Федоров Константин Михайлович — доктор физико-математических наук, профессор, научный руководитель Физико-технического института. Scopus ID: 7006284104.
6, Володарского ул., Тюмень 625003
Konstantin M. Fedorov — Dr. Sci. (Phys.-Math.), Professor, Scientific advisor of the Institute of Physics and Technology. Scopus ID: 7006284104.
6, Volodarskogo str., 625003, Tyumen
Шевелев Александр Павлович — кандидат физико-математических наук, доцент, профессор кафедры моделирования физических процессов и систем. Scopus ID: 37013734300.
Тюмень, 6, Володарского ул., Тюмень 625003
Alexander P. Shevelev — Cand. Sci. (Phys.-Math.), Associate Professor, Professor, Department of Modeling of Physical Processes and Systems, Institute of Physics and Technology, Scopus ID: 37013734300.
6, Volodarskogo str., 625003, Tyumen
Гильманов Александр Янович* — кандидат физико-математических наук, старший преподаватель кафедры моделирования физических процессов и систем кафедры моделирования физических процессов и систем Физико-технического института. Scopus ID: 57205429154.
6, Володарского ул., Тюмень 625003
Alexander Y. Gilmanov — Cand. Sci. (Phys.-Math.), Senior Lecturer of the Department of Modeling of Physical Processes and Systems, Institute of Physics and Technology, Scopus ID: 57205429154.
6, Volodarskogo str., 625003, Tyumen
Изотов Алексей Александрович — руководитель проектного офиса по технологическому развитию.
79/1, Осипенко ул., Тюмень 625003
Alexey A. Izotov — head of the project office for technological development.
79/1, Osipenko str., 625002, Tyumen
Кобяшев Александр Вячеславович - главный менеджер. Scopus ID: 57200390853.
79/1, Осипенко ул., Тюмень 625003
Alexander V. Kobyashev — General manager, Scopus ID: 57200390853.
79/1, Osipenko str., 625002, Tyumen
Введение. Индикаторные исследования скважин были предложены для детализации геологической модели пласта в прошлом веке. Исследования заключаются в закачке слабоадсорбируемых трассеров — меток в нагнетательную скважину и отборе и анализе проб в ближайших добывающих скважинах. Ожидалось, что результаты исследований уточнят связь скважин и гидропроводность межскважинного пространства. Однако применение этих исследований показало, что трассер прорывается в добывающие скважины намного быстрее, чем прогнозировалось исходя из оценок фильтрационно-емкостных свойств пласта.
Цель. Разработка новой методики интерпретации индикаторных исследований скважин.
Материалы и методы. Проведено математическое моделирование процесса движения трассера по трещине автоГРП с учетом массообмена с пластом. Апробация предложенного алгоритма интерпретации результатов индикаторных исследований проведена на примере месторождения, расположенного в Западной Сибири. Продуктивный интервал находится в юрском интервале разреза васюганской свиты. В качестве трассера использовался водный раствор тиокарбамида с концентрацией 9%. Закачка проводилась через нагнетательную скважину XX74 в течение 3 ч. Масса закачанного трассера составила 1 т. Замеры в 6 реагирующих добывающих скважинах XX72, XX73, XX75, XX76, XX77, XX78 проводились в течение 75 дней. За этот период было отобрано 516 проб. Интерпретация результатов индикаторных исследований проведена по всем скважинам по разработанной методике.
Результаты. Получено численно-аналитическое решение задачи о движении оторочки трассера по трещине с учетом массообмена жидкостями с пластом и диссипации оторочки трассера. На основе этого решения была разработана новая методика интерпретации индикаторных исследований, которая позволяет определить большее число параметров техногенных трещин. Заключение. Обсуждаются примеры применения новой методики для определения параметров техногенных трещин. Показано наличие нескольких трещин, соединяющих нагнетательную и добывающие скважины. Установлено, что процесс образования таких трещин в пласте все еще продолжается.
Background. Tracer well tests were proposed in the last century as an approach for elaboration of detailed reservoir models. Such tests implied injecting weakly adsorbable tracers into an injection well followed by collection and analysis of samples in nearby production wells. The results were assumed to clarify well connectivity and inter-well hydraulic conductivity. However, practical application of these tests showed that the tracer penetrates into the production well much faster than predicted from estimates of the reservoir properties.
Aim. To develop a new technique for interpreting the results of tracer well tests.
Materials and methods. The process of tracer movement along a self-induced hydraulic fracture was simulated taking into account the mass transfer parameter. The developed algorithm for interpreting the results of tracer studies was tested in a deposit located in Western Siberia. The productive interval is located in the Jurassic interval of the Vasyugan Formation. An aqueous solution of thiocarbamide with a concentration of 9% was used as a tracer. Injection was carried out through injection well XX74 for 3 h. The mass of the injected tracer was 1 t. Measurements in six reacting production wells XX72, XX73, XX75, XX76, XX77, and XX78 were conducted for 75 days. During this time period, 516 samples were collected. In the first three days, 36 samples were extracted at equal time intervals; in the following two weeks, 90 samples were extracted also at equal time intervals; during the remaining days, measurements were conducted 2—3 times per week for each well. The results of the conducted studies were interpreted based on the developed methodology for all the wells.
Results. A numerical and analytical solution of the problem of tracer slug movement along the fracture was obtained. Account was taken of the mass transfer between the fluids and the layer, as well as the dissipation of the tracer slug. This solution was used as the basis for a new technique for interpreting the results of tracer well tests, which allows a greater number of fracture parameters to be determined.
Conclusion. The developed technique for determining the parameters of technogenic fractures was applied in practice. The presence of several fractures connecting injection and production wells is shown. It is established that the process of formation of such fractures in the reservoir is still ongoing.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.