CC BY
0
ГЕОРЕСУРСЫ / аЕОРЕ8Ш8У
ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ
Б01: https://doi.Org/10.18599/grs.2023.4.9
Оперативное определение профиля притока в добывающих скважинах по химическому составу нефти и попутных вод (на примере одного из нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции)
2023. Т. 25. № 4. С. 121-127
УДК 622.276:550.46
М.С. Шипаева12*, K.P. Талипова1, В.А. Судаков1 ,Д.К. Нургалиев1, A.A. Шакиров2
'Казанский (Приволжский) федеральныйуниверситет, Казань, Россия 2000 «Геоиндикатор», Казань, Россия
Актуальными проблемами иа зрелых нефтяных месторождениях до сих пор остаются высокая обводненность продукции и учет раздельной добычи нефти и попутных вод из разных пластов. Для установления профиля притока в добывающих скважинах традиционно применяются геофизические методы, такие как спуск специального оборудования в скважину, что влечет за собой остановку добычи и трудозатраты. В дополнение к таким методам или в качестве альтернативного решения выступают геохимические методы: отбор проб прост и оперативен, что позволяет покрыть весь фонд скважин, а информация, получаемая в результате исследования, не требует остановки скважины. В этом случае используются показатели химического состава пластовых флюидов, добываемых с различных интервалов перфорации. В настоящей работе геохимические исследования проведены по устьевым пробам из более чем 100 скважин с отдельной перфорацией на карбонатный и терри-генный коллекторы, некоторые скважины ведут совместную эксплуатацию данных пластов. Применен алгоритм по выявлению отличительных характеристик каждого пласта по составу добываемых рассолов и нефтей. Данные о химическом составе флюидов из разных объектов разработки позволили определить профили притока углеводородов и водной составляющей в разрезах скважин, совместно эксплуатирующих эти объекты. По результатам проведенных исследований девонская залежь рассматриваемого месторождения делится на две части: северную и южную, которые отличаются химическим составом пластовых флюидов. При анализе разработки отмечается то же деление залежей на две части: за последние 50 лет основная добыча нефти и попутной воды сосредоточена в южной части залежи, приуроченной к разлому, где предполагается активная работа водонапорного горизонта.
Ключевые слова: геохимия, геоиндикатор, разломы, терригенный и карбонатный коллекторы, анализ разработки, профиль притока
Для цитирования: Шипаева М.С., Талипова K.P., Судаков В.А., Нургалиев Д.К., Шакиров A.A. (2023). Оперативное определение профиля притока в добывающих скважинах по химическому составу нефти и попутных вод (на примере одного из нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции). Георесурсы, 25(4), с. 121-127. https://doi.Org/10.18599/grs.2023.4.9
Введение
Для достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи необходимо исследовать и контролировать перемещение пластовых флюидов в объеме залежи. При этом зачастую результаты исследований межскважинного пространства, обладающего значительной неоднородностью, обусловленной как различной фациальной изменчивостью вмещающих пород, так и изменчивостью свойств пластовых флюидов, имеют высокую неопределенность. Поэтому уплотнение сетки скважин и доразведка запасов таких зон без учета характерных профилей притока в работающих скважинах могут иметь невысокую эффективность, особенно на старых месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки.
* Ответственный автор: Мария Сергеевна Шипаева e-mail: mariasipaeva@gmail.com © 2023 Коллектив авторов
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)
Актуальность настоящей работы продиктована существованием на зрелых месторождениях проблемы высокой обводненности и в связи с этим необходимостью установления источника воды. Повышение эффективности разработки таких месторождений становится возможным и на основе раздельного учета добычи воды и нефти из разных пластов с помощью методов разделения продукции.
Основы нефтепромысловых гидрогеохимических методов заложены в фундаментальных трудах (Сулин, 1948; Карцев, 1972; Матусевич, 1976; Шварцев, 1996; Гаттенбергер, 1971; Никаноров, 2001). В настоящее время эти методы продолжают активно развиваться (Абрамова и др., 2011; Закруткин и др., 2016; Киреева и др., 2012; Бешенцев и др., 2019; Shipaeva et al., 2022; McMahon et al., 2018; Simon et al., 2020). Для оценки продвижения нагнетаемой в пласт воды традиционно используются трассерные исследования, которые сопоставляются с геохимическими исследованиями добываемой продукции (Shipaeva etal.,2019).
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
www.geors.ru ГЕйРЕСУРСЫ
При совместной разработке нескольких пластов, различающихся как типом коллектора, так и свойствами пластового флюида, необходимо учитывать вклад каждого пласта в работу скважины. Применение традиционных геофизических методов определения профиля притока требует остановки скважины, что, в свою очередь, ведет к потере добычи нефти, а иногда проведение такого рода исследований невозможно по технологическим причинам. В связи с этим в рамках настоящей работы рассматриваются геохимические методы исследования как альтернативные, имеющие ряд существенных преимуществ перед традиционными геофизическими, когда используются расходомеры, датчики контроля температуры, шумомеры (СЬо*№ёЬигу й а1., 2019).
Применение геохимических методов обеспечивает оперативное получение информации без глушения и остановки скважины, без спуска в скважину специального оборудования, а также снижение влияния человеческого фактора, масштабируемость, экономичность, возможность покрытия исследованиями всего фонда скважин без ограничений на конструкции скважины. Кроме того, можно использовать эти методы как самостоятельно, так и совместно с другими методами (в частности, при анализе разработки отдельных участков залежей, подборе геолого-технических мероприятий), адаптации гидродинамических моделей и повышения их качества.
Цель настоящей работы - апробация современных методов геохимических исследований на площади многопластового месторождения для решения нефтепромысловых задач на примере изучения микроэлементного состава рассолов и нефтей двух стратиграфических систем: каменноугольной (верейский горизонт и башкирский ярус) и девонской (кыновский горизонт) одного из нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.
Для этого были рассмотрены следующие задачи: определение параметров по составу добываемого флюида, которые позволят установить различия залежей; распределение добычи жидкости в случае совместной разработки пластов, установление причин обводнения добывающих скважин;
Методы исследования
Геохимическое исследование нефти и гидрогеохимическое исследование воды на одном из нефтяных месторождений проводились в шесть этапов.
1. На первом этапе подбирались скважины-кандидаты для проведения исследований - это скважины с перфорацией на один горизонт и скважины с работой на несколько горизонтов (рис. 1, скв. 1,2,3). Скважины с перфорацией на один горизонт называются опорными скважинами, то есть скважинами, которые характеризуют конкретный горизонт на данном этапе разработки: верейский горизонт, башкирский ярус и кыновский горизонт. Такие скважины выбираются по следующим критериям: стабильная работа скважины в течение 6 месяцев, отсутствие выявленных нарушений в конструкции и заколонной циркуляции, отсутствие работ по гидроразрыву пласта. Было отобрано 7 опорных скважин для верейского горизонта, 31 для башкирского яруса и 28 для кыновского горизонта.
Рис. 1. Типы скважин для отбора проб: 1 — скважина с перфорацией на 1-й горизонт, опорная скважина; 2 — скважина с перфорацией на 2-й горизонт, опорная скважина; 3 — скважина с совместной перфорацией на два горизонта (одновременно-раздельная эксплуатация или общий фильтр); 4 — нагнетательная скважины
Количество скважин для определения профиля притока составило 37 скважин по верей-башкирским отложениям и 22 скважины, совместно работающие на кыновский горизонт и башкирский ярус.
2. Далее отбирались пробы и проводился лабораторный анализ этих проб. Исследовался микроэлементный состав воды и нефти: определялись щелочные и щелочноземельные металлы. Для определения микроэлементного состава флюида необходимо по 15 мл каждой фазы, а на измерение требуется немного времени. Поэтому данный вид анализа является более предпочтительным, чем стандартные анионно-катионные исследования, при этом он, конечно, не заменяет их, а только дополняет.
3. Данные лабораторного анализа обрабатывались с помощью методов математической статистки для установления уникальных характеристик разных горизонтов. Обработка проводилась путем кластеризации, а именно подбирались такие параметры состава и их комбинации, чтобы составы флюида из скважин с определенного горизонта были схожи друг с другом, чем составы из других горизонтов, с использованием геохимических критериев, а именно геохимического маркера, или геомаркера, который определяется по химическим элементам. Были определены геомаркеры для верейского горизонта, башкирского яруса и кыновского горизонта по каждому типу флюида (для воды геомаркер М1 и для нефти геомаркер М2), которые представляют собой комплексный параметр по различному соотношению всех выявленных металлов и их сумм, имеющих наибольшую статистическую важность.
4. Затем строились графики и карты по распределению выявленных геомаркеров в пределах каждого горизонта.
5. Следующий этап состоял в разделении продукции добывающих скважин по различным интервалам геологического разреза, определялись профили притока (скв. 3, рис. 1). Расчет проводился на основе медианных значений по опорным скважинам и анализа соответствия «случайной» пробы этим медианам.
6. И наконец, строилась карта по найденным значениям геомаркера М1 по воде в пределах кыновского горизонта.
БЕ^ЕЕ^У
www.geors.ru
ГЕОРЕСУРСЫ / ОЕОРЕЗШ^У
gr/A^
2023. Т. 25. № 4. С. 121-127
Объект исследования
Геохимический мониторинг продукции скважин проведен нами на всем фонде скважин рассматриваемого месторождения, эксплуатирующих залежи карбонатных верейских и башкирских пластов, а также терригенного кыновского горизонта. На рис. 2 представлена структурная карта кыновского горизонта как основного объекта разработки, где показаны точки отбора проб. Видно, что месторождение имеет активную систему поддержания пластового давления по девонскому объекту. Тектоническое строение исследуемого месторождения характеризуется расположением нефтегазоносной структуры вдоль крупного субмеридионально направленного разлома, а также наличием широтно-ориентированных разломов, секущих структуру поперек. Субширотный геологический профиль (1-1') по этому объекту представлен на рис. 3, где показаны наличие разлома и его амплитуда смещения. В этой же зоне сосредоточены скважины с максимальной накопленной добычей (рис. 2).
Результаты и обсуждение
1. Отличие флюида разновозрастных отложений по составу
В результате проведенной кластеризации (этапы 1-3) установлены такие параметры, указывающие на различие составов воды (М2) и нефти (М1) башкирского яруса и кыновского горизонта (рис. 4).
Рис. 2. Структурная карта по кровле кыновского горизонта с указанными данными по накопленной добыче и точками отбора проб
Рис. 3. Геологический профиль по линии скважин I — I' девон-скогорезервуара
На рис. 5, 6 представлены указанные геомаркеры в порядке залегания пластов в виде отдельных графиков: геомаркер М1 для воды и геомаркер М2 для нефти. На рисунках разными цветами отмечены горизонты, с которых отобрались пробы: для башкирских и верейский отложений - серый цвет, для девонских отложений - коричневый цвет. Ось абсцисс (х) соответствует содержанию маркера М1 в пластовой воде, по оси ординат (у) отмечен порядковый номер образца в зависимости от стратиграфической приуроченности.
Наблюдается отличие в составе рассолов башкирских отложений и девона. Значения геохимического маркера М1 в пластовой воде:
• для отложений башкирского яруса изменяются от 300 до 500,
• для девонских отложений варьируются в пределах от 800 до 1350 (рис. 5).
Для скважин с совместной эксплуатацией двух объектов (Б3кп + С2ЬзЬ, обозначено оранжевым цветом на рис. 5) содержание маркера М1 преимущественно приурочено к области девонских отложений. Исключения составляют некоторые скважины - по ним основной вклад в обводнение вносят отложения среднего карбона. Это 3 скважины, выделенные красным кругом, которые располагаются в пределах значения М1, равного 600-700, вместо медианы по девону в 1100, а значит по ним больший вклад в обводнение вносит башкирский ярус).
В результате исследования нефти из верейских, башкирских пластов и кыновского горизонта построен график распределения геомаркера М2 (рис. 6) По образцам нефти со скважин среднего карбона наблюдается различие по составу близко залегающих верейских и башкирских отложений. Хорошо различаются по составу горизонты среднего карбона и девона. Таким образом:
• для отложений верейского горизонта характерен диапазон значений М2 от 98 до 112;
• для отложений башкирского яруса - от 74 до 94;
• для девонских отложений - от 12до61.
Полученные результаты могут быть использованы
для решения других геохимических задач. Так, найденное отличие в составе нефти верейских и башкирских пластов позволяет распределить добычу в скважинах в случае совместной выработки данных пластов, чего не было ранее сделано другими исследователями.
www.geors.ru
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ ■
100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 1 50,0
г-Г
S
40,0 30,0 20,0 10,0 0,0
0,0 200,0 400,0 600,0 800,0 1000,0 1200,
М2, вода
Рис. 4. Кластеризация данных и зависимостъ параметровМ! иМ2
/ • I » % OClhsh □ D3kn
• • <®> "С?) • C2hsh, С2 ver • C2beh,D3kn
о \ • * % • / • / • V • о
о о / 0 О" • о
/ о и 1 ° о° • ° О О
о О * • о о о
• О ч-....... о 0 О / о
1600,0 1100,0 1200,0 1000,0 800,0 600,0 400,0 200,0 0,0
140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0
Состав воды, М1
I C2tfth ■ Díkn
Состав нефти, М2
I CÍWг Щ аь#1 М LJlkn
Рис. 5. Распределение гидрогеохимического маркера М1 в пробах воды из скважин с разной перфорацией: 1) С.уг + С2Ьяк; 2) С2Ьяк; 3) И3кп + С2Ьяк; 4) И3кп. Горизонтальная шкала соответствует содержанию маркера в пробах, на вертикальной шкапе пробы расположены в зависимости от порядкового номера и стратиграфической приуроченности
Определение профиля притока в добывающих скважинах
По составу воды и нефти каждого горизонта, установленному при анализе проб из опорных скважин, и их отличительным признакам, а именно диапазонам значений геомаркеров, можно оценить распределение добычи этих флюидов по конкретным залежам в скважинах с их совместной эксплуатацией.
По скважинам с совместной выработкой запасов нефти из залежей С2уг и С2ЬзЬ рассчитана доля добычи нефти с каждого из пластов путем расчета пропорций в смеси на основе значений с опорных скважин:
Смесь =Ах + Бу,
тдеА, Б - искомые доли нефти каждого горизонта в смеси; х,у- средние значения геомаркера в опорных скважинах разных горизонтов.
Рис. 6. Распределение геохимического маркера М2 в пробах нефти из скважин с разной перфорацией: 1) С2УГ+С2Ьяк; 2) Сряк; 3) И3кп+ С2Ьяк; 4) И3кп. Горизонтальная шкала соответствует содержанию маркера в пробах, на вертикальной шкапе пробы расположены в зависимости от порядкового номера и стратиграфической приуроченности
По этой формуле рассчитаны доли добытой нефти из верейских и башкирских отложений в скважинах с совместной их перфорацией, данные представлены в табл. 1. Заметим, что нефть преимущественно поступает по башкирскому ярусу. Образцов воды с верейского горизонта получить не удалось, так как этот горизонт только вступил в разработку, поэтому весь приток воды в скважинах с совместной добычей С2уг и С2ЬэЬ происходит по башкирскому ярусу.
Результаты аналогично проведенных расчетов для девонской и каменноугольной залежей нефти показывают, что в скважинах с совместной выработкой продуктивных пластов Б3куп + С2ЬэЬ основной приток нефти
№ п/п Скважина Вовлечение в добычу, %
С2УГ C2bsh
1 5249 0 100
2 5271 20,6 79,4
3 5233 0 100
4 5210 0 100
5 1065Е 0 100
6 5261 0 100
7 5130 4,3 95,7
8 5242 0 100
9 5115 0 100
10 5178 0 100
11 5263 0 100
12 5217 0 100
13 5266 0 100
14 5268 0 100
15 5131 11,5 88,5
16 5132 5,5 94,5
17 5177 9,5 90,5
18 5123 0 100
19 5165 0,8 99,2
20 5269 0 100
21 5239 0 100
22 5176 1,9 98,1
23 5125 29,5 70,5
24 5204 0 100
25 5186 9,1 90,9
26 5295 13,1 86,9
27 5163 6,1 93,9
28 5122 11,1 88,9
29 5238 39,7 60,3
30 5174 18,4 81,6
31 5216 8 92
32 5214 17,4 82,6
33 5212 35,3 64,7
34 5267 0 100
35 5274 0 100
36 5277 1,2 98,8
37 5296 0 100
№ п/п Скважина Вовлечение в добычу, %
C2bsh Б3куп
1 939 53,7 46,3
2 1029 35,0 65,0
3 910 31,6 68,4
4 914 32,0 68,0
5 906 36,4 63,6
6 917 0 100
7 933 0 100
8 916/2 0 100
9 936/2 0 100
10 937/2 29,5 70,5
11 1019Е/2 18,5 81,5
12 1037/2 22,1 77,9
13 300 0 100
14 643 5,4 94,6
15 1012Е 71 29
16 1040 10,0 90,0
17 1069Е 36 64
18 1041 85,3 14,7
19 456 84,6 15,4
20 1072Е 41,3 58,7
21 1068Е 69,1 30,9
22 1015Е 78,9 21,1
gr/A<\
2023. Т. 25. №4. С. 121-127
№ п/п
Скважина
Вовлечение в добычу, %
15
16
17
18
19
20 21 22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
5131
5132 5177 5123 5165 5269 5239 5176 5125 5204 5186
5295 5163 5122 5238 5174 5216 5214 5212 5267 5274 5277
5296
0 0 0 0 0 0 0 11,5 5,5 9,5 0 0,8 0 0
I,9 29,5
0
9.1 13,1 6,1
II,1
39,7 18,4 8
17,4 35,3 0 0
1.2 0
100 100 100 100 100 100 100 88,5 94,5 90,5 100
99.2 100 100 98,1
70.5 100 90,9 86,9 93,9 88,9
60.3
81.6 92 82,6
64.7 100 100
98.8 100
Табл. 1. Распределение добычи нефти из верейских и башкирских отложений в скважинах с совместной их перфорацией
наблюдается преимущественно по девонским отложениям, но имеются скважины с ее добычей и с башкирских пластов (табл. 2).
2.Выявление аномальных зон и скважин
По величинам геомаркера М1 в пластовых рассолах девонских отложения построена карта, на которой отмечается широкий диапазон его значений от 650 до 1350 (рис. 7). Этому есть объяснения. Из рисунка видно, что пробы со скважин, приуроченных к южной части девонской залежи в районе интенсивного отбора флюидов, в отличие от общего фона по залежи, характеризуются повышенным содержанием М1, приближенным к 1350, это может быть свойственно для глубинных пластовых рассолов и активного аквифера, по нашему предположению. Возможно, здесь происходит активный приток законтурной воды. В северной и центральной части месторождения наблюдается более равномерный геохимический состав по добывающим скважинам со средним значением М1, равным 900. Таким образом, наблюдается деление девонской залежи на 2 геохимические зоны.
C2bsh
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12
13
14
15
16
17
18
19
20 21 22
939 1029 910 914 906 917 933 916/2 936/2 937/2 1019Е/2 1037/2 300 643 1012Е
1040 1069Е
1041 456
1072Е 1068Е 1015Е
53,7 35,0 31,6
32.0
36.4 0
0 0 0
29.5
18.5
22.1 0
5,4 71 10,0 36 85,3
84.6 41,3 69,1 78,9
Р3куп
46.3 65,0
68.4 68,0 63,6 100 100 100 100
70.5
81.5 77,9 100
94.6 29
90.0 64
14.7 15,4 58,7 30,9
21.1
Табл. 2. Распределение продукции добывающих скважин между девонской и каменноугольной залежами нефти
Рис. 7. Карта распределение значений маркера М1 в пробах воды кшнпвскп-пашийских отложений
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ Ш
www.geors.ru ГЕПРЕСУРСЫ Ж
95
Заключение
На одном из нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции применена технология геохимического мониторинга работы добывающих скважин. Проведен геохимический анализ пластовых флюидов из отложений среднего карбона и девона. Выявлены отличия по микроэлементному составу воды и нефти объектов разработки: кыновского горизонта девонской системы и башкирского яруса и верейского горизонта среднего карбона. Это позволило рассчитать доли извлекаемой продукции по каждому объекту разработки в скважинах с совместной эксплуатацией пластов. В большинстве случаев объектом добычи воды являются девонские пласты, но встречаются и обводненные башкирские интервалы. Выявлены также скважины с добычей жидкости не со своего пласта. По химическому составу наблюдается разделение нефтей среднего карбона и девона, а также разделение нефтей верейских и башкирских отложений между собой, что также может быть использовано для учета добычи при совместной эксплуатации скважин на данные горизонты и при работах по гидроразрыву пласта в случае распространения трещины в соседний горизонт.
В районе интенсивного отбора по девонским отложениям наблюдается несколько иной микроэлементный состав вод в отличие от общего фона по месторождению. Это, возможно, свидетельствует о притоке законтурной воды вдоль разлома и активности водонапорной системе в настоящее время, спустя 50 лет с момента ввода в разработку данного месторождения.
Финансирование
Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-15-2022-299 в рамках программы развития НЦМУ «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты».
Литература
Абрамова О.П., АбуковаЛ.А., Попов С.Н. (2011). Проблемы повышения достоверности компьютерных моделей природного и техногенного солеотложения в геологической среде. Современные проблемы науки и образования, (4), с. 1-7.
Бешенцев В.А., Семенова Т.В., СабанинаИ.Г., Воробьева C.B. (2019). Характеристика подземных вод мезозойского гидрогеологического бассейна в пределах месторождений Ямало-ненецкого нефтегазодобывающего региона. Известия вузов. Нефть и газ, (4), с. 39-48. https://doi. org/10.31660/0445-0108-2019-4-39-48
Гатгенбергер Ю.П. (1971). Гидрогеология и гидродинамика подземных вод. М.: Недра, 184 с.
Закруткин В.Е., Гибков Е.В., Скляренко Г.Ю., Решетняк О.С. (2016). Сравнительная оценка качества поверхностных и подземных вод Восточного Донбасса по гидрохимическим показателям. Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Естественные науки, (2), с. 91-99.
Карцев A.A. (1972). Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 280 с.
Киреева Т. А., Гусева О.В., Судо P.M. (2012). Влияние химического состава пластовых вод нефтегазовых месторождений западной Сибири на разработку залежей (на примере Средне-Хулымского месторождения). ВестникМосковскогоуниверситета. Серия 4. Геология, (2), с. 35-44.
Матусевич В.М. (1976). Геохимия подземных вод ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна. М.: Недра, 157 с.
Никаноров А.М. (2001). Гидрохимия. СПб.: Гидрометеоиздат, 444с. СулинВ.А. (1948). Гидрогеология нефтяных месторождений. М.-Л.: Гостоптехиздат, 480 с.
Шварцев С.Л. (1996). Общая гидрогеология. М.: Недра, 423 с. Chowdhury M.S., Tanjil Н.А., Akter S., Amin M.A., Pal S.K. (2019). Production Logging and its Implementation: A Technical Review. International Journal of Petroleum and Petrochemical Engineering, 5(2), pp. 42-51. http://dx.doi.org/10.20431/2454-7980.0502004
McMahon P.B., Kulongoski J.Т., Vengosh A., Cozzarelli I.M., Landon M.K., Kharaka Y.K., Gillespie J.M., Davis T.A. (2018). Regional patterns in the geochemistry of oil-field water, southern San Joaquin Valley, California, USA. Applied Geochemistry, 98, pp. 127-140. https://doi. org/10.1016/j.apgeochem.2018.09.015
ShipaevaM., Sudakov V., Khairtdinov R., SattarovA. (2019). Analysis of flow distribution in fractured-cavernous carbonate reservoir basing on tracer tests and isotope survey. International Multidisciplinary Scientific GeoConference-SGEM, 19(1.2), pp. 635-642. https://doi.org/10.5593/ sgem2019/1.2/S06.080
Shipaeva M.S., Garifullina V.I., Fayzetdinova R.R., Sudakov V.A., ShakirovA.A., Nuriev I.A., Khuzin R.R., Salikhov D.A. (2022). Geochemical analysis of formation water as a tool for better understanding of water flooding. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 1087, 012069. https://doi.Org/10.1088/1755-1315/1087/l/012069
Simon S., Ruwoldt J., Sjoblom J. (2020). A critical update of experimental techniques of bulk and interfacial components for fluid characterization with relevance to well fluid processing and transport. Advances in Colloid and InterfaceScience, 277, 102120. https://doi.Org/10.1016/j.cis.2020.102120
Сведения об авторах
Мария Сергеевна Шипаева - младший научный сотрудник, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский (Приволжский) федеральный университет Россия, 420111, Казань, ул. Большая Красная, д. 4 e-mail: mariasipaeva@gmail.com
Камиля Рустемовна Талипова - инженер, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский (Приволжский) федеральный университет
Россия, 420111, Казань, ул. БольшаяКрасная, д. 4
Владислав Анатольевич Судаков - директор, НОЦ «Моделирование ТРИЗ», заместитель директора по инновационной деятельности, Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский (Приволжский) федеральный университет
Россия, 420008, Казань, ул. Кремлевская, д.18
Данис Карлович Нургалиев - доктор геол.-минерал. наук, проректор по направлениям нефтегазовых технологий, природопользования и наук о Земле, директор Института геологии и нефтегазовых технологий, Казанский (Приволжский) федеральный университет Россия, 420111, Казань, ул. Чернышевского, д. 7
Артур Альбертович Шакиров - генеральный директор, ООО «Геоиндикатор»; заместитель директора, НОЦ «Моделирование ТРИЗ», Казанский (Приволжский) федеральный университет
Россия, 420008, Казань, ул. Большая Красная, д. 4
Статья поступила вредакцию 15.09.2023;
Принята к публикации 23.11.2023; Опубликована 30.12.2023
FEOPECyPCH / GEORESURSY
2023. T. 25. №4. C. 121-127
ORIGINAL ARTICLE
Flow Profile Estimating in production wells based on chemical composition of fluids (an example on Volga-Ural Petroleum and Gas Province)
M.S. Shipaeva12*, K.R. Talipova1, VA. Sudakov1, D.K. Nurgaliev1, A.A. Shakirov2
'KazanFederal University, Kazan, RussianFederation 2Geoindicator LLC, Kazan, Russian Federation
Corresponding author:Maria S. Shipaeva, e-mail: mariasipaeva@gmail.com
Abstract. Current problems in mature oil fields are high water cut and flow profile estimating of oil and associated brines from different layers. To establish the flow profile in production wells, geophysical research (Production Logging) is traditionally used by lowering special equipment into the well. Production Logging requires production stops and labor costs. Geochemical methods (Production Geochemistry) are used as an alternative solution: sampling is simple and efficient, which makes it possible to cover all the interesting area. Moreover, sampling does not require stopping the well. The geochemical method uses individual indicators of the composition of formation fluids produced from different perforation intervals. In this work, geochemical studies were carried out using wellhead samples from more than 100 wells, with single perforation for carbonate and terrigenous reservoirs. Some wells have joint exploitation of these formations. An automated algorithm was used to identify the distinctive characteristics of each formation based on the composition of the produced brines and oils. Data on the chemical composition of fluids from different development objects made it possible to determine the flow profiles in wells with joint production. Based on the results of the studies, the Devonian reservoir of the field under consideration is divided into 2 parts -northern and southern, which differ in the chemical composition of formation fluids. The same separation of the deposits into 2 parts is noted by field development analysis: over the past 50 years, the main production ofoil and associated brines has been concentrated in the southern part of the deposit, confined to the fault, where the active work of the aquifer is assumed. It is recommended to use the obtained data for history matching of the reservoir simulation model.
Keywords: geochemistry, geoindicator, faults, terrigenous and carbonate reservoir, field development, flow profile
Recommended citation: Shipaeva M.S., Talipova K.R., Sudakov V.A., Nurgaliev D.K., Shakirov A.A. (2023). Flow Profile Estimating in production wells based on chemical composition of fluids (an example on Volga-Ural Petroleum and Gas Province). Georesursy = Georesources, 25(4), pp. 121-127. https://doi. org/10.18599/grs.2023.4.9
Acknowledgements
This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 075-152022-299 within the framework of the development program for a world-class Research Center "Efficient development of the global liquid hydrocarbon reserves".
References
Abramova O.P., Abukova L.A., Popov S.N. (2011). Problems of increasing the reliability of computer models of natural and technogenic salt deposition in the geological environment. Sovremennye problemy nauki i obrazovaniya, (4), pp. 1-7. (In Russ.)
Beshentsev V.A., SemenovaT.V., Sabanina I.G., Vorobjeva S.V. (2019). Characteristics of groundwater in the Mesozoic hydrogeological basin at the fields of the Yamalo-Nenets oil and gas producing region. Izvestiya vuzov. Neft' i gaz = Oil and Gas Studies, (4), pp. 39-48. (In Russ.) https://doi. org/10.31660/0445-0108-2019-4-39-48
Chowdhury M.S., Tanjil H.A., Akter S., Amin M.A., Pal S.K. (2019). Production Logging and its Implementation: A Technical Review. International Journal of Petroleum and Petrochemical Engineering, 5(2), pp. 42-51. http://dx.doi.org/10.20431/2454-7980.0502004
Gattenberger Yu.P. (1971). Hydrogeology and hydrodynamics of groundwater. Moscow: Nedra, 184 p. (In Russ.)
Kartsev A.A. (1972). Hydrogeology of oil and gas fields. Moscow: Nedra, 280 p. (InRuss.)
Kireeva T.A., Guseva ON., Sudo R.M. (2012). The influence of the chemical composition of formation waters of oil and gas fields in Western Siberia on the development of deposits (using the example of the Sredne-Khulymskoye field). VestnikMoskovskogo universiteta. Seriya 4. Geologiya = Bulletin of Moscow University. Series 4. Geology, (2), pp. 35-44. (In Russ.)
Matusevich V.M. (1976). Geochemistry of groundwater in the West Siberian oil and gas basin. Moscow: Nedra, 157 p. (In Russ.)
McMahon P.B., Kulongoski J.T., Vengosh A. et al. (2018). Regional patterns in the geochemistry of oil-field water, southern San Joaquin Valley, California, USA. Applied Geochemistry, 98, pp. 127-140. https://doi. org/10.1016/j.apgeochem.2018.09.015
NikanorovA.M. (2001). Hydrochemistry. St.Petersburg: Gidrometeoizdat, 444 p. (In Russ.)
Shipaeva M., Sudakov V., Khairtdinov R., Sattarov A. (2019). Analysis of flow distribution in fractured-cavernous carbonate reservoir basing on tracer tests and isotope survey. International Multidisciplinary Scientific GeoConference-SGEM, 19(1.2), pp. 635-642. https://doi.org/10.5593/ sgem2019/1.2/S06.080
Shipaeva M.S., Garifullina V.I., Fayzetdinova R.R., Sudakov V.A., Shakirov A.A., Nuriev I.A., Khuzin R.R., Salikhov D.A. (2022). Geochemical analysis of formation water as a tool for better understanding of water flooding. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 1087, 012069. https://doi.Org/10.1088/1755-1315/1087/l/012069
Shvartsev S.L. (1996). General hydrogeology. Moscow: Nedra, 423 p. (In Russ.)
Simon S., Ruwoldt J., Sjoblom J. (2020). Acritical update of experimental techniques of bulk and interfacial components for fluid characterization with relevance to well fluid processing and transport. Advances in Colloid and InterfaceScience, 277, 102120. https://doi.Org/10.1016/j.cis.2020.102120
Sulin V.A. (1948). Hydrogeology of oil fields. Moscow - Leningrad: Gostoptekhizdat, 480 p. (In Russ.)
Zakrutkin V.E., Gibkov E.V., Sklyarenko G.Yu., Reshetnyak O.S. (2016). Comparative assessment of the quality of surface and groundwater in Eastern Donbass based on hydrochemical indicators. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedenii. Severo-Kavkazskii region. Estestvennye nauki, (2), pp. 91-99. (InRuss.)
About the Authors
Maria S. Shipaeva - Junior Researcher, Institute of Geology and Petroleum Technology, Kazan Federal University
4 Bolshaya Krasnaya st., Kazan, 420111, Russian Federation e-mail: mariasipaeva@gmail.com
Kamilya R. Talipova - Engineer, Institute of Geology and Petroleum Technology, Kazan Federal University
4 Bolshaya Krasnaya st., Kazan, 420111, Russian Federation
Vladislav A. Sudakov - Deputy Director for Innovations, Institute ofGeology and Petroleum Technology, Kazan Federal University 4 Bolshaya Krasnaya st., Kazan, 420111, Russian Federation
Danis K. Nurgaliev - Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), Vice-Rector for Earth Sciences, Kazan Federal University
7 Chernyshevskogo st., Kazan, 420111,Russian Federation
ArturA. Shakirov - CEO, Geoindicator LLC 13 Lenina st., Almetyevsk, 423452, Russian Federation
Manuscript received 15 September 2023;
Accepted 23 November 2023; Published 30December 2023
HAyMHO-TEXHmECKltâ MyFHAn
www.geors.ru rEDPECyPChl
