса и/или ГГДМ с учетом всех имеющихся косвенных геолого-промысловых данных.

Из уровня техники известны способы оценки межпластовых перетоков в скважине, основанные на оценке изменения давления или температуры в скважине. В частности, известен способ определения межпластовых перетоков в скважине (см. RU 2361079 C1, 10.07.2009), в котором в качестве критерия оценки наличия или отсутствия перетоков жидкости в скважине выбирают, соответственно, наличие или отсутствие периодического изменения давления в исследуемой скважине от работы возмущающей скважины, характеризуемое амплитудой первой гармоники изменения давления.

Данный способ не может быть применим для определения наличия примеси нефти одного пласта в нефти другого за счет схожести физико-химических свойств нефти.

Известен способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов на основе геохимического анализа (см. RU 2710574 C1, 27.12.2019). Данный способ заключается в определении наиболее стабильного компонента, а на основе отношения значения каждого компонента нефти в каждом образце нефти к значению найденного стабильного компонента в этом же образце нефти определяют отношение значения каждого компонента нефти в смеси нефти к значению указанного стабильного компонента в смеси нефтей с последующим определением доли каждого образца нефти в смеси нефтей.

Однако стандартные подходы химического анализа не подходят для обнаружения перетока по ряду причин, основные из которых:

- Нефти в разных пластах практически всегда состоят из одного и того же набора компонентов. Поэтому, как правило, не представляется возможным найти в нефти уникальный компонент другого пласта и идентифицировать его.

- Нельзя использовать и различие в концентрации компонентов. Из-за высокой волатильности нефти и сложности покомпонентного анализа нефти крайне трудно получить надежные данные. Другими словами, концентрация компонентов изменяется при изменении физико-химических свойств нефти месторождения и при отборе и хранении пробы на поверхности.

Раскрытие изобретения

Задачей изобретения является определение межпластовых перетоков на разрабатываемых нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождениях.

Технический результат заключается в обеспечении возможности качественной и количественной оценки межпластовых перетоков, что позволяет обеспечить повышение успешности и оптимизацию проводимых геолого-технических мероприятий при разработке нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений.

Решение указанной задачи и достигаемый при этом технический результат обеспечивается тем, что способ идентификации межпластовых перетоков между по меньшей мере двумя пластами при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений, включает в себя стадии, на которых

a) отбирают по меньшей мере один образец нефти из скважин каждого из указанных по меньшей мере двух пластов,

b) определяют содержания компонентов нефти в отобранных образцах нефти с использованием геохимического анализа,

c) выбирают один или более компонентов нефти с наибольшими различиями содержаний и один или более компонентов нефти с наименьшими различиями содержаний в отобранных образцах нефти из различных пластов,

d) составляют одно или более соотношение компонентов нефти с наибольшими различиями содержаний к компонентам нефти с наименьшими различиями содержаний, причем количество таких соотношений равно по меньшей мере количеству пластов минус один, и

e) отслеживают изменение указанных соотношений в нефти месторождения во времени для получения информации об изменении состава нефти в процентном соотношении, на основании которого определяется наличие перетока между пластами и его объем.

В предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением стадию a) осуществляют до начала разработки месторождения.

В предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением на стадии d) при составлении соотношений подбирают пары компонентов, близких по температурам кипения.

В предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением стадия e) включает в себя отбор по меньшей мере одного образца нефти из по меньшей мере одной скважины месторождения и проведение геохимического анализа для определения содержания компонентов нефти в отобранных образцах.

В предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением стадию e) повторяют один или более раз.

В предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением геохимический анализ выбран из группы, включающей газовую хроматографию, эмиссионно-спектральный анализ, атомно-абсорбционный анализ, рентгеноспектральный анализ и масс-спектральный анализ.

В предпочтительном варианте осуществления способа в соответствии с настоящим изобретением геохимический анализ представляет собой газовую хроматографию высокого разрешения.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 – геологический профиль Астохского участка Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения с указанием пластов XXI-S, XXI-1’, XXI-2;

Фиг. 2 – участок хроматограммы нефти месторождения с компонентами;

Фиг. 3 – Количественная оценка доли пласта в образце (2-х компонентная система);

Фиг. 4 - Последовательное изменение соотношений геохимических компонентов в сторону пласта XXI-S в результате перетока в скважине H;

Фиг. 5 - Зависимость пластового давления в пласте XXI-1’ от закачки воды в пласт XXI-S в скважинах;

Фиг. 6 - Замеры давления в открытом стволе скважины. Признаки перетока между пластами;

Фиг. 7 - Отсутствие перетока между пластами в скважине С;

Фиг. 8 - Последовательное изменение соотношений геохимических компонентов в сторону пласта XXI-1’ в результате изменения притока в скважине G;

Фиг. 9 - Пластовое давление и перетоки между пластами по модели материального баланса.

Осуществление изобретения

В качестве изобретения предлагается способ, позволяющий осуществлять идентификацию межпластовых перетоков между по меньшей мере двумя пластами при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений и, в частности, осуществлять мониторинг динамического состояния нефтяных пластов при помощи геохимического анализа нефти посредством качественной и количественной оценки межпластовых перетоков. Данный способ может быть применим для перетоков второго рода (через геологические объекты), что и является предметом данной заявки. Способ был опробован на Астохском участке Пильтун-Астохского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного на северо-восточном шельфе о. Сахалин.

Данный объект разработки, представлен на фиг. 1 и включает в себя три пласта – XXI-S, XXI-1’ и XXI-2. Пласты сложены мелкозернистыми, преимущественно кварцевыми песчаниками, содержат легкую маловязкую недонасыщенную нефть и имеют общий водонефтяной контакт. Фильтрационно-емкостные свойства варьируются в широких пределах. Наиболее проницаемый и выдержанный по площади и разрезу пласт XXI-S несогласно залегает на пластах XXI-1’ и XXI-2. Пласты XXI-1’ и XXI-2 имеют клиноформное строение и осложнены внутренними каналами и конусами выноса осадочного материала.

Залежи нефти до начала разработки находились в состоянии гидродинамического равновесия за счет соединения через поверхность размыва в западной и отчасти центральной частях участка. Сетка эксплуатационных скважин достаточно редкая в виду ограниченного количества буровых окон на платформе, часть скважин разрабатывает только пласт XXI-S, часть только пласт XXI-1’, часть фонда является общей на оба пласта. Нижний пласт XXI-2, имеющий второстепенное значение по объемам запасов, эксплуатируется только совместно с другими пластами. Отбор проб нефти для геохимического анализа проводился с начала разработки (1999 г.), однако покрытие фонда скважин было неравномерным и нерегулярным. Применение данного способа позволило выявить закономерности и особенности состава нефтей пластов XXI-S, XXI-1’, XXI-2.

Как было указано выше, данное изобретение основано на геохимическом анализе нефти и том факте, что состав нефти различен в различных пластах месторождения. Таким образом, способность обнаруживать переток опирается на способность четко идентифицировать наличие примеси нефти одного пласта в нефти другого.

По причине неприменимости стандартных подходов предлагается использовать подход, основанный на соотношении компонентов нефти. Если концентрации отдельных компонентов нефти могут варьироваться значительно, то соотношения близких по физическим свойствам компонентов стабильны и менее зависимы от погрешностей метода.

Как известно, в нефти содержится более тысячи различных компонентов. Если формально перебирать их, то можно прийти к более чем миллиону различных соотношений компонентов, что делает перебор сложной задачей. Существуют специальные программы, которые справляются с нахождением наиболее удобных соотношений и их количественной обработкой с использованием искусственного интеллекта. Несмотря на наличие таким программ, работа с ними сложна и трудоемка, а также может привести к ошибочным результатам в связи с невозможностью фильтрации погрешностей метода (отбор и анализ проб) и незначительными различиями в составах схожих нефтей.

Способ в соответствии с настоящим изобретением позволяет идентифицировать межпластовые перетоки между по меньшей мере двумя пластами при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений. Способ в соответствии с изобретением включает в себя отбор по меньшей мере одного образца нефти из скважин каждого из указанных по меньшей мере двух пластов, определение содержаний компонентов нефти в отобранных образцах нефти с использованием геохимического анализа, выбор одного или более компонентов нефти с наибольшими различиями содержаний и одного или более компонентов с наименьшими различиями содержаний в отобранных образцах нефти из различных пластов, составление одного или более соотношений компонентов нефти с наибольшими различиями содержаний к компонентам нефти с наименьшими различиями содержаний, причем количество таких соотношений равно по меньшей мере количеству пластов минус один, и отслеживание изменения указанных соотношений во времени для получения информации об изменении состава нефти в процентном соотношении, на основании которого определяется наличие перетока между пластами и его объем.

Говоря более детально, на начальном этапе способа в соответствии с настоящим изобретением, с целью изучения месторождения и определения геохимического «облика» нефтей каждого из пластов, из каждого из пластов отбирают по меньшей мере один образец нефти. Эти образцы нефти являются эталонными, т.е. характерными для нефти соответствующего пласта. В данной заявке под эталонными образцами понимаются такие образцы нефти, которые добыты из одного пласта, т.е. в том случае, когда один из пластов участвует в добыче на 100%, а другой на 0%. Предпочтительно эти образцы нефти отбирают до начала разработки месторождения. Обычно на практике образцы отбирают из добывающих скважин, однако отбор образцов также может быть осуществлен из любых других скважин, вскрывающих пласт, например, поисковых, разведочных, нагнетательных, поглощающих и других. Как отмечалось выше, фактически, достаточно отобрать по одному образу нефти из каждого из пластов, однако на практике может быть предпочтительным для каждого из пластов отобрать насколько возможно много образцов нефти, предпочтительно из разных скважин, чтобы учесть возможное варьирование состава нефти в пределах одного пласта, а также для увеличения охвата месторождения.

Затем отобранные образцы нефти анализируют с использованием метода геохимического анализа с целью определения содержания компонентов нефти в каждом из образцов. В качестве иллюстративного примера метода геохимического анализа, подходящего для использования в настоящем изобретении, может быть упомянут наглядный и удобный метод газовой хроматографии. Однако, как это будет понятно специалисту в данной области, способ в соответствии с настоящим изобретением не ограничивается использованием газовой хроматографии в качестве метода определения содержания компонентов нефти в образцах, и в настоящем изобретении может быть использован любой метод геохимического анализа нефти, позволяющий определить содержание компонентов нефти в образцах. В качестве других методов геохимического анализа, подходящих для использования в настоящем изобретении, могут быть упомянуты, в частности, эмиссионно-спектральный анализ, атомно-абсорбционный анализ, рентгеноспектральный анализ, масс-спектральный анализ и другие. Как уже отмечалось выше, в предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения, отобранные образцы нефти могут быть проанализированы на газовом хроматографе для определения концентраций компонентов нефти в образцах. Чем больше образцов нефти отобрано из каждого из пластов и проанализировано, тем точнее результаты и проще их интерпретация. Следует отметить, что в качестве показателя содержания компонента нефти в образце вместо полученных концентраций компонентов может быть удобно использовать их аналитические сигналы, например, высоту или площадь хроматографических пиков соответствующих компонентов.

На основании полученных данных о содержании компонентов нефти в образцах выбирают один или более компонентов (назовем их K_n) нефти с наименьшими различиями содержаний, в частности концентраций, в образцах нефти, отобранных из различных пластов месторождения. Кроме того, выбирают один или более компонентов (назовем их D_N) нефти с наибольшими различиями содержаний, в частности концентраций, в образцах нефти, отобранных из различных пластов месторождения.

Из выбранных компонентов составляют одно или более соотношение вида D_N/K_n, предпочтительно подбирая пары компонентов, близких по температурам кипения, чтобы волатильность нефти не влияла на эти соотношения. Количество таких соотношений равно по меньшей мере количеству пластов минус один. Необходимо отметить, что вместо полученных соотношений концентраций компонентов удобно использовать соотношения их аналитических сигналов, например, высоты или площади хроматографических пиков.

После составления указанных выше пар компонентов можно опереться на следующее их свойство: так как в знаменателях стоят очень близкие величины, то при смешении нефтей из различных пластов месторождения эти соотношения будут вести себя практически линейно, то есть следует использовать различия в соотношениях A_m = D_N/K_n как различия в содержаниях компонентов. Другими словами, для данного месторождения найденные соотношения дальше следует использовать как линейно изменяющиеся содержания в классическом подходе химии для обнаружения примеси.

На последующем этапе способа в соответствии с настоящим изобретением отслеживают изменение указанных соотношений в нефти месторождения во времени. Этот этап способа в соответствии с изобретением может быть повторен один или более раз через некоторые промежутки времени. В частности, с целью отслеживания изменения указанных соотношений через некоторый промежуток времени после отбора (эталонных) образцов нефти, осуществленного на начальном этапе способа в соответствии с настоящим изобретением, по меньшей мере один образец нефти может быть отобран из по меньшей мере одной представляющей интерес скважины месторождения (т.е. из любой скважины месторождения, в отношении которой требуется идентифицировать межпластовой переток) и в отношении него может быть осуществлен геохимический анализ с целью определения содержаний компонентов нефти. Подходящие методы геохимического анализа являются такими же, как было описано ранее. Такой отбор образцов нефти и их геохимический анализ с целью отслеживания изменения указанных соотношений могут быть повторены один или более раз через некоторые промежутки времени. Поскольку изменение соотношений является линейной функцией от процентного содержания нефти каждого из пластов в образцах, то изменение соотношений во времени позволяет получать информацию об изменении состава нефти (вклада пластов в добычу скважины) и в случае одного вскрытого пласта в скважине судить о наличии (или отсутствии) перетока из других пластов. По процентному соотношению вклада пластов в добычу скважины можно судить об объемах перетока. Для однозначной идентификации природы перетока (в скважине или за ее пределами) рекомендуется комбинировать способ в соответствии с настоящим изобретением с другими методами (геофизическое исследование скважин (ГИС), моделирование, мониторинг давления и пр.).

ПРИМЕРЫ

Осуществление данного изобретения будет показано на примере Астохского участка Пильтун-Астохского нефтезагоконденсатного месторождения. Различные образцы нефти Астохского участка были отобраны и проанализированы на газовом хроматографе (см. фиг. 2). В ходе сравнения полученных результатов среди всех пиков хроматограмм были определены и отобраны компоненты D_n, которые обладают наибольшими различиями в концентрации (отображены на фиг. 2 синим и зеленым цветом); а также компоненты K_N, которые обладают наименьшими различиями в концентрации (отображены на фиг. 2 красным и оранжевым цветом) среди всех образцов нефти Астохского участка. После этого были составлены соотношения D_N/К_n. Стоит отметить что минимальное количество необходимых соотношений равно числу пластов минус один, максимального ограничения нет, данные можно усреднять различными способами. В нашем случае имеется три пласта XXI-S, XXI-1’, XXI-2 поэтому было выбрано два соотношения изо-C15/K_1728 и н-C16/K_1728 (K_1728 – условное обозначение, использованное для не идентифицированного компонента нефти, вероятно ароматического углеводорода) на примере двух компонентов нефти, главным образом из соображений наглядности двумерной диаграммы и хороших аналитических качеств этих пиков на используемом хроматографе. После этого была подтверждена заявленная линейность соотношений, найденная по описанному нами способу.

На фиг.3 видно, как сделанные в лаборатории смеси 25%, 50%, и 75% эталонных образцов нефти из двух различных пластов соответствуют их расчетному положению. Из чего делается вывод что полученные соотношения на основе двух компонентов нефти изо-C15/K_1728 и н-C16/K_1728 пригодны для определения перетока и вклада пластов. Проследим за их изменением на примере реальных скважин.

Добывающая скважина H пробурена в 2000 году в центральной части участка. Скважина закончена только на один пласт XXI-1’. Геологически скважина расположена в области непосредственного несогласного налегания коллекторов пласта XXI-S на коллекторах пласта XXI-1’. Образцы нефти были отобраны в 2000, 2008, 2010, 2012, 2015-2019 гг. Все образцы были проанализированы. Определены соотношения компонентов. Соотношение н-С16/K_1728 показало последовательное изменение значений от 2,8 до 1,5, а соотношение изо-C15/K_1728 от 4,6 до 3,8. Зная эталонные соотношения для конечных членов (нефти, характеризующие пласты XXI-S и XXI-S) можно рассчитать долю компонента нефти на примере изо-C15/K_1728 каждого из двух пластов по формуле:

Для расчета доли другого компонента нефти н-С16 необходимо составить аналогичное уравнение для данного соотношения. В данной заявке под эталонными значениями понимаются те значения, при которых добыча нефти ведется из одного пласта, а именно в том случае, когда один из пластов участвует в добыче на 100%, а другой 0%.

Результаты интерпретации геохимического анализа нефти скважины H сведены в таблицу 1.

Таблица 1

Дата отбора изо-C15/K_1728 н-C16/K_1728 Доля XXI-S % Доля XXI-1' % 12/10/2000 3,845 2,770 0,0 100,0 12/09/2008 4,401 2,175 28,3 71,7 13/05/2010 4,295 2,054 22,8 77,2 13/10/2012 4,688 1,792 43,0 57,0 19/01/2015 4,892 1,599 53,4 46,6 19/01/2015 4,833 1,611 50,4 49,6 12/09/2015 4,885 1,505 53,1 46,9 20/02/2016 5,001 1,471 59,0 41,0 09/06/2016 4,887 1,466 53,2 46,8 09/12/2016 4,813 1,522 49,4 50,6 21/02/2017 5,080 1,463 63,1 36,9 07/04/2017 5,001 1,471 59,0 41,0 05/05/2017 4,958 1,466 56,8 43,2 20/06/2017 4,865 1,503 52,1 47,9 20/07/2017 4,777 1,457 47,6 52,4 21/09/2017 4,852 1,487 51,4 48,6 20/10/2017 5,102 1,517 64,2 35,8 20/11/2017 5,064 1,496 62,3 37,7 21/01/2018 5,032 1,525 60,6 39,4 21/01/2018 4,937 1,466 55,8 44,2 21/03/2018 4,894 1,467 53,5 46,5 21/04/2018 4,908 1,469 54,3 45,7 19/05/2018 4,919 1,467 54,8 45,2 19/01/2019 4,931 1,621 55,4 44,6 19/01/2019 4,961 1,623 57,0 43,0 21/04/2019 4,637 1,546 45,0 55,0

Геохимический анализ методом газовой хроматографии высокого разрешения показал последовательное изменение соотношений компонентов, выбранных для характеристики нефтей Астохского участка, от пласта XXI-1’ в сторону пласта XXI-S (см. фиг.4). Это свидетельствует о последовательном смешении нефтей двух пластов в районе этой скважины в результате перетока из верхнего пласта XXI-S в нижезалегающий XXI-1’. В виду исторической значительной разницы в компенсации отборов закачкой между двумя пластами создался значительный перепад давления, который и послужил причиной перетока. Другим свидетельством гидродинамической связи и перетока является поведение пластового давления в скважине H. В частности, наблюдался рост пластового давления в ответ на закачку воды в пласт XXI-S (см. фиг. 5), что свидетельствует о наличии гидродинамической связи (объемы целевой закачки в пласт XXI-1’ в тот период были незначительны).

Это наблюдение подтверждается более стабильной работой скважины H в сравнении с другими скважинами, эксплуатирующими пласт XXI-1, которые находятся восточнее зоны налегания пластов и по которым не отмечено изменений в геохимическом составе (см. фиг. 5). Позже, наличие перетока было подтверждено данными замеров пластового давления в открытом стволе динамическим пластоиспытаталем в соседней скважине (на расстоянии 200 м), где четко видно нарастание пластового давления вверх по разрезу (см. фиг. 6).

Одним из открытий разработанного способа было выявление последовательных изменений геохимического облика некоторых скважин на протяжении продолжительного времени. Если ряд скважин характеризуется очень стабильным геохимическим обликом на протяжении почти двух десятилетий, то в ряде других скважин обнаружилась тенденция к “миграции” “геохимического отпечатка” от одного конечного члена к другому. Данный феномен свидетельствует о процессе смешения нефти одного пласта с нефтью другого пласта, в частности о перетоке из пласта XXI-S в пласт XXI-1’. Зафиксированные изменения являются системными, последовательными и существенно превышают неопределенность измерительной аппаратуры.

Полученные лабораторные результаты были также проверены посредством интеграции с геолого-промысловой информацией и результатами моделирования, в частности:

Поведением пластового давления в эксплуатационных скважинах;

Данными эксплуатации скважин – дебитами, забойными давлениями, газовым фактором (ГФ), обводненностью;

Данными эксплуатационного каротажа (расходометрия, термометрия, импульсный нейтрон-нейтронный картонаж (ИННК));

Геологическими предпосылками для существования перетоков;

Моделями материального баланса и ГГДМ.

Сделанные выводы можно продемонстрировать на примере других скважин.

Добывающая скважина С:

Пробурена в 2000 году. Закончена на пласт XXI-S. Образцы нефти отобраны в 2010, 2012, 2015-2019 гг. Все образцы были проанализированы при помощи газовой хроматографии высокого разрешения. Определены соотношения компонентов. По обоим соотношениям анализ показал очень низкую вариативность. Что свидетельствует о неизменном геохимическом облике нефти из этой скважины и отсутствии перетока из других пластов (см.фиг.7). Это также подтверждается геологическими данными. Результаты интерпретации геохимического анализа нефти скважины С сведены в таблицу 2.

Таблица 2

Дата отбора изо-C15/K_1728 н-C16/K_1728 Доля XXI-S % Доля XXI-1' % 02/06/2010 5,440 0,689 100,0 0,0 02/06/2010 5,516 0,762 100,0 0,0 04/02/2017 5,634 0,730 100,0 0,0 05/05/2017 5,443 0,728 100,0 0,0 07/04/2017 5,318 0,731 100,0 0,0 11/06/2016 5,421 0,744 100,0 0,0 11/06/2016 5,437 0,718 100,0 0,0 12/06/2015 5,547 0,746 100,0 0,0 12/12/2016 5,418 0,724 100,0 0,0 13/10/2012 5,595 0,713 100,0 0,0 19/01/2015 5,456 0,726 100,0 0,0 20/02/2016 5,481 0,714 100,0 0,0 20/06/2017 5,299 0,707 100,0 0,0 20/07/2017 5,605 0,619 100,0 0,0 21/02/2017 5,637 0,722 100,0 0,0 21/09/2017 5,438 0,671 100,0 0,0 20/11/2017 5,511 0,702 100,0 0,0 21/01/2018 5,428 0,689 100,0 0,0 21/01/2018 5,353 0,687 100,0 0,0 21/03/2018 5,160 0,652 100,0 0,0 21/04/2018 5,499 0,706 100,0 0,0 19/05/2018 5,415 0,676 100,0 0,0 19/01/2019 5,476 0,647 100,0 0,0

Геохимический анализ методом газовой хроматографии высокого разрешения показал 100% долю пласта XXI-S в продукции. Таким образом переток между пластами отсутствует.

Добывающая скважина G:

Добывающая скважина G пробурена в 1999 годы в центральной части участка. Скважина была закончена на два пласта XXI-S и XXI-1’. Образцы нефти были отобраны в 2010, 2012, 2015 гг. Все образцы были проанализированы. Определены соотношения. Изменение соотношений отражает пропорцию доли каждого из двух пластов в продукции. Результаты интерпретации геохимического анализа нефти скважины G сведены в таблицу 3.

Таблица 3

Дата отбора изо-C15/K_1728 н-C16/K_1728 Доля XXI-S % Доля XXI-1' % 13/05/2010 3,798 2,076 9,4 90,6 13/05/2010 3,834 2,022 11,1 88,9 13/05/2010 3,966 2,101 17,4 82,6 13/05/2010 3,818 1,974 10,4 89,6 13/05/2010 3,818 1,974 10,4 89,6 02/06/2010 3,821 2,050 10,5 89,5 13/10/2012 4,484 1,605 42,1 57,9 13/10/2012 4,491 1,584 42,4 57,6 13/10/2012 4,580 1,574 46,7 53,3 13/10/2012 4,751 1,656 54,8 45,2 09/06/2015 3,859 2,139 12,3 87,7 19/09/2015 3,742 2,026 6,8 93,2 19/04/2016 4,309 1,736 33,7 66,3 19/04/2016 4,192 1,700 28,2 71,8 07/06/2016 3,831 2,031 11,0 89,0 04/11/2016 3,564 2,085 0,0 100,0 07/04/2017 3,616 2,058 0,8 99,2 07/04/2017 3,616 2,131 0,8 99,2 05/05/2017 3,591 2,219 0,0 100,0 05/03/2019 3,362 1,789 0,0 100,0 21/04/2019 3,297 1,927 0,0 100,0

На фиг. 8 показано последовательное изменение соотношений геохимических компонентов в сторону пласта XXI-1’ в результате изменения притока в скважину. Так, в 2010 году пласт XXI-S был механически изолирован и геохимический анализ также показал 90% долю продукции пласта XXI-1’ (по соотношению н-C15). Далее пласт XXI-S был снова открыт и значения соотношений изменились – доля пласта в продукции XXI-1 снизилась до 58%; и далее последовательно увеличивалась до 100% за счет прорыва воды и снижения притока из пласта XXI-S (подтверждено другими косвенными данными – моделированием, химическим анализом воды и трассерными исследованиями).

Выводы, сделанные на основе геохимического анализа нефти и геолого-промысловой информации, были полностью подтверждены данными моделирования материального баланса и ГГДМ (см. фиг. 9). Более того, результаты геохимического метода анализа нефти с применением хроматографии высокого разрешения при условии интеграции с геолого-промысловой информаций, данными исследований керна и 4Д сейсморазведки позволили существенно пересмотреть корреляцию пластов Астохского участка и обновить ГГДМ. В ряде других скважин данные геохимического анализа нефти позволили оптимизировать планирование и повысить успешность геолого-технических мероприятий. В настоящее время геохимический анализ нефти рутинно используется для мониторинга разработки Астохского и Пильтунского участков наряду с другими методами.

Данный метод протестирован и дает уверенные результаты для двухкомпонентной системы (два конечных члена – два пласта) на уровне качественного определения масштаба перетока и общей динамики (поведение пластового давления, реакции на изменения в отборах и закачке воды). Также дает количественную интерпретацию по отдельным скважинам (% нефти каждого из пластов) с погрешностью 10% (определяется воспроизводимостью результатов и неопределенностью идентификации конечных членов). Функционал метода может быть расширен до 3-х или более компонентной системы при условии уверенной геохимической идентификации третьего компонента (третьего пласта) и, при необходимости, последующих компонентов (пластов).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к контролю динамических состояний нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений. Техническим результатом является обеспечение возможности качественной и количественной оценки межпластовых перетоков, что позволяет обеспечить повышение успешности и оптимизацию проводимых геолого-технических мероприятий при разработке нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений. Заявлен способ идентификации межпластовых перетоков между по меньшей мере двумя пластами при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений, включающий в себя стадии, на которых a) отбирают по меньшей мере один образец нефти из скважин каждого из указанных по меньшей мере двух пластов, b) определяют содержания компонентов нефти в отобранных образцах нефти с использованием геохимического анализа, c) выбирают один или более компонентов нефти с наибольшими различиями содержаний и один или более компонентов нефти с наименьшими различиями содержаний в отобранных образцах нефти из различных пластов, d) составляют одно или более соотношение компонентов нефти с наибольшими различиями содержаний к компонентам нефти с наименьшими различиями содержаний, причем количество таких соотношений равно по меньшей мере количеству пластов минус один, и e) отслеживают изменение указанных соотношений в нефти месторождения во времени для получения информации об изменении состава нефти в процентном соотношении, на основании которого определяется наличие перетока между пластами и его объем. 6 з.п. ф-лы, 9 ил., 3 табл.

1. Способ идентификации межпластовых перетоков между по меньшей мере двумя пластами при разработке нефтегазоконденсатных или нефтяных месторождений, включающий в себя стадии, на которых

a) отбирают по меньшей мере один образец нефти из скважин каждого из указанных по меньшей мере двух пластов,

b) определяют содержания компонентов нефти в отобранных образцах нефти с использованием геохимического анализа,

c) выбирают один или более компонентов нефти с наибольшими различиями содержаний и один или более компонентов нефти с наименьшими различиями содержаний в отобранных образцах нефти из различных пластов,

d) составляют одно или более соотношение компонентов нефти с наибольшими различиями содержаний к компонентам нефти с наименьшими различиями содержаний, причем количество таких соотношений равно по меньшей мере количеству пластов минус один, и

e) отслеживают изменение указанных соотношений в нефти месторождения во времени для получения информации об изменении состава нефти в процентном соотношении, на основании которого определяется наличие перетока между пластами и его объем.

2. Способ по п. 1, в котором стадию a) осуществляют до начала разработки месторождения.

3. Способ по п. 1 или 2, в котором на стадии d) при составлении соотношений подбирают пары компонентов, близких по температурам кипения.

4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором стадия e) включает в себя отбор по меньшей мере одного образца нефти из по меньшей мере одной скважины месторождения и проведение геохимического анализа для определения содержания компонентов нефти в отобранных образцах.

5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором стадию e) повторяют один или более раз.

6. Способ по любому из пп. 1-5, в котором геохимический анализ выбран из группы, включающей газовую хроматографию, эмиссионно-спектральный анализ, атомно-абсорбционный анализ, рентгеноспектральный анализ и масс-спектральный анализ.

7. Способ по любому из пп. 1-6, в котором геохимический анализ представляет собой газовую хроматографию высокого разрешения.