В последнее время при контроле над разработкой нефтяных залежей добывающие компании все чаще применяют индикаторный (трассерный) метод. Трассерный метод основан на введении в контрольную нагнетательную скважину заданного объема меченой жидкости, которая оттесняется к контрольным добывающим скважинам вытесняющим агентом путем последующей (после закачки меченого вещества) непрерывной подаче воды в контрольную нагнетательную скважину. Одновременно из устья добывающих скважин начинают производить отбор проб. Отобранные пробы анализируются в лабораторных условиях для определения наличия трассера и его количественной оценки. По результатам анализа строятся кривые зависимости изменения концентрации трассера в пробах от времени, прошедшего с начала закачки трассера для каждой контрольной добывающей скважины. [1]
Индикаторный метод предназначен для изучения геологического строения месторождения и фильтрационных потоков жидкости в пласте.
Трассерные исследования позволяют определить:
– гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающими скважинами;
– межпластовые перетоки;
– скорость фильтрации меченой жидкости по пласту;
– распределение фильтрационных потоков в пласте;
– проницаемость зон пласта, по которым фильтруется меченая жидкость;
– объем пласта, через который фильтруется меченая жидкость;
– вклад нагнетаемой воды в обводненность продукции конкретной добывающей скважины;
– непроизводительную закачку нагнетаемой в пласт воды;
– влияние мероприятий по выравниванию профиля приёмистости нагнетательных скважин на изменение фильтрационных потоков в пласте;
– эффективность различных методов повышения нефтеотдачи пласта путём проведения исследований до и после воздействия.
Технология проведения индикаторных исследований происходит в следующей последовательности. Первым этапом проводится выбор нагнетательных скважин для закачки трассеров и первоначальный выбор добывающих скважин (в зоне возможного реагирования). Далее производят фоновый отбор проб жидкости. На третьем этапе определяют необходимое количество трассерных веществ для закачки в каждую конкретную нагнетательную скважину и осуществляют закачку меченой жидкости в пласт. На заключительном этапе производят отбор и анализ проб пластовой воды на содержание индикатора, а затем интерпретируют полученные данные.
При выборе индикаторов для проведения исследований учитываются специфика и условия работы.
Жидкость в пластах движется с небольшой скоростью по мельчайшим каналам, образованным системами пор или трещин, контактируя с огромной площадью поверхности породы. Горная порода имеет минералогический состав и часто содержит элементы, способствующие задержке индикатора. Давление и температура в глубоко залегающих нефтяных горизонтах высокие. Насыщены они разнообразными флюидами, причём пластовые воды обычно высокоминерализованные. Все это предъявляет к индикаторам определённые специфические требования. Вещество, используемое для изучения движения жидкости в нефтяном пласте, должно обладать следующими признаками:
1. Химические соединения вещества должны хорошо растворяться в прослеживаемой жидкости и не растворяться в других флюидах, насыщающих пласт.
2. Сохранять свои физико-химические свойства в пластовых условиях. Радиоактивные индикаторы, кроме того, должны обладать приемлемой продолжительностью распада, обеспечивающей выполнение всего комплекса работ в требуемом объекте.
3. Не должны содержаться в пластовых жидкостях.
4. Не должны нарушать своим присутствием естественного потока. Строго следовать вместе с гидродинамическим носителем.
5. С высокой точностью и быстротой фиксироваться в широком диапазоне изменения концентрации, начиная с незначительной. Регистрация должна производиться непрерывно и автоматически непосредственно в стволе или на устье скважины.
6. Не представлять опасности для персонала, проводящего исследования. Также безопасной должна быть и жидкость, извлекаемая из пласта. Не заражать местности и водоёмов, в которые сбрасываются промысловые сточные воды.
7. Иметь стоимость, обеспечивающую экономическую эффективность индикаторных исследований.
На сегодняшний день нельзя назвать вещество, которое отвечает всем требованиям, предъявляемым к идеальному индикатору. Приходиться использовать вещества, которые отвечают хотя бы основным перечисленным требованиям.
В качестве трассеров при проведении исследования применяются водорастворимые химические реагенты:
1. Флуоресцентные трассеры: флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин Ж, С. Данный тип индикатора экологически и санитарно-гигиенически безопасен; обладает многоцветностью, что позволяет проводить одновременный запуск 5-7 и более различных цветов в нагнетательные скважины; не сорбируются породой и оборудованием скважин; не искажают фильтрационного потока за счёт 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. Однако флуоресцентные индикаторы «замазываются» полярной органикой, так же частично растворимой в воде, что затрудняет их количественное определение.
2. Ионные трассеры: роданистый аммоний, натрий, карбамид, мочевина, нитрат натрия, аммония; тиокарбамид, динатрийфосфат. Трассеры такого типа хорошо растворяются в пластовой и нагнетаемой воде (амины), не имеют аналогов в природе, биологически неактивны (экологически чисты), химически не взаимодействуют с нефтью, устойчивы в пластовых условиях, позволяют создать гамму индикаторов со сходными физико-химическими свойствами и единым методом регистрации; легко определяются количественно на спектрометре электронно-парамагнитного резонанса.
3. Органические трассеры : спирты (изопропанол, бутанол), изомеры фторбензойной кислоты, а также стабильные радикалы (2,2,6,6-тетраметил-4-оксипиперидин-1-оксил) и амины нитроксильных радикалов. Данные трассеры растворяются как в нефти, так и в воде. Проблема заключается в их количественном определении, которое нужно проводить достаточно дорогостоящими хроматографическими методами.
В Учебно-научной геохимической лаборатории ИГиН ТюмГНГУ разработана методика количественного определения высших спиртов (как в нефти, так и в воде) на хроматографе, а также имеется возможность определять свободные радикалы на ЭПР-спектрометре. Специалистами лаборатории поставлена методика по определению неселективного трассера (изобутанола) в различных средах.
В водном растворе изобутанол определяется прямым вводом пробы в колонку. Ниже приводится результирующий файл хроматограммы раствора 5 мкл изобутанола в 5 мл воды (1:1000 или 0,1% раствор):
Анализ:
Наименование файла:
смесь-3
mc101538.zch
Дата/Время начала анализа:
Устройство:
Источник:
Длительность, мин:
Проба:
10.03.2011 15:38
АЦП Z-Хром
Канал
00:08
1 мкл
|
Имя |
Время |
Высота |
Площадь |
Концентрация |
|
Изобутанол |
0:03:59 |
100.92 |
1334.85 |
|
|
Н-бутанол |
0:05:14 |
0.67 |
15.37 |
Если учесть, что минимальная площадь пика, которая может быть количественно оценена, равняется примерно 5-7, то порогом определения можно приблизительно считать 0,0005%. Это не предел. На данный момент методика совершенствуется.
Определение изобутанола в нефти проводиться не прямым методом. Сырую нефть колоть в колонку нельзя, т.к. она выйдет из строя очень быстро (максимум - за день). Поэтому существуют два альтернативных способа:
– отгон фракции до 120оС с последующим её анализом;
– экстракция изобутанола из нефти спецрастворителем, не смешивающимся с нефтью (вода не подходит, так как равновесие растворенного изобутанола в системе нефть-вода уже установилось).
Первый способ в промышленных масштабах требует затрачивать большое количество ресурсов и времени. Поэтому был проведён эксперимент по экстракции изобутанола из нефти несмешивающейся жидкостью.
Ниже приведены хроматограммы: а) экстракт смеси нефти с изобутанолом (4 мкл изобутанола на 1 мл нефти, или 1:0,004); б) экстракт контрольной пробы нефти – без искусственных примесей:
Анализ:
Наименование файла:
Дата/Время начала анализа:
Устройство:
Источник:
Длительность, мин:
Проба:
опыт
mc101320.zch
10.03.2011 13:20
АЦП Z-Хром
Канал
00:10
1 мкл
|
Имя |
Время |
Высота |
|
Растворитель |
0:03:29 |
1446.97 |
|
Изобутанол |
0:07:40 |
47.32 |
б) Анализ:
Наименование файла:
Дата/Время начала анализа:
Устройство:
Источник:
Длительность, мин:
Проба:
контроль
mc101305.zch
10.03.2011 13:05
АЦП Z-Хром
Канал
00:10
1 мкл
|
Имя |
Время |
Высота |
Площадь |
Конц-я |
|
Растворитель |
0:03:27 |
1446.19 |
49022.01 |
49022.01 |
В обоих случаях использовался образец нефти:
Площадь:
Скважина:
Пласт:
Интервал:
Максимкинская
351
Ю11-б
2260 - 2264
Дальнейшая работа по доведению данной методики до промышленной стадии заключается в количественной калибровке обоих видов анализа – по воде и по нефти. Если с водой все более или менее ясно, то по нефти следует установить коэффициент экстракции, и степень повторяемости результата.
Возможные недостатки методики – по ходу массового анализа наблюдается деградация неподвижной фазы хроматографической колонки (предполагается, что это происходит из-за реакции с водой). Решается данная проблема длительным прогреванием. Это не фатально, но в случае производственных масштабов (30 - 80 и более анализов в сутки) это будет неприемлемо.
Поэтому специалисты лаборатории продолжают работу по постановке второй методики, которая не столь зависима от субстрата. Для её реализации требуется нитрит натрия и трихлоруксусная кислота. Для приготовления калибровочных смесей необходимо:
– метилацетат;
– этилацетат;
– ацетальдегид.
Это компоненты, сходные с бутанолами при хроматографировании в этих условиях, поэтому желательно иметь уверенность в их отделении.
Минимальная необходимая масса закачиваемого индикатора составляет:
– флуоресцентные трассеры - от 20 до 30 кг сухого порошка на скважину;
– ионные индикаторы от 500 до 1000 кг сухого порошка на скважину;
– органические трассеры – до 200 кг на скважину.
Объем оторочки меченой жидкости составляет:
– флуоресцентные и ионные трассеры - от 6 до 12 м3 раствора;
– органические трассеры - до 6 м3 раствора.
Период отбора проб пластовой жидкости составляет 60÷90 суток. Частота отбора проб происходит по следующей схеме:
– в течение первых 10÷20 суток ежедневно;
– в последующие 22÷60 сутки 1 раз в двое суток;
– в последующие 63÷90 сутки 1 раз в трое суток.
Математическая интерпретация получаемых результатов позволяет рассчитать количество извлечённого на дневную поверхность трассера, скорость фильтрации жидкости по высокопроводимым каналам и продвижения фронта вытеснения нефти, проницаемость зон охваченных дренированием, а также водозащищённый объем породы коллектора и производительность проницаемой системы.
Трассерный метод нашёл широкое применение во многих нефтедобывающих компаниях при исследовании нефтяных пластов. Интерпретация полученных с помощью этого метода данных позволяет сформировать наиболее полное представление о распределении фильтрационных потоков в пласте и его строении. На основании интерпретированных данных делается выбор метода повышения нефтеотдачи пласта.