Аннотация

Применение индикаторных методов в нефтегазопромысловой геологии позволяет получить репрезентативную количественную информацию о направлении и скоростях движения флюидов в исследуемых пластах, оценить основные фильтрационные параметры и наличие межпластовых перетоков, а также надёжную информацию о техническом состоянии скважин.

В работе представлен способ применения и обработки полученной информации при трассерных исследованиях скважин с помощью ультрадисперсных люминофоров. Экспериментальные исследования зависимости концентрации трассеров в пластовой жидкости проводились на спектрофлуориметре «Панорама-2». Полученные спектральные данные обрабатываются специальными программами и передаются в Excel для последующих расчётов гидродинамической связи добываюших и нагнетательных скважин.

Ключевые слова: заводнение, люминофор, нагнетательные скважины, спектрофлуориметр.

Abstract

The use of indicator methods in oil and gas field geology allows us to obtain representative quantitative information about the direction and velocity of fluid movement in the studied formations, to assess the main filtration parameters and the presence of inter-reservoir flows, as well as reliable information about the technical condition of wells.

The paper presents a method for applying and processing the obtained information in well tracer studies using ultrafine phosphors. Experimental studies of the dependence of the concentration of tracers in the reservoir fluid were carried out on the Panorama-2 spectrofluorimeter. The obtained spectral data is processed by special programs and transmitted to Excel for subsequent calculations of the hydrodynamic connection of production and injection wells.

Keywords: water flooding, organic phosphors, injection wells, spectrofluorimeter

Введение

Применение трассерных методов дает возможность определить направление движения пластовых жидкостей и нагнетаемой в залежи воды, распределение потоков по пластам и между отдельными скважинами и источниками их обводнения, гидродинамическую связь по площади и разрезу залежей, определить эффективность процесса вытеснения нефти, степень влияния на него отдельных скважин и режима их дренирования и нагнетания и т.д. [1-5].

Способ с использованием индикаторов (трассеров) основан на закачке воды с индикатором (или водного раствора реагента) и последующем контроле за ее продвижением, который осуществляется путем периодического отбора проб жидкости с устьев контрольных добывающих скважин. Определение концентраций индикаторов в водной фазе проводится в лабораторных условиях.

В качестве индикаторов для приготовления меченых жидкостей могут быть использованы такие стабильные индикаторы, как аммоний роданистый, калий роданистый, уранин, флуоресцеин, эозин, карбамид или другие, имеющие соответствующие свойства, необходимые при исследованиях для контроля за движением закачиваемой воды на нефтяных месторождениях.

Область применения способа не ограничивается способом эксплуатации и оборудованием скважин, величинами дебитов добываемой жидкости, вязкостью и газовыми факторами. Исследования не накладывают ограничений на режимы работы скважин.

Наличие нескольких индикаторов, имеющих идентичные гидродинамические свойства, позволяет оценить действие нескольких нагнетательных скважин (коэффициент влияния) на одну из окружающих наблюдательных добывающих скважин. При этом одновременно в каждую из этих нагнетательных скважин закачивают разный индикатор. С устья добывающих скважин периодически отбирают пробы добываемой продукции и делают физико-химический анализ попутно добываемой воды на наличие каждого индикатора.

Применение флуоресцентных трассеров

В настоящее время разработаны и широко апробированы новые ультрадисперсные многоцветные флуоресцентные трассеры с высокочувствительным люминесцентно-фотометрическим методом их количественного определения в любых средах, включая пластовые воды (рис.1)

Рис. 1. Новые ультрадисперсные многоцветные флуоресцентные трассеры.

Они имеют следующие характеристики:

• чувствительность определений для них выше, чем у радиоизотопов, что позволяет проводить исследования при разбавлении 1012 – 1013 раз;

• они экологически и санитарно-гигиенически безопасны;

• многоцветны, что позволяет проводить одновременный запуск 5-7 и более различных цветов в нагнетательные скважины;

• в одной пробе можно определить трассеры всех цветов, запущенных в нагнетательные скважины;

• строго следуют с гидродинамическим носителем, не опережая и не отставая от него;

• не сорбируются породой и оборудованием скважин;

• не искажают фильтрационного потока за счет изменения его вязкости и плотности;

• легко и быстро определяются в полевых условиях на отечественной аппаратуре;

• на их концентрацию и определение не влияют физико-химические свойства гидродинамического носителя;

• проба может храниться сколь угодно долго, что позволяет проводить повторные контрольные определения;

• на определение трассера не оказывают влияние другие флуоресцирующие компоненты воды (растворенное органическое вещество, нефтепродукты и др.).

Спектральный анализ люминофоров

Для проведения исследований люминесценции воды нами применялся спектрометр Флюорат 02-Панорама, позволяющий исследовать спектрально-временные характеристики люминесценции в рабочем диапазоне 210–860 нм, используя в качестве источника возбуждение монохроматические импульсы света микросекундной длительности

Так же проведен элементный и фазовый анализ люминофоров (рис.2).

Рис. 2. Результаты элементного и микроскопического анализа одного из индикаторов.

Исследования люминесценции пластовой воды проводились на основе аппаратно-программного комплекса, состоящего из многофункционального спектрофлуориметра и компьютера с установленным программным обеспечением.

Предварительно выполнен спектральный анализ люминофоров (рис.3)

Рис.3 Спектр одного из люминофоров

Методика включает в себя следующие этапы:

1. Подготовка установки к работе. Необходимо включить и прогреть спектрофлуориметр в течение 1-2 минут, загрузить программное обеспечение и дождаться его синхронизации с прибором.

2. Подготовка проб пластовой воды из добывающих скважин. Подготовка включает предварительное отделение пластовой воды от нефти и разбавление пробы буферным раствором для усиления сигнала.

3. Затем проводится измерение спектра возбуждения при синхронном сканировании. Измерение синхронного спектра возбуждения позволяет выявить, воздействие излучения какой длины волны приводит к наиболее интенсивной люминесценции исследуемого объекта. Первое измерение синхронного спектра проводится в максимально широком спектральном интервале – прибор позволяет получать корректные данные в диапазоне 180…840 нм. Чувствительность фотоэлектронного умножителя (ФЭУ) на первом этапе измерений целесообразно установить низкой, чтобы исключить возможность помех в канале регистрации. Число вспышек источника излучения следует выбрать небольшим (10 или 25), а шаг перестройки монохроматора – наибольшим (например, 5 нм). Смещение следует выбрать равным 70 нм, а затем уточнить его после предварительного измерения. Истинное значение смещения (стоксова сдвига) можно установить только после измерения спектров люминесценции и возбуждения путём нахождения расстояния между максимумами этих спектров. Обычно это расстояние находится в пределах 60–100 нм.

Получив предварительный результат и оценив примерное расположение рабочей области, можно приступить к уточняющему измерению синхронного спектра. При этом спектральный диапазон следует сузить до границ рабочей области, увеличить число вспышек до 50–100, а шаг сканирования снизить до 1 нм. Это позволит наиболее точно измерить синхронный спектр возбуждения. Чувствительность ФЭУ следует выбрать с учётом того, что при изменении чувствительности на одну позицию, она фактически изменяется в 10 раз.

4. Анализ синхронного спектра, включающий поиск спектральной области (областей), в которой(ых) наблюдается превышение сигнала над фоном, а также поиск пиковых значений и их параметров (интенсивность, длина волны максимума). Поиск можно произвести как вручную, так и с помощью программных средств функции «Поиск пиков» в поле «Обработка»

5. Измерение спектра (спектров) люминесценции. Для измерения спектров люминесценции необходимо выбрать пункт «По регистрации» в списке «Сканирование». При сканировании по регистрации необходимо для монохроматора возбуждения задать постоянную длину волны, а для монохроматора регистрации – спектральный диапазон и шаг сканирования. Монохроматор возбуждения следует устанавливать на ту же длину волны, на которой наблюдается максимум синхронного спектра. Спектральный диапазон для монохроматора регистрации следует выставлять, исходя из двух ограничений: левая граница диапазона должна быть установлена как минимум на 20 нм больше, чем длина волны монохроматора возбуждения; правая граница диапазона быть установлена как минимум на 20 нм меньше, чем удвоенное значение длины волны монохроматора возбуждения.

При пробном сканировании число вспышек источника излучения следует выбрать небольшим, а шаг перестройки монохроматора регистрации – наибольшим, чувствительность ФЭУ – ту же, что при синхронном сканировании. После проведения предварительного сканирования проводится точное сканирование с большим количеством вспышек источника (50 или 65) и малым шагом перестройки.

Если максимумов синхронного спектра несколько, то следует провести сканирование по регистрации для каждого из этих максимумов.

6. Анализ спектра люминесценции исследуемого объекта. Спектр люминесценции в подавляющем большинстве случаев одномодален, однако, это не облегчает задачу поиска максимума. Из-за того, что график спектра довольно пологий, возрастает количество ложных пиков; при автоматическом поиске пиков ложные пики могут перекрыть действительный максимум. Поэтому более удобно проводить поиск максимума вручную, сгладив график спектра и воспользовавшись Маркером, представляющим собой синюю вертикальную прямую, точки пересечения которой с графиками, находящимися в меню «Обработка», указываются в отдельном списке. Маркер можно перемещать по полю графика.

7. Измерение спектра возбуждения. Для измерения спектра возбуждения необходимо выбрать пункт «По возбуждению» в списке «Сканирование».

При сканировании по возбуждению необходимо для монохроматора регистрации задать постоянную длину волны, а для монохроматора возбуждения– спектральный диапазон и шаг сканирования. Монохроматор регистрации следует устанавливать на ту же длину волны, на которой наблюдается максимум спектра люминесценции. Спектральный диапазон для монохроматора возбуждения следует выставлять, исходя из двух ограничений: правая граница диапазона должна быть установлена как минимум на 20 нм меньше, чем длина волны монохроматора регистрации; левая граница диапазона быть установлена как минимум на 20 нм больше, чем половина длины волны монохроматора регистрации. При пробном сканировании число вспышек источника излучения небольшое, шаг перестройки монохроматора возбуждения – наибольший, чувствительность ФЭУ – та же, что при синхронном сканировании. После предварительного сканирования проводится точное сканирование с большим количеством вспышек источника и малым шагом перестройки.

8. Анализ спектра возбуждения проводится с использованием функции «Поиск пиков», либо вручную с использованием Маркера.

9. Построение спектров возбуждения и люминесценции и их общий анализ. Сложные многомодальные спектры (например, спектры возбуждения и синхронные спектры) требуют дополнительного анализа, включающего в себя разложение на элементарные составляющие (гауссианы, лоренцианы). Такой анализ можно произвести с помощью программы MicroсalOrigin. Она позволяет получить численные характеристики спектра: математическое ожидание, дисперсию, центральный статический момент, коэффициент асимметрии, значение эксцесса, полную энергию спектра.

Можно построить гистограмму распределения интенсивности, которая говорит о вытянутости спектра относительно центра. Также можно выполнить обратное преобразование Фурье функции: графики вещественной и мнимой частей спектра, фазового угла; определить время корреляции и затухания корреляционной функции.

Рис.4 Калибровочные кривые                           Рис.5.Спектры флуоресценции

Предварительно проводится спектральный анализ пластовой воды и буферного раствора. Затем снимаются калибровочные кривые (рис.4).

На рис. 5 показаны результаты спектрального анализа одной пробы конкретной скважины.

Обработка результатов исследований

Первичная обработка результатов измерений заключается в вычислении массовой доли индикатора, извлеченного из наблюдательной добывающей скважины, построении зависимостей изменения концентрации и массы индикатора во времени или от накопленного объема закачки вытесняющего агента (воды).

Массовая доля М_i, каждого из индикаторов, поступившая из i-й добывающей скважины на поверхность за j-е сутки, вычисляется по формуле

(1)

где C_i — концентрация индикатора в потоке добываемой жидкости; Q_Жi — дебит скважины по жидкости в день отбора пробы; B_i — обводненность добываемой жидкости, долей ед.

Накопленная массовая доля M_i, индикатора, извлеченная из i-й добывающей скважины на поверхность за j суток наблюдений, определяется выражением

(2)

Количественная интерпретация данных индикаторных исследований

Гидродинамическая связь между скважинами, пластами (горизонтами) считается установленной, если в продукции контрольных добывающих скважин достоверно зарегистрировано наличие индикатора.

Если индикатор не зарегистрирован в течение расчетного времени подхода основного фронта меченой жидкости (оценивается по формуле Дарси), то производят контрольный отбор проб в течение 90-120 суток с периодичностью один раз в 15-20 суток. Если в течение этого времени поступление индикатора не будет зарегистрировано, то гидродинамическая связь между контрольными нагнетательными и добывающими скважинами, пластами (горизонтами) отсутствует.

Скорость движения v_i закачиваемого агента (воды) по направлению i-й добывающей скважины определяется из выражения

(3)

где L_i — расстояние по прямой между забоями нагнетательной и i-й добывающей скважины (определяется по карте разработки залежи или с использование программных средств при наличии географических координат); t_j — время от закачки индикатора в пласт до времени подхода основного фронта меченной индикатором оторочки или порции оторочки каждого ВПФ для i-й добывающей скважины.

Распределение потоков закачиваемого агента (воды) между контрольными добывающими скважинами производят в соответствии с коэффициентом K_i, определяемым как

(4),

где M_i — массовая доля индикатора, извлеченного из i-й добывающей скважины на поверхность за период исследований; M₀ — масса закачанного в пласт индикатора.

Доля воды (агента) Q_в, поступившей в i-ю добывающую скважину от данной нагнетательной, определяется выражением

(5),

где Q_в — суммарная закачка воды в нагнетательную скважину за весь период исследований.

Признаками наличия высокопроницаемых путей фильтрации является ранняя (через несколько суток после закачки) регистрация индикатора в продукции скважин и высокая концентрация индикатора в попутно добываемой воде.

По результатам исследований определяют суммарную массовую долю индикатора M_i, поступившую в данную i-ю добывающую скважину с высокими скоростями.

Коэффициент K_i, вычисленный для ВПФ данной добывающей скважины, определяет в долях его производительность.

Динамическую проницаемость каждого ВПФ для каждой контрольной добывающей скважины k_i, м², определяют по формуле

(6),

где i — номер контрольной добывающей скважины;

i=1, 2, …, N — число выделенных ВПФ; p — среднее значение пористости по объекту индикаторных исследований; L — расстояние между нагнетательной и подконтрольной добывающей скважиной, м; t — время прихода порции индикатора ВПФ к i-ой контрольной добывающей скважине, с; ΔP — разность давлений на забоях нагнетательной и контрольной добывающей скважин, Па; f_в, f_н — относительные фазовые проницаемости воды и нефти соответственно; µ_в, µ_н — вязкости воды и нефти соответственно, Па·с.

Эффективный объем каждого ВПФ для каждой контрольной добывающей скважины V_j,i, м³, определяют по формуле

               (7),

где i — номер контрольной добывающей скважины; Q_Жi — дебит жидкости i-й контрольной добывающей скважины, м³/сут; B_i — обводненность i-й контрольной добывающей скважины; t_i — время прихода порции воды с максимальной концентрацией индикатора по ВПФ на j-е сутки; M_ij — относительное значение количества индикатора, пришедшего по ВПФ i-й контрольной добывающей скважины на j-е сутки.

Определение скважин, обводняющихся от «постороннего» источника, проводят на основе сравнения относительного выхода индикатора с относительным отбором жидкости из добывающей скважины.

Под относительным отбором жидкости Q_Жi, понимается отношение суммарного объема жидкости, отобранной из i-й добывающей скважины за период исследований, к общему количеству воды, закачанной в пласт за то же время.

Если по результатам исследований (с учетом погрешности измерений отборов, закачки и определения суммарной массы индикатора) установлено, что Q_Жi/M_ОТi>1, то в данную скважину поступает вода от «постороннего» источника.

Количественная опенка норового объема пласта, охваченного активной фильтрацией закачиваемой воды, определяется выражением

             (8)

где Q_Жi — темп закачки воды в нагнетательную скважину, м³/сут; t — период исследований, сут.

Точность определения текущего заводненного объема определяется точностью определения объемов закачки и отборов попутно добываемой воды. Заявляемый способ применим для любой стадии разработки нефтяной залежи.

Заключение

Разработана методика измерения спектральных характеристик люминесценции и возбуждения (поглощения) проб пластовой воды флуоресцентными индикаторами. Полученные результаты позволяют проследить изменение концентрации трассеров в пластовой воде во времени.

Произведен целый алгоритм работы с полученными экспериментальными данными: от получения и обработки исходного материала в программе Excel до расчёта параметров фильтрации и скоростей фильтрационных потоков в исследуемом пласте.

Список используемых источников информации

1. Букин И.И., Ганиев Р.Р., Асанбаев Д.Н., Калмацкий С.П. – Определение скорости и направления фильтрации по пласту нагнетаемой воды с помощью индикаторов.

2. Букин И.И. – Контроль за перемещением нагнетаемых в пласт жидкостей индикаторами радикального типа. 1981. Нефтяное хозяйство.

3. Лебедев М.С., Варягова Д.С., Варягова А.С. – Применение новых видов индикаторных исследований для различных сред на объектах нефтегазового комплекса.

4. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. – Индикаторные методы изучения нефтеносных пластов. 1986 М. Недра.

5. Султанов С.А., Зайцев В.И., Антонов Г.П. – О некоторых закономерностях движения меченной жидкости по пласту.