Оценка эффективности разработки участка Приобского месторождения

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рисунок 7 – Схема применения алгоритма Random Forest для идентификации маркеров

Рисунок 8 – Схематичное изображение идентификации маркеров-репортеров с помощью аппаратнопрограммного комплекса и ПО с машинным обучением

Основные преимущества применения квантовых маркеров-репортёров заключаются в следующем:

1. Монодисперсность маркеров по размерам Отсутствие монодисперсности трассеров вносит существенные погрешности для

достоверного количественного анализа, поскольку частицы разного размера имеют разную скорость седиментации и, как следствие, разную относительную скорость течения в стволе скважины. Частицы малых размеров будут выноситься потоком флюида быстрее, чем частицы крупных размеров. Кроме этого, частицы разного размера отличаются своей способностью перемещаться с пластовым флюидом в пласте.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рисунок 9. Фотографии маркеров-репортеров с квантовыми точками в сканирующем электронном микроскопе VEGA TESCAN

2. Автоматизированная идентификация маркеров в пробах пластового флюида Идентификация маркеров осуществляется на автоматизированном программно-аппаратном

комплексе в режиме поштучного анализа без применения микроскопов. При анализе проб идентифицируется строгое количество маркеров-репортеров в штуках в каждой пробе, благодаря чему обеспечивается высокая точность исследований и исключаются ошибки, связанные с человеческим фактором.

3. Равномерный выход маркеров в течение продолжительного периода времени Маркеры-репортёры, вшитые в полимерную матрицу пропанта или гранулированного

композитного полимера для внутрискважинных кассет, обеспечивают устойчивость концентрации их выделения из полимерного покрытия.

4.Большое количество сигнатур (кодов) маркеров

Внастоящее время существует возможность синтеза более чем 60 уникальных сигнатур маркеров для гидрофильного и гидрофобного полимерного покрытий, что позволяет проводить единовременную диагностику и мониторинг значительного количества интервалов горизонтального ствола или ступеней МГРП

5.Отсутствие ограничений для применения маркеров в пластовых условиях

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Маркеры проявляют высокую физико-химическую устойчивость, а также устойчивость к воздействию агрессивных сред и пластовых термобарических условий.

Статистические профили

Маркерная технология диагностики профилей притока была применена более чем 60 горизонтальных скважинах в различных геологических и географических условиях.

Врезультате анализа статистических данных было установлено следующее [8]:

1)Профили притоков горизонтальных стволов (ГС) как правило меняются с течением времени;

2)Оценочное количество работающих портов в горизонтальной скважине с МГРП не превышает одной трети от общего количества ступеней;

3)Наиболее характерные профили притоков исследованных скважин:

J-образный (работает преимущественно «пяточная» часть горизонтальной секции (Рисунок 6);

L-образный (работает преимущественно «носочная» часть горизонтальной секции);

U-образный (работают преимущественно и «пяточная» и «носочная» части горизонтальной секции (Рисунок 5).

Рисунок 10 – U-образный профиль работы скважины Западной Сибири с 5-ступенчатым МГРП

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рисунок 11 – J-образный профиль работы скважины Западной Сибири с 5-ступенчатым МГРП

Заключение

Комбинированное использование ГДИС с возможностью моделирования трещин ГРП, высокотехнологичных методов для маркирования каждого порта своими уникальными кодами по нефти, воде и газу в нагнетательных и добывающих скважинах предоставляет уникальные возможности для решения прикладных задач по локализации остаточных запасов и поддержке эффективности разработки участка месторождения, а также способствует разработке методик по вовлечению в работу максимального количества ступеней МГРП.

Показано, что получение аналитических данных мониторинга работы горизонтальных скважин дает возможность решать задачи по разработке месторождений на качественно новом уровне, в том числе:

осуществлять визуализацию показателей выработки запасов;

управлять выработкой запасов участков пласта, в том числе путем регулирования приемистости нагнетательных скважин;

эффективно планировать геолого-технические мероприятия на исследуемых участках месторождений;

осуществлять обоснование оптимальной длины горизонтальных стволов и количества фрак-

портов;

адаптировать существующие геологические и гидродинамические модели с учетом аналитических данных распределения притока и др.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Литература

1. А. Д. Алексеев, А. А. Аниськин, Я. Е. Волокитин, М. С. Житный, Д. А. Карнаух, А. В. Хабаров/ Опыт и перспективы применения современных комплексов ГИС и ГДИС на месторождениях Салымской группы. "Инженерная практика". Выпуск 11-12' 2011.

2. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 780 с.

3. Валиуллин Р.А. Геофизические исследования и работы в скважинах: Т. 3: Исследования действующих скважин: Уфа: Информ-реклама, 2010. – 184 с.

4.A New Production Logging Tool Allows а Superior Mapping of the Fluid Velocities and Holdups Inside the Well Bore/H.D. Mustafa, Gh. Abdouche, O.H. Khedr [et al.]// SPE-93556-MS, 2005.

5.A successful introduction of a new tools configuration and analysis method for production logging in horizontal wells/ J.P. Torne, F.J. Arevalo, Ph.L. Jay [et al.]// SPE Conference Paper – 2011.

6.Kawasaki E. S., Player A. Nanotechnology, Nanomedicine, and the Development of New, Effective Therapies for Cancer. Nanomedicine: Nanotechnology, Biology, and Medicine. 2005;1 (2):101–109.

7.Alivisatos A. P., Gu W., Larabell C. Quantum Dots as Cellular Probes. Annu. Rev. Biomed. Eng. 2005;7:55–76.

8.Д.А. Шестаков; М.М. Галиев; ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» К.Н. Овчинников; Е.А. Малявко, ООО «ГеоСплит». Комплексный подход к эффективной разработке месторождений с применением интеллектуального мониторинга притока горизонтальных скважин. «Территория НЕФТЕГАЗ». Выпуск 6, 2019.