RU2315863C2 - Method for multipay field survey and development - Google Patents

Abstract

FIELD: oil production, particularly to develop oil pool with porous fissured reservoir.

SUBSTANCE: method involves injecting flaw-detecting agent along with displacing agent into injection well at predetermined well head pressure, wherein the flaw-detecting agent has necessary concentration; recording flaw-detecting agent concentration in production wells. For that individual flaw-detecting agent having predetermined bottom pressure is injected in each reservoir of at least one injection well. Flaw-detecting agent concentration is recorded in production wells at corresponding reservoir outlet. After that main parameters of each reservoir, namely fissure (fissured break) presence, direction and volumes, as well as filtration rate, permeability, inefficiently injected water volume and hydrodynamic association of parameters are determined. Bottom pressure is changed during flaw-detecting agent injection at least for one injection well reservoir. Said process is continued up to reservoir parameter uncertainty elimination or up to optimal displacement agent injection pressure reaching.

EFFECT: increased information content and optimized reservoir pressure field.

28 cl, 7 dwg, 3 tbl, 6 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи углеводородов (нефтяной и/или газовой) с пористо-трещиноватым коллектором.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of hydrocarbon deposits (oil and / or gas) with a porous-fractured reservoir.

Известен способ (аналог) определения сообщаемости и фильтрационных свойств объектов многопластового месторождения природных газов (SU 1684491 А, Московский институт нефти и газа им. И.М.Губкина, 15.01.1991), при котором вводят в один из объектов (пласт) через нагнетательную скважину в носителе (в пластовом газе) индикатор, отсутствующий в природном газе, и осуществляют отбор проб из добывающих скважин другого объекта (пласта), затем по времени появления индикатора в продукции добывающей скважины судят о сообщаемости объектов, определяют эффективную емкость фильтрующих трещин и скорость фильтрации газа в трещине.There is a method (analog) for determining the connectivity and filtration properties of objects of a multilayer natural gas field (SU 1684491 A, IM Gubkin Moscow Institute of Oil and Gas, January 15, 1991), in which they are injected into one of the objects (layer) through an injection a well in the carrier (in formation gas) is an indicator that is absent in natural gas, and samples are taken from the production wells of another object (formation), then, by the time the indicator appears in the production of the production well, the objects are communicated and the effective filter crack capacity and gas filtration rate in the crack.

Известен способ (аналог) определения характера фильтрации жидкости в пласте (SU 1473405 А1, Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт по добыче и переработке сероводородсодержащих газов, 30.01.1994), основанный на закачке индикатора в нагнетательную скважину и последующем его определении в отбираемой из добывающей скважины продукции, причем для исключения деструкции индикатора и сорбции его породой в качестве индикатора в нагнетательную скважину закачивают предварительно введенные в клетки микроорганизмов флюорохромы (различные окрашиватели), устойчивые к пластовой жидкости (биомассу микроорганизмов).A known method (analogue) of determining the nature of fluid filtration in the reservoir (SU 1473405 A1, Volga-Ural Research and Design Institute for the production and processing of hydrogen sulfide-containing gases, 01/30/1994), based on the injection of the indicator into the injection well and its subsequent determination in the selected from the producing well of the product, and in order to exclude the destruction of the indicator and its sorption by the rock as an indicator, fluorochromes previously injected into the cells of microorganisms are pumped into the injection well (times personal stains), resistant to formation fluid (biomass of microorganisms).

Известен способ (аналог) контроля разработки многопластовых нефтяных месторождений (SU 1730442 А1, Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности, 30.04.1992), включающий отбор проб добываемой жидкости из каждого нефтеносного пласта и продукции скважины, затем определяют в водной фазе проб содержание химических компонентов, закачивают в нефтеносные пласты поочередно водные растворы тех же химических компонентов (например, растворы галоидов и нитратов щелочных металлов) и по изменению их концентрации в пробах продукции скважины судят о фильтрационных характеристиках нефтеносных пластов и их относительном водном дебите.A known method (analog) of monitoring the development of multilayer oil fields (SU 1730442 A1, Bashkir State Research and Design Institute of the Oil Industry, 04/30/1992), including sampling the produced fluid from each oil reservoir and well production, is then determined in the aqueous phase of the samples the content of chemical components, alternately aqueous solutions of the same chemical components (for example, solutions of halogens and nitrates of alkali metals) are pumped into oil-bearing strata and by changing their concentration Fraction in samples of well production judges the filtration characteristics of oil reservoirs and their relative water production.

Известен способ (аналог) разработки многопластового нефтяного месторождения с коллекторами различного типа строения (RU 2072031 С1, Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности, 20.01.1997), включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции из добывающих скважин, определяют для каждого из пластов интенсивность перетока жидкости из матрицы в трещины, емкость трещинной системы, пористость и проницаемость матрицы и трещин, раскрытость трещин (горизонтальных и вертикальных) в зависимости от забойного и пластового давлений, затем выделяют интервал оптимальных значений давлений нагнетания и пластовых давлений в зонах закачки и отбора.A known method (analogue) of the development of a multilayer oil field with reservoirs of various types of structures (RU 2072031 C1, Tatar State Scientific Research and Design Institute of the Oil Industry, 01.20.1997), including the separate injection of a displacing agent through injection wells and joint selection of products from production wells , determine for each of the layers the intensity of fluid flow from the matrix into the cracks, the capacity of the fracture system, the porosity and permeability of the matrix and cracks, openness reschin (horizontal and vertical) depending on the downhole formation pressures and then isolated interval optimal values injection pressures and reservoir pressures in the zones of injection and sampling.

Известен способ (аналог) исследования жидкофазных динамических процессов в пластах (нефтяных и водоносных) с аномально низким давлением (RU 2164599 С1, ОАО "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" ОАО "Газпром", 27.03.2001), включающий использование индикаторов нескольких цветов в виде жидкой суспензии микрогранул, состоящих из смеси поликонденсационной смолы и органического люминесцирующего вещества, каждый из которых (индикатор одного цвета) закачивают в соответствующую нагнетательную скважину и отбирают пробу из наблюдательных скважин, определяя концентрацию индикатора каждого цвета, затем по найденному множеству значений изменения концентрации индикатора каждого цвета во времени в призабойной зоне пласта определяют его емкостно-фильтрационные свойства и направления жидкофазных потоков.A known method (analogue) of the study of liquid-phase dynamic processes in formations (oil and aquifers) with abnormally low pressure (RU 2164599 C1, OJSC "North Caucasus Scientific Research Design Institute of Natural Gases" OAO "Gazprom", March 27, 2001), including the use of indicators of several colors in the form of a liquid suspension of microgranules, consisting of a mixture of polycondensation resin and an organic luminescent substance, each of which (indicator of the same color) is pumped into the corresponding injection well and selected sample from observation wells, determining the concentration of each color of the indicator, then the set of values based on the found indicator concentration change of each color over time in the bottomhole formation zone determined its capacitively-filtration properties and directions of the liquid-phase flows.

Известен способ (аналог) определения динамических процессов в газовой среде (RU 2256793 С1, ОАО "ВНИПИГАЗДОБЫЧА ", 20.07.2005) по наличию индикатора и его количественной концентрации в пробе газа из газовой среды продуктивных и/или контрольных скважин, причем в качестве индикатора используют метанол, или этанол, или гликоли, при этом индикатор вводят в газовую среду предварительно в процессе ее подготовки перед размещением на хранение или непосредственно в продуктивный пласт в количестве, необходимом для обеспечения концентрации в газовой среде этанола или метанола или гликолей.A known method (analogue) of determining dynamic processes in a gas environment (RU 2256793 C1, OAO VNIPIGAZDOBYCHA, July 20, 2005) by the presence of an indicator and its quantitative concentration in a gas sample from a gas medium from productive and / or control wells, and use as an indicator methanol, or ethanol, or glycols, and the indicator is introduced into the gaseous medium before it is prepared before storage or directly into the reservoir in the amount necessary to ensure the concentration in the gaseous medium nol or methanol or glycol.

Известна технология ОРРНЭО (http://www.oil-info.ru/content/view/119/51./) - способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации (RU 2211311 С2, ООО НИИ "СибГеоТех", ООО НИИ «Газлифт», 27.08.2003), которая позволяет обеспечивать для каждого разнопроницаемого пласта дифференцированный (индивидуальный) режим (забойное давление) с помощью многопакерной секционной установки.The well-known technology ORRNEO (http://www.oil-info.ru/content/view/119/51./) - a method for simultaneous and separate development of several production facilities and a well installation for its implementation (RU 2211311 C2, LLC Research Institute "SibGeoTech ", Research Institute" Gazlift ", 08.27.2003), which allows to provide for each differently permeable formation differentiated (individual) mode (bottomhole pressure) using a multi-pack sectional unit.

Известен способ (прототип) разработки нефтяного месторождения, представленного пористо-трещиноватым коллектором (RU 2171368 С1, ОАО "Нефтяная компания "Черногорнефтеотдача", 27.07.2001), включающий закачку воды через нагнетательные скважины с контролем объема и давления закачки и отбор нефти через добывающие скважины с контролем объема отбора, пластового давления, соотношения воды и нефти и прогнозирование изменения показателей, причем закачку воды через нагнетательные скважины осуществляют внутри контура, а перед достижением пороговых значений, в пределах рентабельной разработки, показателей закачки воды и отбора нефти проводят трассерные исследования для выявления каналов, соединяющих нагнетательные скважины с добывающими, затем проводят их закупорку и образование новых каналов путем временного увеличения давления закачки, после чего воду в нагнетательные скважины закачивают в объеме, равном объему отбора нефти из добывающих скважин в пластовых условиях.A known method (prototype) of the development of an oil field represented by a porous-fractured reservoir (RU 2171368 C1, OJSC Oil Company Chernogornefteotdach, 07/27/2001), including water injection through injection wells with control of the volume and pressure of injection and oil selection through production wells with control of the volume of production, reservoir pressure, the ratio of water and oil and predicting changes in indicators, moreover, water is pumped through injection wells inside the circuit, and before reaching the threshold values d, within the framework of cost-effective development, indicators of water injection and oil extraction, tracer studies are carried out to identify the channels connecting the injection wells to the producers, then they are blocked and new channels are formed by temporarily increasing the injection pressure, after which water is pumped into the injection wells in volume, equal to the volume of oil withdrawal from production wells in reservoir conditions.

Недостатками указанных способов является невозможность исследования многопластовых объектов разработки (обычно он состоит из нескольких продуктивных пластов) и оптимизации режимов закачки на нагнетательных скважин и режимов добычи углеводородов на добывающих скважин, с помощью которых эксплуатируется исследуемый объект разработки. В таких условиях известный способ исследования не позволяет определить, какой из пластов исследован, то есть данный вид исследования отражает лишь интегральную характеристику объекта, не давая ответа дифференциально по каждому из продуктивных пластов.The disadvantages of these methods is the inability to study multilayer development sites (usually it consists of several productive formations) and to optimize injection modes at injection wells and hydrocarbon production modes at production wells, with which the studied development object is operated. Under such conditions, the known method of research does not allow to determine which of the strata is studied, that is, this type of research reflects only the integral characteristic of the object, without giving a differential answer for each of the productive strata.

Предлагаемое решение позволяет устранить этот недостаток.The proposed solution eliminates this drawback.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки многопластового месторождения углеводородов, которая достигается за счет принятия обоснованных решений на основе более полной и достоверной информации об исследуемых пластах объекта разработки, а также за счет оптимизации поля пластовых давлений для каждого из разрабатываемых пластов, что в конечном итоге приводит к увеличению коэффициента извлечения углеводородов как для отдельного пласта, так и для нескольких пластов многопластового месторождения.The aim of the invention is to increase the efficiency of development of a multilayer hydrocarbon field, which is achieved by making informed decisions based on more complete and reliable information about the studied reservoirs of the development object, as well as by optimizing the reservoir pressure field for each of the developed reservoirs, which ultimately leads to an increase in the hydrocarbon recovery coefficient both for an individual layer and for several layers of a multilayer field.

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что закачивают, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентом трассирующий агент требуемой концентрации и регистрируют его концентрации (с предварительным фоновым отбором жидкости) на добывающих скважинах (вскрывающих, эксплуатирующих) тот же пласт. Причем в каждый из исследуемых пластов закачивают при заданном забойном давлении индивидуальный трассирующий агент, после чего регистрируют (периодически или непрерывно) концентрацию трассирующего агента, закачиваемого в нагнетательную скважину в скважинах, добывающих углеводороды из соответствующего исследуемого пласта. Затем определяют основные параметры каждого пласта (наличие, ориентацию и объемы трещин и разрывных нарушений, скорость фильтрации по ним; их проницаемость, объем непроизводительно закачиваемой воды) и гидродинамическую связь их друг с другом (с соседними пластами) и устанавливают оптимальные давления нагнетания вытесняющего агента. Повторяют этот процесс при другом забойном давлении и/или при другом трассирующем агенте, продолжая его до устранения неопределенности в параметрах пластов или до достижения оптимального давления нагнетания вытесняющего агента.The essence of the proposed method lies in the fact that at least one injection well is injected at a given wellhead pressure along with a displacing agent, a tracing agent of the required concentration and its concentration (with preliminary background selection of liquid) is recorded in production wells (opening, operating) same layer. Moreover, an individual tracing agent is pumped into each of the studied formations at a given bottomhole pressure, after which the concentration of the tracing agent injected into the injection well in wells producing hydrocarbons from the corresponding studied formation is recorded (periodically or continuously). Then, the main parameters of each formation are determined (the presence, orientation and volumes of cracks and discontinuous faults, the filtration rate along them; their permeability, the volume of unproductively injected water) and their hydrodynamic connection with each other (with neighboring layers) and the optimal discharge pressure of the displacing agent is established. Repeat this process with a different bottomhole pressure and / or with a different tracing agent, continuing it until the uncertainty in the parameters of the reservoirs is eliminated or until the optimum discharge pressure of the displacing agent is reached.

Для реализации способа могут быть использованы отдельные технические решения.To implement the method, individual technical solutions can be used.

Регистрируют концентрацию индивидуального трассирующего агента, закачиваемого через нагнетательную скважину в определенный пласт, на устье взаимодействующей с ней добывающей скважины, вскрывающей один и тот же соответствующий пласт, путем многократного отбора проб жидкости до и после закачки трассирующего агента, при этом определяют основные параметры пласта - наличие, ориентацию и объемы трещин, скорость фильтрации по ним, их проницаемость, объем непроизводительно нагнетаемой воды, а также гидродинамическую связь этого пласта с другими пластами, в которые были закачены другие трассирующие агенты.The concentration of an individual tracer agent injected through an injection well into a specific formation is recorded at the mouth of a producing well interacting with it, revealing the same corresponding formation by repeatedly taking fluid samples before and after injection of the tracer, and the main formation parameters are determined - the presence of , the orientation and volume of the cracks, the filtration rate along them, their permeability, the volume of unproductively injected water, as well as the hydrodynamic connection of this formation with other their beds, which were in the up- and other tracer agents.

Через несколько нагнетательных скважин, каждая из которых вскрывает отдельный пласт, закачивают индивидуальный трассирующий агент при заданном устьевом давлении или группируют скважины по пластам и закачивают одновременно или поочередно индивидуальный трассирующий агент в каждый из выделенных пластов при заданном забойном давлении.Through several injection wells, each of which reveals a separate formation, an individual tracer is injected at a given wellhead pressure or wells are grouped into layers and an individual tracer is pumped simultaneously or alternately into each of the selected formations at a given bottomhole pressure.

Через одну нагнетательную скважину, которая вскрывает одновременно несколько пластов, закачивают несколько индивидуальных трассирующих агентов при заданном устьевом давлении и/или при заданных забойных давлениях на каждом пласте.Through one injection well, which opens several layers at the same time, several individual tracing agents are pumped at a given wellhead pressure and / or at specified bottomhole pressures on each formation.

Нагнетательную скважину, которая вскрывает одновременно несколько пластов, оснащают компоновкой для поочередной или одновременно-раздельной закачки, при этом каждый пласт оснащен своей секцией, изолирующей его от других пластов пакером, и при заданном для каждого пласта забойном давлении одновременно или поочередно закачивают индивидуальные трассирующие агенты для каждого пласта, при этом управляют процессом закачки с помощью специальных регуляторов и/или контролируют процесс с помощью автономных приборов, установленных в скважинных камерах на соответствующих секциях.An injection well, which opens several layers at the same time, is equipped with an arrangement for sequential or simultaneous-separate injection, with each layer having its own section isolating it from other layers with a packer, and at a given bottomhole pressure for each layer, individual tracer agents are injected for each layer, while controlling the injection process using special controllers and / or controlling the process using stand-alone devices installed in the well cameras in the appropriate sections.

В качестве трассирующего агента используют соли, устойчивые в пластовых баротермических условиях и не адсорбирующиеся на породах пласта - роданиты, флуоресцеин натрия, родамин, нитраты щелочных металлов, сульфаты щелочных металлов, фосфаты щелочных металлов, а также радиоактивные изотопы с заданными периодами полураспада.As a tracing agent, salts are used that are stable in reservoir barothermal conditions and are not adsorbed on the formation rocks - rhodanites, sodium fluorescein, rhodamine, alkali metal nitrates, alkali metal sulfates, alkali metal phosphates, as well as radioactive isotopes with predetermined half-lives.

Изменяют значение забойного давления при закачке трассирующего агента, по меньшей мере, для одного из пластов одной нагнетательной скважины, при этом проводят трассерные исследования на различных заданных забойных давлениях, на основе которых определяют значения критических давлений, при которых происходит скачок увеличения трещин, и устанавливают оптимальные давления нагнетания, меньшие критических, обеспечивающих максимальный коэффициент охвата и/или коэффициент заводнения.The value of the bottomhole pressure during injection of the tracer is changed for at least one of the layers of one injection well, while tracer studies are carried out at various predetermined bottomhole pressures, based on which the critical pressures are determined at which a jump in the increase in cracks occurs and the optimal discharge pressures lower than critical, providing the maximum coverage coefficient and / or water flooding coefficient.

Многократно - периодически (дискретно) в ручном или непрерывно в автоматизированном режиме - регистрируют в добывающих скважинах появление и концентрацию закачанного в каждый из пластов индивидуального трассирующего агента, причем его регистрируют на устье или на выходе из каждого соответствующего пласта непосредственно в соответствующей изолированной секции компоновки или путем раздельного отбора продукции из каждого изолированного пласта.Repeatedly - periodically (discretely) manually or continuously in an automated mode - the occurrence and concentration of an individual tracer injected into each of the formations is recorded in production wells, and it is recorded at the mouth or at the outlet of each corresponding formation directly in the corresponding isolated section of the layout or by separate selection of products from each isolated formation.

Предварительно путем гидропрослушивания исследуемого пласта выявляют добывающие скважины, взаимодействующие через него (исследуемый пласт), с соответствующим пластом (исследуемый пласт), в который производят закачку, по меньшей мере, одного трассирующего агента, по меньшей мере, через одну нагнетательную скважину, после чего регистрируют концентрацию закачиваемого трассирующего агента только в этих взаимодействующих добывающих скважинах.Preliminarily, by means of hydraulic listening of the test formation, production wells interacting through it (test formation) with a corresponding formation (test formation) are identified, into which at least one tracer is injected through at least one injection well, and then recorded the concentration of the injected tracer in these interacting production wells only.

Для его реализации используют систему скважин, оборудованных многопакерными (пакерными) секционными (многосекционными) компоновками для одновременно-раздельной закачки вытесняющего агента в несколько пластов (через индивидуальные соответствующие данному пласту секции) и/или для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов из нескольких пластов (через индивидуальные соответствующие данному пласту секции), при этом на заданных режимах закачивают индивидуальный трассирующий агент через соответствующую секцию в отдельный пласт, вскрытый нагнетательной скважиной, а регистрируют этот трассирующий агент на выходе из этого же пласта через соответствующую секцию в добывающей скважине.For its implementation, a well system is used that is equipped with multi-packer (packer) sectional (multi-sectional) layouts for simultaneous and separate injection of the displacing agent into several reservoirs (through individual sections corresponding to a given reservoir) and / or for simultaneous and separate production of reservoir fluids from several reservoirs (through individual sections corresponding to the given formation), while at the given modes the individual tracer is pumped through the corresponding section into a separate layer, in hidden by the injection well, and register this tracer agent at the exit from the same formation through the corresponding section in the producing well.

Определяют гидродинамическую связь пластов или перетоки между пластами, закачивая трассирующий агент в один из пластов нагнетательной скважины и регистрируя его появление в другом пласте добывающей скважины.The hydrodynamic connection between the strata or flows between the strata is determined by pumping a tracer into one of the strata of the injection well and registering its appearance in the other stratum of the producing well.

Устанавливают перед исследованиями и/или после исследований с помощью трассирующих агентов взаимодействие скважин через разрывные нарушения путем адаптации геолого-гидродинамической модели, обеспечивая согласование расчетных и фактических показателей - давления и добычи пластовых флюидов, скорости фильтрации трассирующих агентов, при этом определяют гидравлическую связь по динамике заводнения коллекторов, выявляя систему трещин, по которым движется основной поток закачиваемой воды, определяют застойные зоны, зоны извлекаемых, трудноизвлекаемых и неизвлекаемых запасов углеводородов, причем в зонах, не охваченных заводнением, на основе дополнительных гидродинамических исследований определяют распространение пластовых вод любой природы или мигрирующего газа или их перетоки между пластами.Before the research and / or after research with the help of tracing agents, the interaction of the wells through discontinuous disturbances is established by adapting the geological and hydrodynamic model, ensuring the coordination of the calculated and actual indicators - pressure and production of formation fluids, the filtration rate of the tracing agents, and the hydraulic connection is determined by the waterflooding dynamics collectors, revealing a system of cracks along which the main flow of injected water moves, determine stagnant zones, zones of extracted, labor bottom-recoverable and non-recoverable hydrocarbon reserves, and in areas not covered by flooding, on the basis of additional hydrodynamic studies determine the distribution of formation water of any nature or migrating gas or their flow between the layers.

Регистрируют трассирующие агенты в добывающих скважинах, продукция которых имеет обводненность и/или темп обводнения выше заданных значений, при этом заданное значение обводненности и/или заданное значение темпа изменения обводненности определяют по среднему значению для добывающих скважин, взаимодействующих с нагнетательной скважиной (по группе скважин, добывающих углеводороды из этого пласта).Tracer agents are recorded in production wells, the products of which have a water cut and / or water cut rate higher than the specified values, while the set water cut value and / or the set value of the water cut change rate is determined by the average value for production wells interacting with the injection well (according to the group of wells, producing hydrocarbons from this reservoir).

В качестве индивидуального трассирующего агента используют характерные компоненты вытесняющего агента, отличающие их от флюидов соответствующего пласта, которые регистрируют в добывающих скважинах без или с одновременной регистрацией характерных компонент флюидов соответствующего пласта, после чего анализируют их или их отношение или отношение специально созданных групп и выявляют происхождение вытесняющего агента в добываемой продукции.As an individual tracing agent, the characteristic components of the displacing agent are used, which distinguish them from the fluids of the corresponding formation, which are recorded in production wells without or with the simultaneous registration of the characteristic components of the fluids of the corresponding formation, after which they or their ratio or the ratio of specially created groups is analyzed and the origin of the displacing agent in the extracted products.

Дополнительно к регистрации трассирующих агентов регистрируют концентрацию характерных компонентов нагнетаемой воды, отличающих ее от воды соответствующего пласта.In addition to registering tracing agents, the concentration of the characteristic components of the injected water, which distinguishes it from the water of the corresponding reservoir, is recorded.

Регистрируют в воде концентрацию катионов - Na^- или Са^-, или Mg^--, или К^-, или Li^-, или Sr^--, или Ва^--, или V^---, или Mn^--, или Fe^--, или Ва^--, или NH₄ ^-, или SiO₂ ^- и/или анионов - Cl', или СО₃", или НСО₃", или SO₄", или ВО₃', или F', или I', или Br', или SiO₂'.The concentration of cations - Na ^- or Ca ^- , or Mg ^- , or K ^- , or Li ^- , or Sr ^- , or Ba ^- , or V ^--- , or Mn ^- , or Fe ^{- is} recorded in water ^. or Ba ^- , or NH ₄ ^- , or SiO ₂ ^- and / or anions - Cl ', or CO ₃ ", or HCO ₃ ", or SO ₄ ", or BO ₃ ', or F ', or I' or Br 'or SiO ₂ '.

Дополнительно к регистрации трассирующих агентов регистрируют концентрацию характерных компонентов нагнетаемого газа, идентифицирующих его от природного или попутного газа соответствующего пласта.In addition to registering tracing agents, the concentration of the characteristic components of the injected gas, identifying it from natural or associated gas of the corresponding formation, is recorded.

Через нагнетательные скважины нагнетают вытесняющий агент с характерными компонентами при заданных забойных давлениях, значения которых для каждого пласта соответствуют забойным давлениям в процессе предшествующего или прогнозируемого рекомендуемого рабочего режима нагнетания вытесняющего агента, после чего по динамике изменения концентрации характерных компонентов определяют параметры пласта и/или устанавливают оптимальное давление нагнетания.A displacement agent with characteristic components is injected through injection wells at specified bottomhole pressures, the values of which for each formation correspond to bottomhole pressures during the previous or predicted recommended operating mode of displacement agent injection, after which the formation parameters are determined from the dynamics of the concentration of characteristic components and / or the optimum discharge pressure.

Через нагнетательные скважины нагнетают вытесняющий агент с трассирующим агентом при забойных давлениях, значения которых для каждого пласта соответствуют забойным давлениям в процессе предшествующего или прогнозируемого рекомендуемого рабочего режима нагнетания вытесняющего агента, после чего по динамике изменения концентрации трассирующего агента определяют параметры пласта и/или устанавливают оптимальное давление нагнетания.A displacing agent with a tracer is injected through injection wells at bottomhole pressures, the values of which for each formation correspond to bottomhole pressures during the previous or predicted recommended operating mode of displacement agent injection, after which the formation parameters are determined from the dynamics of the concentration of the tracing agent and / or the optimal pressure is established injection.

Трассирующий агент нагнетают при заданной динамике изменения забойных давлений и регистрируют трассирующие агенты в добывающих скважинах, после чего по динамике изменения их концентрации определяют параметры пласта и/или оптимальное давление нагнетания.The tracer agent is injected at a given rate of change in bottomhole pressure and tracer agents are recorded in production wells, after which the formation parameters and / or optimal injection pressure are determined by the dynamics of change in their concentration.

Вытесняющий агент с характерными компонентами нагнетают при заданной динамике изменения забойных давлений и регистрируют характерные компоненты в добывающих скважинах, после чего по динамике изменения их концентрации определяют параметры пласта и/или оптимальное давление нагнетания.A displacing agent with characteristic components is injected at a given dynamics of bottomhole pressure changes and characteristic components are recorded in production wells, after which the formation parameters and / or optimal injection pressure are determined by the dynamics of their concentration changes.

Каждую секцию компоновки для одновременно-раздельной закачки вытесняющего агента оснащают системой, непрерывно или эпизодически дозирующей индивидуальный для данного пласта трассирующий агент.Each section of the layout for simultaneous-separate injection of the displacing agent is equipped with a system that continuously or occasionally dispenses an individual tracer for this formation.

По меньшей мере, одну секцию компоновки для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов оснащают системой, непрерывно или эпизодически регистрирующей появление или концентрацию, по меньшей мере, одного заданного трассирующего агента, закаченного в данный или в другие пласты.At least one section of the layout for simultaneous and separate production of reservoir fluids is equipped with a system that continuously or occasionally registers the appearance or concentration of at least one predetermined tracer agent injected into this or other reservoirs.

По меньшей мере, одну секцию компоновки для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов оснащают системой, непрерывно или эпизодически регистрирующей появление или концентрацию, по меньшей мере, одного заданного характерного компонента, закаченного в данный или в другие пласты.At least one section of the layout for simultaneous and separate production of reservoir fluids is equipped with a system that continuously or occasionally registers the appearance or concentration of at least one predetermined characteristic component injected into this or other reservoirs.

По меньшей мере, одну секцию компоновки для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов оснащают системой непрерывного или эпизодического отбора глубинной пробы флюидов, поступающих из соответствующего пласта.At least one section of the layout for simultaneous and separate production of reservoir fluids is equipped with a system for continuous or occasional sampling of a deep sample of fluids coming from the corresponding reservoir.

Для каждого пласта определяют преимущественную ориентацию фильтрации пластовых флюидов или поле пластовых давлений, или соответствующие розы-диаграммы для трассерных агентов на одном или нескольких режимах, после чего выбирают и устанавливают оптимальные забойные давления для каждой из его нагнетательной и добывающей скважины.For each formation, the preferred orientation of the filtration of formation fluids or the field of reservoir pressures, or the corresponding rose diagrams for tracer agents in one or several modes, is determined and then the optimal bottomhole pressures for each of its injection and production wells are selected and set.

По данным, полученным в результате исследований, для каждой нагнетательной скважины выбирают и устанавливают оптимальные забойные давления для каждого пласта и/или разукрупняют эксплуатируемые ею объекты, разделяя разнопроницаемые пласты друг от друга и выравнивая профиль приемистости.According to the data obtained as a result of research, for each injection well, the optimal bottomhole pressures for each formation are selected and installed and / or the objects operated by it are disaggregated, separating different-permeable formations from each other and aligning the injectivity profile.

По данным, полученным в результате исследований, для каждой добывающей скважины выбирают оптимальные забойные давления для каждого пласта и/или разукрупняют эксплуатируемые ею объекты, разделяя пласты с разным коэффициентом охвата друг от друга и выравнивая профиль притока, и/или переводят в категорию нагнетательных отдельные добывающие скважины.According to the data obtained as a result of the research, for each production well, the optimal bottomhole pressures for each formation are selected and / or the facilities operated by it are disaggregated, separating the formations with different coverage ratios from each other and aligning the inflow profile, and / or individual production wells are transferred to the injection category wells.

На фиг.1-6 приведены конкретные схемы реализации предлагаемого способа. При этом поз.1 показана колонна труб нагнетательной скважины, поз.2 - лифт добывающей скважины, поз.3 - скважинная камера, поз.4 - пакер, поз.5 - разъединитель колоны, поз.6 - регулятор, поз.7 - заглушка для насосно-компрессорных труб.Figure 1-6 shows specific implementation schemes of the proposed method. In this case, pos. 1 shows the string of pipes of the injection well, pos. 2 - lift of the producing well, pos. 3 - well chamber, pos. 4 - packer, pos. 5 - disconnector of the column, pos. 6 - regulator, pos. 7 - plug. for tubing.

На фиг.7-12 приведены конкретные примеры, иллюстрирующие предлагаемый способ.7-12 are specific examples illustrating the proposed method.

На фиг.1 изображено одновременное нагнетание нескольких (N) индивидуальных трассирующих агентов через несколько нагнетательных скважин, каждая из которых вскрывает по одному пласту, и регистрация их в добывающих скважинах, вскрывающих более одного пласта.Figure 1 shows the simultaneous injection of several (N) individual tracer agents through several injection wells, each of which reveals one layer, and registering them in production wells that open more than one layer.

На фиг.2 изображено нагнетание одного вида трассирующего агента через одну нагнетательную скважину, вскрывающую одновременно несколько пластов, и регистрация их в продукции, извлекаемой через несколько добывающих скважин, каждая из которых вскрывает по одному пласту.Figure 2 shows the injection of one type of tracer through one injection well, opening several layers at the same time and registering them in products extracted through several production wells, each of which opens one layer.

На фиг.3 изображена закачка нескольких видов индивидуальных трассеров через нагнетательную скважину, вскрывающую несколько пластов, при этом используется компоновка для одновременно, раздельной закачки и каждый из пластов оснащен своей секцией изолирующих пакеров. С другой стороны, производится регистрация трассирующих агентов на добывающих скважинах, оборудованных компоновками для одновременно-раздельной или поочередной добычи.Figure 3 shows the injection of several types of individual tracers through an injection well opening several layers, while the layout is used for simultaneous, separate injection and each of the layers is equipped with its own section of insulating packers. On the other hand, tracer agents are registered in production wells equipped with arrangements for simultaneous-separate or sequential production.

На фиг.4 изображена система с использованием:Figure 4 shows a system using:

- специальной компоновки нагнетательной скважины для дозирования индивидуального трассирующего агента в каждый из пластов через автономный глубинный дозатор (11) или с поверхности через шланг (10) и- a special arrangement of the injection well for dispensing an individual tracer agent into each of the formations through an autonomous deep dispenser (11) or from the surface through a hose (10) and

- специально оборудованной добывающей скважины с автоматизированной регистрацией индивидуального трассера на выходе из соответствующего пласта в автономном глубинном приборе (9) без или с помощью кабеля (поз.8) и/или в поверхностном регистраторе для индивидуального трассирующего агента (12).- a specially equipped production well with automated registration of an individual tracer at the outlet of the corresponding formation in an autonomous downhole tool (9) without or using a cable (pos. 8) and / or in a surface recorder for an individual tracer agent (12).

На фиг.5 изображена гидродинамическая связь и перетоки из одного пласта в другой, определяемая с помощью скважин, оборудованных компоновками для одновременно-раздельной или поочередной закачки и одновременно-раздельной или поочередной добычи.Figure 5 shows the hydrodynamic connection and flows from one formation to another, determined using wells equipped with arrangements for simultaneous-separate or alternate injection and simultaneously-separate or alternate production.

На фиг.6 в качестве примера показана роза-диаграмма приведенных скоростей прохождения трассеров: роданистого аммония (поз.13), флуоресцеин натрия (поз.14) по пласту АС₁₀, и тринатрийфосфата (поз.15), эозина (поз.16) по пласту АС₁₁, поз.17 и поз.18 на чертеже обозначены соответственно добывающие и нагнетательные скважины, поз.19 - тектонические разломы.Fig. 6 shows, by way of example, a rose diagram of reduced tracer speeds: ammonium thiocyanate (key 13), sodium fluorescein (key 14) over the AC ₁₀ formation, and trisodium phosphate (key 15), eosin (key 16) along the reservoir AC ₁₁ , pos. 17 and pos. 18, the production and injection wells are indicated in the drawing, respectively, pos. 19 - tectonic faults.

При совместной эксплуатации двух слоисто-неоднородных пластов (двойные пористые среды) первым обводняется пласт с более высокой проницаемостью. Пока в нем идет процесс бесполезной многократной прокачки воды (не исключено, что и с частичной отмывкой остаточной нефти), в менее проницаемом пласте с временной задержкой (обратно пропорциональной проницаемости) продолжается вытеснение нефти водой.In the joint operation of two layered inhomogeneous formations (double porous media), a formation with a higher permeability is first flooded. While it is undergoing a process of useless multiple pumping of water (it is possible that with partial washing of the residual oil), oil is displaced by water in a less permeable formation with a time delay (inversely proportional to permeability).

Кроме вертикальной существует и площадная неоднородность, которая обусловлена не только геологическими процессами в ходе седиментации осадков (например, палеоостровки с малой проницаемостью связанных между собой рукавам палеодельты с более высокой проницаемостью) и тектонических подвижек (разрывные нарушения), но и техногенными процессами. При повышении давления нагнетания в пласт воды более чем давление разрыва пласта увеличивается вероятность образования вокруг нее техногенных высокопроницаемых каналов, по которым преимущественно движется вода в сторону добывающих скважин. При этом между каналами могут оставаться большие целики нефти и, несмотря на их потенциальную подвижность, они остаются не охваченными воздействием (не дренируемые).In addition to vertical, there is also an area heterogeneity, which is caused not only by geological processes during sedimentation of sediments (for example, paleo islands with low permeability of interconnected paleodelts with higher permeability) and tectonic movements (discontinuous disturbances), but also by technogenic processes. With an increase in the injection pressure of water into the formation by more than the pressure of the formation rupture, the likelihood of the formation of man-made highly permeable channels around it, through which water primarily moves towards production wells, increases. At the same time, large oil pillars may remain between the channels and, despite their potential mobility, they remain unaffected (not drained).

На практике при разработке многопластового месторождения чаще всего отсутствует достоверная информация для моделирования процессов фильтрации флюидов и определения оптимального распределения поля пластовых давлений и в лучшем случае можно задать лишь вектор изменения пластового давления, определяемый по статистическим данным на отдельных скважинах, из группы скважин, взаимодействующих через пласт. Данное техническое решение направлено на развитие этого направления [1] управления фильтрационными потоками за счет адаптивного изменения поля пластовых давлений.In practice, when developing a multilayer field, reliable information is most often not available for modeling fluid filtration processes and determining the optimal distribution of the reservoir pressure field, and in the best case, you can only set the reservoir pressure change vector, determined from statistical data for individual wells, from the group of wells interacting through the reservoir . This technical solution is aimed at the development of this direction [1] control of filtration flows due to adaptive changes in the reservoir pressure field.

При этом в качестве основной информации используются результаты трассерных (индикаторных) исследований, возможности которых значительно возрастают при использовании технологии ОРРНЭО (RU 2211311 С2, ООО НИИ "СибГеоТех", ООО НИИ «Газлифт», 27.08.2003).At the same time, the results of tracer (indicator) studies are used as basic information, the capabilities of which significantly increase when using ORRNEO technology (RU 2211311 C2, LLC Research Institute SibGeoTech, LLC Research Institute Gazlift, 08.27.2003).

Закачку трассирующего агента производят через несколько нагнетательных скважин, каждая из которых вскрывает отдельный пласт. Или в каждую из этих скважин или группу скважин, вскрывающих один и тот же пласт, закачивают индивидуальный трассирующий агент (фиг.1).The tracer is injected through several injection wells, each of which reveals a separate formation. Or, into each of these wells or a group of wells that open the same formation, an individual tracer is pumped (Fig. 1).

При закачке трассирующего агента через одну нагнетательную скважину, вскрывающую одновременно несколько пластов, добычу ведут самостоятельной сеткой добывающих скважин на каждом пласте (фиг.2).When pumping a tracer agent through one injection well, opening several layers at the same time, production is carried out by an independent grid of production wells on each layer (Fig. 2).

Для закачки трассера через нагнетательную скважину, вскрывающую несколько пластов, используется компоновка для одновременно-раздельной закачки, при этом каждый из пластов оснащен своей секцией изолирующих пакеров (фиг.3).To download the tracer through an injection well opening several layers, an arrangement for simultaneous-separate injection is used, with each of the layers equipped with its own section of insulating packers (Fig. 3).

Эти решения позволяют значительно сократить время исследования, поскольку производится одновременный отбор проб добываемой продукции с последующим анализом этих проб на содержание в них индивидуальных трассирующих агентов.These solutions can significantly reduce the study time, since a simultaneous sampling of the produced products is carried out with the subsequent analysis of these samples for the content of individual tracing agents in them.

Для оптимизации процесса разработки на основе трассерных исследований [2] по каждой добывающей скважине и по группе взаимодействующих через пласт скважин строится характеристика вытеснения, например по пятипараметрической [1] или семипараметрической модели, предложенной Леоновым В.А. (http://www.oil-info.ni/content/view/40/51/), одновременно с ней строится зависимость накопленной закачки от накопленной добычи жидкости, анализируя динамику этих зависимостей и результаты полученных при этом трассерных исследований, выбирают оптимальное забойное (пластовое) давление, прежде всего для каждого пласта в нагнетательных скважинах.To optimize the development process on the basis of tracer studies [2] for each producing well and for a group of wells interacting through the reservoir, a displacement characteristic is constructed, for example, according to a five-parameter [1] or seven-parameter model proposed by V. Leonov. (http://www.oil-info.ni/content/view/40/51/), at the same time it builds the dependence of the accumulated injection on the accumulated fluid production, analyzing the dynamics of these dependencies and the results of tracer studies obtained, choose the optimal bottomhole (reservoir) pressure, primarily for each formation in injection wells.

Другим подходом для определения застойных зон, зон извлекаемых, трудноизвлекаемых и не извлекаемых запасов углеводородов является построение модели линий тока, которые являются источниками информации о направленности и интенсивности фильтрационных потоков в пласте. Совмещение линий тока и распределений насыщенностей в процессе развивающегося заводнения позволяет по линиям тока проследить перемещение фронта вытеснения от нагнетательных к нефтяным скважинам [3]. Совмещение этих карт с картой изохрон обводнения позволяет определить застойные зоны, не охваченные заводнением (распространением закачиваемых вод). Анализируя их динамику фильтрационных потоков при изменении режимов нагнетательных скважин, сопоставляя ее с результатами трассерных исследований, определяют оптимальные режимы скважин.Another approach for determining stagnant zones, zones of recoverable, difficult to extract and not recoverable hydrocarbon reserves is to build a model of streamlines, which are sources of information about the direction and intensity of the filtration flows in the reservoir. The combination of streamlines and saturation distributions in the process of developing water flooding makes it possible to trace the movement of the displacement front from injection to oil wells along streamlines [3]. The combination of these maps with the isochron irrigation map allows us to identify stagnant zones that are not covered by water flooding (distribution of injected water). Analyzing their dynamics of filtration flows when changing the modes of injection wells, comparing it with the results of tracer studies, determine the optimal modes of wells.

В качестве трассирующего агента используют соли, устойчивые в пластовых, барометрических условиях и не адсорбирующиеся на породах пласта роданиты (аммония), флуоресцеин натрия, родамин, нитраты щелочных металлов (натрия, аммония), сульфаты щелочных металлов (натрия, калия), фосфаты щелочных металлов, а также радиоактивные изотопы с заданными периодами полураспада.As a tracing agent, salts are used that are stable under reservoir and barometric conditions and are not adsorbed on the formation rocks, rhodanites (ammonium), sodium fluorescein, rhodamine, alkali metal nitrates (sodium, ammonium), alkali metal sulfates (sodium, potassium), alkali metal phosphates as well as radioactive isotopes with predetermined half-lives.

В качестве индивидуального трассирующего агента используются компоненты вытесняющего агента, отличающиеся по своим свойствам от пластовой и закачиваемой воды, и которые не адсорбируются на горной породе. Одним из критериев выбора трассирующих агентов является низкая адсорбция их на горной породе, диссоциируемость. Концентрацию катионов и/или анионов регистрируют в воде - Na^- или Са^--, или Mg^--, или К^-, или Li^-, или Sr^--, или Ва^--, или V^---, или Mn^--, или Fe^--, или Ва^--, или NH₄ ^-, или SiO₂ ^-, или Cl', или СО₃", или НСО₃", или SO₄", или ВО₃', или F', или I'. Зная, какими компонентами нагнетаемая вода отличается от пластовой, анализируется их отношение, или отношение специально созданных групп и выявляется происхождение воды в добываемой продукции.As an individual tracing agent, the components of the displacing agent are used, which differ in their properties from the produced and injected water, and which are not adsorbed on the rock. One of the criteria for choosing tracing agents is their low adsorption on the rock, dissociability. The concentration of cations and / or anions is recorded in water - Na ^- or Ca ^- , or Mg ^- , or K ^- , or Li ^- , or Sr ^- , or Ba ^- , or V ^--- , or Mn ^- or Fe ^- , or Ba ^- , or NH ₄ ^- , or SiO ₂ ^- , or Cl ', or CO ₃ ", or HCO ₃ ", or SO ₄ ", or BO ₃ ', or F ', or I. 'Knowing which components the injected water differs from the formation water, their relationship or the ratio of specially created groups is analyzed and the origin of water in the produced products is revealed.

В процессе разработки в пластовой воде снижается концентрация Cl-иона. При внедрении методов ПНП и других ГТМ вовлечение трудноизвлекаемых запасов нефти совместно с пластовой водой дает резкий рост этого показателя, что является одним из основных индикаторов использования методов ПНП. Поэтому иногда дополнительно можно привлекать в качестве трассера хлориды щелочных и щелочноземельных металлов.During development, the concentration of Cl-ion in the formation water decreases. When implementing the methods of EOR and other geological and technical measures, the involvement of hard-to-recover oil reserves together with produced water gives a sharp increase in this indicator, which is one of the main indicators of the use of EOR methods. Therefore, sometimes it is additionally possible to use alkali and alkaline earth metal chlorides as a tracer.

С целью отличия нагнетаемого газа от газа газовых шапок и растворенного газа в первый газ добавляют газовый индикатор - дейтерий (тритий) с небольшим периодами полураспада или гелий.In order to distinguish the injected gas from the gas of the gas caps and the dissolved gas, a gas indicator is added to the first gas - deuterium (tritium) with a short half-life or helium.

Трассерные исследования проводят на 3-5 режимах нагнетания и фиксируют скорости его прохождения по пластам. Для наглядности по простиранию и распространению трассера по пластам строятся розы-диаграммы (фиг.6). Одновременно на основе промысловых данных определяют коэффициент охвата заводнением. Совмещение зависимостей приемистости и коэффициента охвата от давления нагнетания и роз-диаграмм показывает оптимальное давление нагнетания [2, 4].Tracer studies are carried out in 3-5 injection modes and record the speed of its passage through the reservoirs. For clarity, along the strike and propagation of the tracer through the layers, rose diagrams are constructed (Fig. 6). At the same time, waterflood coverage rates are determined based on field data. The combination of the dependences of the injectivity and the coverage coefficient on the discharge pressure and rose diagrams shows the optimal discharge pressure [2, 4].

Появление трассера на устье добывающих скважин или на выходе из каждого соответствующего исследуемого пласта регистрируют путем периодического (дискретного) отбора поверхностных проб или на верхний интервал перфорации пласта добывающей скважины спускают глубинный пробоотборник, посредством которого отбирают пробы. В случае непрерывной регистрации концентрации трассеров спускают на интервал перфорации специальный прибор, который регистрирует наличие и концентрацию трассера и передает по кабелю информацию на пульт управления. В случае поступления трассера из нескольких пластов на интервал перфорации каждого устанавливают прибор регистрации индивидуального трассеров, сигнал от которого передается на поверхность по многоканальному кабелю.The appearance of the tracer at the mouth of the producing wells or at the outlet of each respective studied formation is recorded by periodic (discrete) sampling of surface samples, or an in-depth sampler is lowered to the upper interval of perforation of the formation of the producing well, by which samples are taken. In the case of continuous registration of the concentration of tracers, a special device is lowered onto the perforation interval, which registers the presence and concentration of the tracer and transmits information via cable to the control panel. If a tracer arrives from several layers at the perforation interval of each, an individual tracer registration device is installed, the signal from which is transmitted to the surface via a multi-channel cable.

Предварительно перед трассерными исследованиями проводят гидропрослушивание соответствующего пласта, по результатам которого выявляют взаимодействующие нагнетательные и добывающие скважины. Регистрацию появившегося трассера проводят только в этих взаимодействующих добывающих скважинах.Previously, prior to the tracer studies, the corresponding reservoir is hydrotested, according to the results of which interacting injection and production wells are detected. Registration of the appeared tracer is carried out only in these interacting producing wells.

Закачку каждого индивидуального трассера производят при раздельной закачке воды в каждый пласт и добычу жидкости ведут единой сеткой добывающих скважин, оборудованной для раздельной добычи флюидов из нескольких пластов. Трассирующий агент закачивают в индивидуальный пласт, вскрытый нагнетательной скважиной, и регистрируют индикатор на выходе из этого же пласта в добывающих скважинах.Injection of each individual tracer is carried out with separate injection of water into each formation and fluid production is carried out by a single grid of production wells equipped for separate production of fluids from several reservoirs. The tracing agent is pumped into an individual formation opened by an injection well, and an indicator is recorded at the exit from the same formation in production wells.

Гидродинамическую связь и перетоки из одного пласта в другой определяют по схеме, представленной на фиг.5.The hydrodynamic connection and flows from one reservoir to another are determined according to the scheme shown in Fig.5.

Перед и/или после исследований с помощью трассирующих агентов устанавливают взаимодействие скважин через трещины или разрывные нарушения путем адаптации геолого-гидродинамической модели, при этом по динамике заводнения коллекторов выявляется система трещин, по которым движется основной поток закачиваемой воды.Before and / or after studies using tracing agents, the interaction of the wells through cracks or discontinuous disturbances is established by adapting the geological and hydrodynamic model, and a system of cracks is revealed by the dynamics of reservoir flooding, along which the main flow of injected water moves.

Неоправданно высокое обводнение продукции или темп обводнения добывающих скважин по сравнению с проектным происходит в тех скважинах, которые имеют гидродинамическую связь с нагнетательной скважиной. Предполагая это, можно утверждать, что данные скважины являются первоочередными на обнаружение и регистрации в них трассера.Unreasonably high water cut of production or the rate of water cut of producing wells compared to the design one occurs in those wells that have a hydrodynamic connection with the injection well. Assuming this, it can be argued that these wells are the first to detect and register a tracer in them.

При изменении режима, при увеличении давления нагнетания и снижении забойного давления на добывающих скважинах изменяется динамика поступления трассера. Это позволяет дополнительно определить застойные зоны, зоны с трудноизвлекаемыми запасами, а также зоны преимущественного обводнения.When the regime changes, with an increase in the injection pressure and a decrease in the bottomhole pressure at the producing wells, the dynamics of the tracer intake changes. This makes it possible to additionally determine stagnant zones, zones with hard-to-recover reserves, as well as zones of primary flooding.

С целью уточнения параметров каждого из пластов во время разделенной закачки поочередно закачивают один и тот же или индивидуальный трассирующий агент.In order to clarify the parameters of each of the layers during the same injection, the same or an individual tracer is pumped alternately.

Для уточнения параметров пласта на более высоком уровне одновременно-раздельную компоновку оснащают дозировочным устройством на нагнетательной скважине и системой для регистрации трассера на соответствующем пласте добывающей скважине.To clarify the parameters of the formation at a higher level, a simultaneously-separate arrangement is equipped with a metering device on the injection well and a system for registering the tracer on the corresponding formation of the producing well.

Одновременно с определением основных параметров (фильтрационно-емкостные характеристики) каждого (в отдельности) пласта и гидродинамической связи их друг с другом устанавливают и оптимальные давления нагнетания вытесняющего агента. Для этого в зависимости от забойного и пластового давлений получают информацию об интенсивности бесполезного прорыва вытесняющего агента от нагнетательной скважины к добывающим скважинам, значение которой характеризуется временем прохождения трассера от нагнетательной к добывающей скважине и концентрацией этого трассера в добываемых пластовых флюидах, что, в свою очередь, определяется емкостными характеристиками трещинной системы (раскрытость трещин и радиус раскрытия горизонтальных и вертикальных трещин).Simultaneously with the determination of the main parameters (filtration-capacity characteristics) of each (separately) formation and their hydrodynamic connection with each other, the optimal discharge pressures of the displacing agent are also established. For this, depending on the bottomhole and reservoir pressures, information is obtained on the intensity of the useless breakthrough of the displacing agent from the injection well to the producing wells, the value of which is characterized by the time the tracer passed from the injection to the producing well and the concentration of this tracer in the produced formation fluids, which, in turn, determined by the capacitive characteristics of the fracture system (crack opening and the radius of the opening of horizontal and vertical cracks).

После чего выделяют оптимальные значения (или диапазон этих значений) давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластовAfter that, the optimal values (or the range of these values) of injection and reservoir pressures for each of the layers are distinguished

При этом раздельное нагнетание (закачка) вытесняющего агента и раздельная или совместная добыча пластовых флюидах производится на технологических режимах (режимах фильтрации), соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между нагнетательной и добывающей скважинойIn this case, separate injection (injection) of the displacing agent and separate or joint production of formation fluids is performed at technological modes (filtration modes) corresponding to the optimal values of the injection pressure and reservoir pressure between the injection and production wells

Конкретные примеры по реализации данного способа приводится ниже.Specific examples for implementing this method are given below.

Пример 1. Трассерные исследования были проведены на одном из месторождений Западной Сибири.Example 1. Tracer studies were conducted at one of the fields in Western Siberia.

Были исследованы: пласт АС₁₀ и пласт АС₁₁ восточного участка месторождения. Закачка проводилась через нагнетательные скважины №181, №190 и №220. Через нагнетательную скважину №190, оборудованную компоновкой для одновременно-раздельной закачки в пласт АС₁₀, ввели 20 м³ раствора роданистого аммония (РА) с концентрацией 15 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 14 МПа и приемистости 320 м³/сут, а в пласт АС₁₁ ввели раствор тринатрийфосфат (ТИФ) объемом 20 м³, с концентрацией 15 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 16 МПа и приемистости 280 м³/сут.The following were investigated: AC ₁₀ layer and AC ₁₁ layer of the eastern section of the field. The injection was carried out through injection wells No. 181, No. 190 and No. 220. Through injection well No. 190, equipped with a layout for simultaneous and separate injection into the AS ₁₀ reservoir, 20 m ³ of rhodanum ammonium (RA) solution with a concentration of 15 g / l was injected at a wellhead pressure of 14 MPa and an injection rate of 320 m ³ / day, and a solution of trisodium phosphate (TIF) with a volume of 20 m ³ , with a concentration of 15 g / l at a pumping pressure at the wellhead of 16 MPa and an injection rate of 280 m ³ / day, was injected into the AS ₁₁ formation.

Через нагнетательную скважину №220 в пласт АС₁₀ ввели 20 м³ раствора флуоресцеина натрия (ФН) с концентрацией 1,5 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 20 МПа и приемистости 280 м³/сут.Through injection well No. 220, 20 m ³ of sodium fluorescein (FN) solution with a concentration of 1.5 g / l was injected into the AC ₁₀ formation at a wellhead pressure of 20 MPa and an injection rate of 280 m ³ / day.

Через нагнетательную скважину №181 в пласт АС₁₁ ввели 20 м³ раствора эозина с концентрацией 1,5 г/л при давлении нагнетания на устье скважины 19 МПа и приемистости 290 м³/сут.Through injection well No. 181, 20 m ^{3 of} an eosin solution with a concentration of 1.5 g / l was injected into the AC ₁₁ formation at a wellhead pressure of 19 MPa and an injection rate of 290 m ³ / day.

Пробы пластовой жидкости отбирались на устье добывающих скважин. Некоторые добывающие скважины месторождения также оборудованы компоновками для одновременно-раздельной добычи.Samples of the reservoir fluid were taken at the mouth of the producing wells. Some production wells in the field are also equipped with layouts for simultaneous and separate production.

Параметры продвижения трассеров по пластам рассчитывались по специальной методике.The parameters of tracer advancement in the reservoirs were calculated using a special technique.

Результаты расчетов по определению параметров продвижения индикатора РА по пласту АС₁₀ от скважины №190 приведены в таблице 1. Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора РА от скважины №190 представлена на фиг.6.The results of the calculations to determine the parameters of the progress of the indicator of RA on the reservoir AC ₁₀ from well No. 190 are shown in table 1. A rose diagram of the reduced speeds of movement of the indicator RA from well No. 190 is shown in Fig.6.

Анализ проб жидкости на присутствие трассера РА проводился по 14 скважинам. Анализ интерпретации закачки трассера РА на участке со скважиной №190 показывает, что из исследуемых 14 скважин в 11 из них обнаружены поступления трассера в течение 1,06-474,57 часа с момента его закачки. Расстояния от скважины №190 до этих скважин колеблются от 700 до 4125 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим 11 добывающим скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 1,7-2051,9 м/час. Скорости прохождения части закачиваемой воды, меченной индикатором РА, значительно (в 1000-100000 раз) превышают характерные скорости фильтрации воды в поровом коллекторе. Приведенные скорости также на три-пять порядков превалируют над характерными значениями и находятся в интервале 3,5-83,75 м/час·МПа. Пробы жидкости в большинстве случаев представляли собой эмульсии.Analysis of fluid samples for the presence of the RA tracer was carried out in 14 wells. An analysis of the interpretation of the injection of the RA tracer in the area with well No. 190 shows that of the 14 wells under study, 11 of them detected the receipt of the tracer within 1.06-474.57 hours from the moment of its injection. Distances from well No. 190 to these wells range from 700 to 4125 meters. At the same time, the indicator passing through the reservoir to these 11 producing wells varies in a rather wide range: 1.7–2051.9 m / h. The passage speeds of the portion of the injected water labeled with the RA indicator are significantly (1000-100000 times) higher than the characteristic rates of water filtration in the pore reservoir. The given speeds also by three to five orders of magnitude prevail over characteristic values and are in the range of 3.5-83.75 m / h · MPa. Liquid samples in most cases were emulsions.

Результаты расчетов по определению параметров продвижения индикатора ФН по пласту АС₁₀ от скважины №220 приведены в таблице 2. Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора ФН от скважины №220 представлена на фиг.6.The calculation results for determining the parameters of the progression of the FN indicator in the AC ₁₀ formation from well No. 220 are shown in Table 2. A rose diagram of the reduced velocities of the FN indicator movement from well No. 220 is shown in FIG. 6.

Анализ проб жидкости на присутствие трассера ФН проводился по 14 скважинам. Анализ интерпретации закачки трассера ФН на участке со скважиной №220 (таблица 2) показывает, что из исследуемых 14 скважин в 11 из них обнаружены поступления трассера в течение 3,83-453,78 часов с момента его закачки. Расстояния от скважины 220 до этих скважин колеблются от 550 до 5450 метров. При этом скорости прохождения индикатора по пласту к этим 11 скважинам варьируют в довольно широком диапазоне: 1,9-584,8 метров в час. Приведенные скорости на три-пять порядков превышают характерные значения скорости фильтрации и находятся в интервале 1,3-16,58 м/час·МПа. Пробы жидкости в большинстве случаев представляют собой эмульсии. Образование эмульсий предполагается за счет турбулентного движения нефти и закачиваемой воды по каналам низкого фильтрационного сопротивления.Analysis of fluid samples for the presence of the tracer FN was carried out in 14 wells. An analysis of the interpretation of the injection of the FN tracer in the area with well No. 220 (Table 2) shows that of the 14 wells under study, 11 of them detected the receipt of the tracer within 3.83-453.78 hours from the moment of its injection. Distances from well 220 to these wells range from 550 to 5450 meters. At the same time, the indicator passing through the reservoir to these 11 wells varies in a rather wide range: 1.9-584.8 meters per hour. These speeds are three to five orders of magnitude higher than the characteristic values of the filtration rate and are in the range 1.3-16.58 m / h · MPa. Liquid samples in most cases are emulsions. The formation of emulsions is assumed due to the turbulent movement of oil and injected water through the channels of low filtration resistance.

На основе промысловых и трассерных (индикаторных) исследований на объекте АС₁₀ восточной части месторождения установлено наличие гидродинамически связанных высокопроницаемых каналов НФС, объем которых от нагнетательной скважины №190 оценивается в размере 376,8 м, а от скважины №220 - 277,8 м³. Были рассчитаны скорости прохождения части закачиваемой воды по каналам НФС, проницаемость по воде каналов, раскрытость каналов НФС.Based on field and tracer (indicator) studies at the AS ₁₀ facility in the eastern part of the field, the presence of hydrodynamically coupled highly permeable channels of the NPS was established, the volume of which from injection well No. 190 is estimated at 376.8 m, and from well No. 220 - 277.8 m ³ . The rates of passage of part of the injected water through the channels of the NPS, the permeability of the water channels, the openness of the channels of the NPS were calculated.

Параметры продвижения трассеров по пласту АС₁₁ также были рассчитаны по специальной методике. На фиг.6 представлена роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикаторов ТНФ от скважины №190 и эозина от скважины №181.The parameters of tracer advancement in the AC ₁₁ formation were also calculated using a special technique. Figure 6 presents a rose diagram of the reduced velocities of the movement of the TNF indicators from well No. 190 and eosin from well No. 181.

Время проведения исследований по предлагаемому изобретению было сокращено более чем в два раза по сравнению с традиционным методом.The time of research on the proposed invention was reduced by more than two times compared with the traditional method.

Анализ исследований свидетельствовал о необходимости снижения влияния каналов НФС на разработку и внедрение методов повышения нефтеотдачи (ПНП).An analysis of the studies indicated the need to reduce the influence of the NPS channels on the development and implementation of enhanced oil recovery (EOR) methods.

Была разработана программа проведения работ по выравниванию профиля приемистости за счет изменения забойных давлений для пласта АС₁₁.A program was developed to carry out equalization of the injectivity profile by changing the bottomhole pressure for the AC ₁₁ formation.

После смены режима закачки воды в пласт АС₁₁ через нагнетательную скважину №190 (см. фиг.7) повторная закачка индикаторов показала значительное уменьшение раскрытости трещин.After changing the mode of water injection into the AC ₁₁ reservoir through injection well No. 190 (see Fig. 7), re-injection of indicators showed a significant decrease in crack opening.

Внедрение данной программы мероприятий позволило дополнительно добыть по данному участку более 12 тыс.тонн нефти.The implementation of this program of measures allowed additional production of more than 12 thousand tons of oil in this section.

Пример 2. Для ускорения разработки пластов «А» и «Б» на участке «В» месторождения «Г» была пробурена дополнительная добывающая скважина «Д», причем ее забой был расположен вблизи разрывного нарушения на пласте «Б», связанного с источником поступления нефти из нефтематеринских пород. В этой скважине «Д» были вскрыты два пласта («А» и «Б») и спущена пакерная установка для возможности одновременно-раздельной разработки этих пластов.Example 2. To accelerate the development of formations “A” and “B” in the section “C” of the field “G”, an additional production well “D” was drilled, and its bottom was located near the discontinuous fault on the formation “B” associated with the source of input oil from source rocks. In this well “D” two layers were discovered (“A” and “B”) and a packer unit was launched to allow simultaneous and separate development of these layers.

Первоначальный дебит нефти пласта «А» был близок к проектному и составил 15 т/сут, однако дебит пласта «Б» был в четыре раза меньше проектного и составил всего 35 т/сут вместо планируемых 140 т/сут. Поэтому было решено провести гидроразрыв (ГРП) пласта «Б» с целью соединения ствола скважины с разрывным нарушением через искусственно созданные трещины при ГРП. В результате ГРП дебит нефти увеличился незначительно (всего на 5 т/сут), а дебит жидкости увеличился в 5,5 раз, при этом практически сразу в добываемой продукции обнаружилась вода с последующим ее нарастанием (обводненность добываемой продукции 80%).The initial oil production rate of formation “A” was close to the design one and amounted to 15 tons / day, however, the production rate of formation “B” was four times less than the projected one and amounted to only 35 tons / day instead of the planned 140 tons / day. Therefore, it was decided to carry out hydraulic fracturing (hydraulic fracturing) of formation “B” in order to connect the wellbore with a discontinuous fault through artificially created fractures during hydraulic fracturing. As a result of hydraulic fracturing, the oil production rate increased insignificantly (by only 5 tons / day), and the fluid production rate increased 5.5 times, and almost immediately water was found in the produced product with its subsequent increase (water cut of the produced product 80%).

По проведенным исследованиям было определено, что вода поступает из пласта «Б», где был проведен гидроразрыв пласта. Для ответа на вопрос, откуда эта вода из пласта «Б» или из системы ППД (поддержания пластового давления), были отобраны пробы воды в соседней добывающей скважине «И», находящейся в водонефтяной зоне того же пласта «Б», но не охваченной воздействием системы ППД, а также пробы воды из системы ППД. Затем был сделан микрокомпонентный анализ этих двух реперных проб воды атомно-абсорбционным методом с целью выявления микрокомпонентов, содержание которых более чем в 4 раза отличается друг от друга. В качестве таких были выявлены следующие микрокомпоненты: литий, магний, кальций, титан, хром, железо, никель, барий, талий, европий, самарий, фосфор, олово, теллур. После этого был сделан анализ на содержание вышеприведенных микрокомпонентов в пробе воды из исследуемого пласта «Б» скважины «Д». Результат анализа методом главных компонентов по вышеприведенным микрокомпонентам показал, что вода к скважине «Д» по пласту «Б» прорывается из системы ППД.According to the studies, it was determined that water comes from reservoir “B”, where hydraulic fracturing was carried out. To answer the question of where this water came from reservoir “B” or from the pressure maintenance system (reservoir pressure maintenance), water samples were taken in the neighboring producing well “I” located in the oil-water zone of the same reservoir “B”, but not affected PPD systems, as well as water samples from the PPD system. Then, a microcomponent analysis of these two reference water samples was made by atomic absorption method in order to identify microcomponents whose content is more than 4 times different from each other. The following microcomponents were identified as such: lithium, magnesium, calcium, titanium, chromium, iron, nickel, barium, waist, europium, samarium, phosphorus, tin, tellurium. After that, an analysis was made on the content of the above microcomponents in the water sample from the studied formation “B” of well “D”. The result of the analysis by the main component method for the above microcomponents showed that water to well “D” in reservoir “B” breaks out of the RPM system.

Для выявления конкретной нагнетательной скважины, приводящей к этому прорыву воды через пласт «Б» в добывающую скважину «Д», в каждую из трех нагнетательных скважин, обеспечивающих закачку воды в пласт «Б» на участке «В» при существующих давлениях нагнетания на устье скважин, был закачан индивидуальный трассирующий агент (индикатор), а именно: в скважину «Е» роданистый аммоний при давлении на устье скважины 14 МПа, в скважину «Ж» тринатрийфосфат, в скважину «З» - флуоресцеин натрия. Через 21 час в пробе воды исследуемого пласта «Б» скважины «Д» был обнаружен роданистый аммоний. То есть источником обводнения была скважина «Е», через которую с помощью двухпакерной установки производили раздельную закачку воды в пласты «А» 160 м³/сут и в пласт «Б» 525 м³/сут.To identify a specific injection well leading to this breakthrough of water through formation “B” into production well “D”, into each of the three injection wells that provide water injection into formation “B” at site “C” at existing injection pressures at the wellhead , an individual tracer agent (indicator) was pumped, namely: ammonium thiocyanate at well E at a wellhead pressure of 14 MPa, trisodium phosphate into well "G", sodium fluorescein into well "Z". After 21 hours, a rhodanum ammonium was detected in a water sample of the studied formation “B” of well “D”. That is, the source of flooding was well “E”, through which, using a two-packer unit, water was separately injected into reservoirs “A” 160 m ³ / day and into reservoir “B” 525 m ³ / day.

Было решено уменьшить объем закачки воды через эту скважину в пласт «Б», но не за счет снижения давления на устье, что привело бы к снижению закачки воды в пласт «А», в котором и так была недостаточная компенсация закачки воды отбору пластовых флюидов. Поэтому ограничение объема закачки воды в пласт «Б» было выполнено путем замены сменного (с помощью канатной техники) регулятора с меньшим штуцером (5 мм вместо 13.5 мм) в скважинной камере, соответствующей пласту «Б». При этом репрессия на пласт уменьшилась с 11.3 МПа до 5 МПа, а объем закачки воды уменьшился с 453 м³/сут до 153 м³/сут.It was decided to reduce the volume of water injected through this well into reservoir “B”, but not due to a decrease in pressure at the wellhead, which would lead to a decrease in water injection into reservoir “A”, in which there was already insufficient compensation for water injection to select reservoir fluids. Therefore, the limitation of the volume of water injected into the “B” formation was performed by replacing a replaceable (using cable technology) controller with a smaller fitting (5 mm instead of 13.5 mm) in the borehole chamber corresponding to the “B” formation. At the same time, repression to the reservoir decreased from 11.3 MPa to 5 MPa, and the volume of water injection decreased from 453 m ³ / day to 153 m ³ / day.

Данное мероприятие привело к резкому снижению обводненности, а повторная закачка другого индикатора (флуоресцеин натрия) в пласт «Б» через нагнетательную скважину «Е» не привела к его обнаружению в пробах воды добывающей скважины «Д».This event led to a sharp decrease in water cut, and the re-injection of another indicator (sodium fluorescein) into reservoir “B” through injection well “E” did not lead to its detection in water samples of production well “D”.

Таблица 1Table 1 Параметры продвижения трассера РА по пласту АС₁₀ от нагнетательной скважины №190Parameters of advancement of the RA tracer in the AC ₁₀ formation from the injection well No. 190 № п/пNo. p / p № скв.No. of wells Расстояние между нагнетательными и добывающими скв., мDistance between injection and producing wells, m Время от конца закачки до появления трассера, часTime from the end of the download to the appearance of the tracer, hour Скорость прохождения трассера, м/часTracer speed, m / h Перепад забойных давлений МПаDifferential pressure drop MPa Приведенная скорость, м/час·МПаThe given speed, m / h · MPa Объем каналов НФС, м³ The volume of the channels of the NFS, m ³ ВсегоTotal Распределение объемов, %Volume distribution,% Проницаемость по воде, мкм² Permeability to water, microns ²       II II     II       1one 160160 22502250 8,258.25 272,7272.7 23,423,4 11,6511.65 5,95.9 15,515,5 4,94.9 4004,44004,4 22 40164016 37503750 7,657.65 490,2490.2 29,129.1 16,8516.85 9,89.8 55,355.3 17,517.5 9646,09646.0 33 175175 15751575 7,907.90 199,4199.4 2727 6,636.63 4,14.1 10,910.9 3,43.4 1775,91775.9 4four 182182 10251025 8,808.80 116,5116.5 21,921.9 5,325.32 2,72.7 7,17.1 2,22.2 832,5832.5 66 197197 700700 8,658.65 80,980.9 23,123.1 3,53,5 1,81.8 9,09.0 2,82,8 374,5374.5 77 332332 41254125 6,736.73 612,9612.9 29,929.9 20,520.5 10,810.8 84,684.6 26,826.8 12912,212912,2 88 228228 26752675 6,756.75 396,3396.3 23,323.3 17,5317.53 7,07.0 18,518.5 5,85.8 6947,56947.5 99 243243 31253125 6,556.55 477,1477.1 26,326.3 18,1418.14 8,28.2 52.152.1 16,516.5 8656,58656.5 1010 410410 20752075 13,9513.95 148,7148.7 19,319.3 7,77.7 5,45,4 10,010.0 3,23.2 2442,02442.0 11eleven 314314 17251725 7,307.30 236,3236.3 23,723.7 9,979.97 4,54,5 18,818.8 5,95.9 2626,32626.3 1212 316316 21752175 1,061.06 2051,92051.9 24,524.5 83,7583.75 5,75.7 53,053.0 16,816.8 27815,427815.4

Таблица 2table 2 Параметры продвижения трассера ФН по пласту AC₁ от нагнетательной скважины №220Parameters of advancement of the tracer FN in formation AC ₁ from injection well No. 220 № п/пNo. p / p № скв.No. of wells Расстояние между нагнетат. и добывающими скв., мThe distance between the blower. and producing wells., m Время от конца закачки до появления трассера, часTime from the end of the download to the appearance of the tracer, hour Скорость прохождения трассера, м/часTracer speed, m / h Перепад забойных давлений МПаDifferential pressure drop MPa Приведенная скорость, м/час·МПаThe given speed, m / h · MPa Объем каналов НФС, м³ The volume of the channels of the NFS, m ³ ВсегоTotal Распределение объемов, %Volume distribution,% Проницаемость по воде, мкм² Permeability to water, microns ²       II II     II       1one 160160 40004000 10,9010.90 367,0367.0 29,629.6 12,412,4 18,118.1 34,734.7 11,011.0 7572,57572.5 22 401Б401B 54505450 9,329.32 584,8584.8 35,2835.28 16,5816.58 24,724.7 69,269.2 21,921.9 13793,913793.9 33 175175 31003100 9,579.57 323,9323.9 33,1633.16 9,779.77 14,114.1 14,114.1 4,44.4 4624,24624,2 4four 182182 23752375 11,4711.47 207,1207.1 28,1428.14 7,367.36 10,810.8 20,620.6 6,56.5 2668,62668.6 66 197197 16251625 11,0011.00 147,7147.7 29,329.3 5,045.04 7,47.4 27,127.1 8,68.6 1251,11251.1 77 332332 23002300 9,409.40 244,7244.7 49,849.8 4,94.9 10,410,4 38,438,4 12,112.1 1725,61725.6 88 228228 16001600 9,409.40 170,2170,2 29,4929.49 5,775.77 7,37.3 7,37.3 2,32,3 1410,21410.2 99 243243 16751675 9,229.22 181,7181.7 32,4732,47 5,65,6 7,67.6 21,321.3 6,76.7 1431,11431.1 1010 410410 550550 16,6216.62 33,133.1 25,4525.45 1,31.3 2,52,5 2,52,5 0,80.8 109,2109,2 11eleven 314314 925925 10,0010.00 92,592.5 29,9429.94 4,744.74 4,24.2 11,711.7 3,73,7 436,4436.4 1212 316316 850850 3,833.83 221,9221.9 30,6930.69 7,237.23 3,93.9 31,031,0 9,89.8 938,6938.6

С целью оптимизации режимов закачки воды по данному пласту «Б» данной скважины «Е» были проведены исследования при различных забойных давлениях (получаемых заменой штуцеров) с одновременным проведением трассерных исследований (путем закачки различных индикаторов на различных режимах). По профилю приемистости на различных режимах в зависимости от репрессии были определены коэффициенты работающей мощности (см. фиг.8). Как видно при увеличении репрессии, коэффициент охвата по мощности (толщине) пласта сначала увеличивается (режимы 2, 4 и 5), а затем при достижении репрессии более 10 МПа значительно падает (режимы 3 и 1).In order to optimize the water injection regimes for this formation “B” of this well “E”, studies were conducted at various bottomhole pressures (obtained by replacing the fittings) with simultaneous tracer studies (by pumping various indicators in different modes). According to the injectivity profile in various modes, depending on the repression, the operating power factors were determined (see Fig. 8). As you can see when the repression increases, the coverage coefficient in terms of thickness (thickness) of the reservoir first increases (modes 2, 4 and 5), and then when the repression reaches more than 10 MPa, it drops significantly (modes 3 and 1).

Причем характерно то, что быстрое появление индикаторов (трассирующих агентов) в продукции добывающей скважины «Д» наблюдается не при обоих режимах (режимы 3 и 1) с превышением репрессии выше критического давления (давления раскрытия трещин), а только при режиме 1 (давления раскрытия трещин, соединяющих добывающую и нагнетательную скважину).Moreover, it is characteristic that the rapid appearance of indicators (tracing agents) in the production of the production well “D” is observed not in both modes (modes 3 and 1) with excess repression above the critical pressure (crack opening pressure), but only in mode 1 (opening pressure cracks connecting the producing and injection wells).

Установка технологического режима на нагнетательной скважине «Е» привела к резкому снижению обводненности до 20% на добывающей скважине «Д». Ее дебит жидкости стабилизировался на уровне 100 м³/сут, а дебит нефти по пласту «Б» по данной скважине увеличился до 65 т/сут. Однако из-за недостаточной компенсации отбора пластовых флюидов закачкой, по другим взаимодействующим скважинам добыча нефти снизилась на 40 т/сут. Поэтому в качестве оптимального режима для всей группы скважин был выбран режим 3, при котором расход закачки воды в пласт «Б» при забойном давлении 46,5 МПа составил 349 м³/сут. Оптимизация технологического режима на нагнетательной скважине «Е» позволила увеличить на 70 т/сутки.The installation of the technological regime at the injection well "E" led to a sharp decrease in water cut to 20% at the production well "D". Its fluid flow rate stabilized at 100 m ³ / day, and the oil flow rate in reservoir “B” for this well increased to 65 t / day. However, due to insufficient compensation for the selection of reservoir fluids by injection, oil production in other interacting wells decreased by 40 tons / day. Therefore, mode 3 was chosen as the optimal mode for the entire group of wells, in which the flow rate of water injection into reservoir B at a bottomhole pressure of 46.5 MPa was 349 m ³ / day. The optimization of the technological regime at the injection well “E” allowed to increase by 70 tons / day.

Пример 3. Южный участок одного из месторождений Западной Сибири разрабатывается 19 добывающими и 7 нагнетательными скважинами.Example 3. The southern section of one of the fields in Western Siberia is developed by 19 producing and 7 injection wells.

Причем каждая добывающая скважина вскрывает (разрабатывает) по два пласта (эксплуатационных объекта) совместно. Каждая нагнетательная скважина вскрывает по два эксплуатационных объекта и на начальном этапе разрабатывает их совместно, а после разукрупнения этих объектов производят одновременно-раздельную закачку воды в разрабатываемые пласты.Moreover, each producing well opens (develops) two layers (production facilities) together. Each injection well opens two production facilities and at the initial stage develops them together, and after disaggregation of these facilities, water is simultaneously and separately injected into the formations being developed.

На фиг.9 приведены зависимости 1 - накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (характеристика вытеснения) соответственно для первого эксплуатационного объекта до проведения разукрупнения объекта и с оптимизацией режима и 2 - прогноз характеристики вытеснения без разукрупнения объекта, 3 - динамика закачки воды по полугодиям в соответствии с динамикой накопленной добычи жидкости.Figure 9 shows the dependences of 1 - cumulative oil production on cumulative liquid production (displacement characteristic), respectively, for the first production facility prior to disaggregation of the facility and with optimization of the mode and 2 - forecast of displacement characteristics without disaggregation of the facility, 3 - dynamics of water injection over half year in Consistent with the dynamics of accumulated fluid production.

На фиг.10 приведены зависимости 1 - накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (характеристика вытеснения) соответственно для второго эксплуатационного объекта до проведения разукрупнения объекта и с оптимизацией режима, 2 - прогноз характеристики вытеснения без разукрупнения объекта, 3 - динамика закачки воды по полугодиям в соответствии с динамикой накопленной добычи жидкости.Figure 10 shows the dependences of 1 - cumulative oil production on cumulative liquid production (displacement characteristic), respectively, for the second production facility prior to disaggregation of the facility and with optimization of the mode, 2 - forecast of displacement characteristics without disaggregation of the facility, 3 - half-year dynamics of water injection Consistent with the dynamics of accumulated fluid production.

После разукрупнения объектов с одновременной оптимизацией режимов закачки на основе проведения трассерных исследований по предлагаемому способу были изменены режимы нагнетательных скважин. То есть режимы эксплуатации объектов изменились в основном за счет перераспределения закачки воды из первого объекта во второй. При этом (как видно из фиг.9) добыча нефти по первому объекту увеличилась за 2 года на 94 тыс.тонн прежде всего из-за повышения нефтеотдачи этого пласта, а как видно из фиг.10, добыча нефти по второму объекту увеличилась за 2 года на 52 тыс.тонн прежде всего из-за интенсификации добычи нефти для этого пласта.After the disaggregation of objects with the simultaneous optimization of injection modes based on tracer studies using the proposed method, the modes of injection wells were changed. That is, the modes of operation of the facilities have changed mainly due to the redistribution of water injection from the first facility to the second. At the same time (as can be seen from Fig. 9), oil production at the first facility increased by 94 thousand tons over 2 years, primarily due to an increase in oil recovery from this formation, and as can be seen from Fig. 10, oil production at the second facility increased over 2 52 thousand tons of year, primarily due to the intensification of oil production for this reservoir.

Пример 4. Через скважину «Д» добывают нефть из нефтяной оторочки нефтяной залежи с газовой шапкой, а через нагнетательную скважину «Н» воздействуют на нефтяную часть залежи водогазовым воздействием, нагнетая одновременно воду из системы ППД и газ из газлифтной системы. Через два месяца эксплуатации в добывающей скважине «Д» резко увеличился газовый фактор добываемой продукции до 400 м³/м³ (более чем в 5 раз по сравнению с газовом фактором нефти соответствующего пласта). Была сделана гипотеза, что газ поступает к добывающей скважине «Д» из-за водогазового воздействия на нагнетательной скважине «И». Были взяты пробы газа из газовой шапки и из газлифтной системы, их анализ по компонентному составу показал, что содержание бутана (nC₄Н₁₀) в газлифтном газе составляет 0.9%, что в 7 раз меньше, чем его содержание в природном газе 6,6%, поступающем из газовой шапки. Поэтому бутан был принят в качестве характерного компонента, идентифицирующего принадлежность газа (природный из газовой шапки или газ, нагнетаемый при водогазовом воздействии). На устье добывающей скважины был установлен промышленный поточный хроматограф для непрерывной регистрации концентрации бутана в газе (а также С₅₊), поступающего в добывающую скважину. В результате анализа было установлено, что газ в добывающую скважину прорывается из-за водогазового воздействия, поэтому решили уменьшить расход нагнетаемого газа в нагнетательную скважину «Н» с 20 тыс. нм³/сут до 10 тыс. нм³/сут. В результате изменения режима водогазового воздействия на нагнетательной скважине газовый фактор добываемой продукции скважины «Д» стал уменьшаться и через месяц его значение составило 125 м³/м³ (уменьшился в 3 раза).Example 4. Oil is extracted through well “D” from the oil rim of an oil reservoir with a gas cap, and through injection well “N”, the gas part of the reservoir is exposed to gas and gas pressure, while simultaneously pumping water from the RPM system and gas from the gas lift system. After two months of operation in the production well “D”, the gas factor of the produced products sharply increased to 400 m ³ / m ³ (more than 5 times compared with the gas factor of the oil in the corresponding formation). The hypothesis was made that the gas flows to the production well “D” due to the gas-gas effect on the injection well “I”. Gas samples were taken from the gas cap and from the gas lift system, their analysis by the component composition showed that the butane content (nC ₄ H ₁₀ ) in gas lift gas is 0.9%, which is 7 times less than its content in natural gas 6.6 % coming from the gas cap. Therefore, butane was adopted as a characteristic component identifying the affiliation of the gas (natural from a gas cap or gas injected during water-gas treatment). An industrial flow chromatograph was installed at the mouth of the production well to continuously record the concentration of butane in the gas (as well as C ₅₊ ) entering the production well. As a result of the analysis, it was found that gas breaks into the production well due to water and gas exposure, so we decided to reduce the flow rate of injected gas into the injection well “N” from 20 thousand nm ³ / day to 10 thousand nm ³ / day. As a result of changing the mode of water-gas exposure at the injection well, the gas factor of the produced products of well “D” began to decrease and after a month its value amounted to 125 m ³ / m ³ (decreased by 3 times).

Пример 5. Добывающая скважина «Д» и нагнетательная скважина «Н» вскрывают соответственно по два пласта и оборудованы двухпакерной секционной компоновкой.Example 5. Production well “D” and injection well “N” are opened respectively in two layers and equipped with a two-pack sectional layout.

Предварительно методом гидропрослушивания было выявлено, что эти скважины взаимодействуют как через верхний, так и через нижний пласты. Причем для верхнего пласта было установлено, что при первоначальном рабочем забойном давлении на нагнетательной скважине (40 МПа) трассеры доходили до добывающей скважины за 36 часов. Было решено оптимизировать режим верхнего пласта между скважинами «Д» и «Н». Для этого в добывающей скважине «Д» напротив верхнего пласта установили специальную систему для непрерывной регистрации появления трассирующих агентов - люминоформов. Эта система включает в себя видеокамеру с ультрафиолетовой подсветкой (на кабеле для питания и передачи информации на поверхность). Кроме этого, на выкидной линии этой же скважины был также установлен дополнительный модуль для непрерывной регистрации люминофоров, поступающих с продукцией добывающей скважины, включающий из себя вставку из прозрачного оргстекла и видеокамеру с ультрафиолетовой подсветкой.Previously, by the method of hydraulic listening, it was revealed that these wells interact both through the upper and lower layers. Moreover, for the upper reservoir, it was found that at the initial working bottomhole pressure at the injection well (40 MPa), the tracers reached the producing well in 36 hours. It was decided to optimize the mode of the upper reservoir between the wells "D" and "N". For this purpose, a special system was installed in the production well “D” opposite the upper layer for continuous detection of the appearance of tracer agents - luminoforms. This system includes a video camera with ultraviolet light (on a cable for powering and transmitting information to the surface). In addition, an additional module was also installed on the flow line of the same well for the continuous registration of phosphors coming from the production of a producing well, including an insert made of transparent plexiglass and a video camera with ultraviolet illumination.

Нагнетательную скважину «Н» оснастили специальной системой подачи индивидуального трассирующего агента в верхний пласт. Эта система включает в себя в основном гибкий бронированный шланг, проходящий через кабельный ввод в верхнем пакере и присоединенный на поверхности к дозировочному насосу. Затем трассирующий агент люминоформ - флуоресцентные пигменты (в качестве люминоформа можно было бы использовать и другие вещества, такие как: родамин В, диэтилдигидрокситерефталат, салицилальдазин, бромистый этидий (EtdBr), CascadeBlue, триптофан, тирозин, ФМН, Tyr, Trp, соли нафтоиленбензимидазола, эозин, хинин, флюорит CaF2, кристаллы нафталина, раствор флуоресцеина, флуоресцирующие красители, синька) нагнетали в верхний пласт при заданной динамике изменения забойных давлений нагнетательной скважины «Н», уменьшая давление закачки воды на каждом режиме на 2 МПа (что регистрировалось по давлению на устье в бронированном шланге в моменты отсутствия подачи трассирующего агента) закачивали через каждые 6 часов очередную порцию люминоформа. При этом на добывающей скважине «Д» на выходе из верхнего пласта регистрировали на видеоизображении - появление светового излучения (атомы люминофора под действием светового или электромагнитного излучения возбуждаются и переходят на более высокие энергетические уровни и затем самопроизвольно совершают обратный переход, излучая избыток энергии в виде света). При забойных давлениях менее 34 МПа световое излучение не было обнаружено ни на одной из видеокамер. Поэтому на нагнетательной скважине «Н» в качестве оптимального было установлено забойное давление, равное 34 МПа.The “N” injection well was equipped with a special system for supplying an individual tracer to the upper layer. This system includes a mainly flexible armored hose passing through the cable entry in the upper packer and attached on the surface to the metering pump. Then the luminoform tracer is fluorescent pigments (other substances such as rhodamine B, diethyl dihydroxy terephthalate, salicylaldazine, ethidium bromide (EtdBr), CascadeBlue, tryptophan, tyrosine, Trimnol, Trznim, Trznim, Trznim, Trznim, Trznim, Trzimp, Trzimpol, Trzimpol, Trzimpol, Trzimf, Trzimf, Trzimf, Trzimpol, Phenolphenol, eosin, quinine, fluorite CaF2, naphthalene crystals, fluorescein solution, fluorescent dyes, blue) were injected into the upper reservoir at a given dynamics of the bottomhole pressure of the “N” injection well, decreasing the water injection pressure at each stage IU to 2 MPa (which was registered by the pressure at the wellhead in an armored hose supplying at instants absence tracer agent) was injected every 6 hours another portion of the phosphor. At the same time, on the production well "D" at the exit from the upper layer, the appearance of light radiation was recorded (the phosphor atoms are excited by light or electromagnetic radiation and transfer to higher energy levels and then spontaneously make a reverse transition, emitting an excess of energy in the form of light ) At bottomhole pressures less than 34 MPa, light radiation was not detected on any of the cameras. Therefore, the bottom hole pressure equal to 34 MPa was set as the optimum at the “N” injection well.

Кроме этого, для этих скважин «Д» и «И» было решено также проверить гидродинамическую связь нижнего и верхнего пластов. Для этого в нижний пласт при максимально возможном давлении 44 МПа вместе с водой был закачан трассирующий агент - люминоформ. Так как световое излучение на верхнем пласте добывающей скважины «Д» не было обнаружено, было принято решение об отсутствии гидродинамической связи между верхним и нижним пластами.In addition, for these wells "D" and "I", it was also decided to check the hydrodynamic connection of the lower and upper layers. For this, a tracer agent - luminoform was pumped into the lower layer at the maximum possible pressure of 44 MPa along with water. Since light radiation was not detected on the upper layer of the production well “D”, a decision was made on the absence of a hydrodynamic connection between the upper and lower layers.

Пример 6. В нагнетательной скважине проводится комплекс геофизических, гидродинамических исследований с закачкой искусственных индикаторов по 3-5 режимам в диапазоне давлений на устье скважины от 12 до 22 МПа. Каждый режим работы нагнетательной скважины продолжается не менее одного месяца. Гидродинамические исследования проводятся методом установившихся закачек и методом гидропрослушивания. Закачка искусственных индикаторов осуществляется согласно РД 39-01477-18-206-87 «Технология полииндикаторного контроля фильтрации нагнетаемой в пласт воды с использованием радикального типа». Геофизические исследования проводятся по стандартному комплексу.Example 6. In the injection well, a complex of geophysical, hydrodynamic studies is carried out with the injection of artificial indicators in 3-5 modes in the pressure range at the wellhead from 12 to 22 MPa. Each mode of operation of the injection well lasts at least one month. Hydrodynamic studies are carried out using the steady-state download method and the method of hydro-listening. The injection of artificial indicators is carried out in accordance with RD 39-01477-18-206-87 “Technology of multi-indicator control of the filtration of water injected into the formation using a radical type”. Geophysical surveys are carried out according to the standard complex.

На основе гидродинамических исследований строится график зависимости приемистости от давления нагнетания (Фиг.11а). На основе ГИС строится изменение работающей толщины пласта (коэффициента охвата по толщине) в зависимости от давления нагнетания или проводится расчет коэффициента охвата заводнением по фактическим данным (Фиг.11б). Приводится динамика основных показателей разработки (дебит жидкости, обводненность продукции) добывающих скважин, находящихся на участке исследования (20-30 добывающих скважин) с историей разработки не менее шести месяцев до начала исследований. Приводятся розы-диаграммы направлений и приведенных скоростей распределения трассера на каждом режиме нагнетания. При этом на каждом режиме нагнетания используются различные типы трассеров (Фиг.11в). Графики зависимости приемистости, доли работающей толщины (коэффициент охвата) и розы-диаграммы от давления нагнетания совмещаются и из их сопоставления определяется оптимальное давление нагнетания (Фиг.11).Based on hydrodynamic studies, a plot of injectivity versus discharge pressure is constructed (Fig. 11a). Based on the GIS, a change in the working thickness of the formation (coverage coefficient by thickness) depending on the injection pressure is constructed or the coverage coefficient by waterflooding is calculated based on actual data (Fig. 11b). The dynamics of the main development indicators (fluid flow rate, water cut of production) of producing wells located in the study area (20-30 production wells) with a development history of at least six months before the start of the research is presented. Roses-diagrams of directions and reduced distribution speeds of the tracer at each injection mode are given. Moreover, at each injection mode, various types of tracers are used (Fig. 11c). The dependencies of the throttle response, the fraction of the working thickness (coverage factor) and the rose chart versus the discharge pressure are combined and the optimal discharge pressure is determined from their comparison (Figure 11).

Пример 7. Эксплуатация трех пластов А₁₀ ¹, А₁₀ ² и А₁₁ ² месторождения «П» ведется совместно как единый объект, вскрытый сеткой скважин 750×750 м.Example 7. The operation of the three layers A ₁₀ ¹ , A ₁₀ ² and A ₁₁ ^{2 of the} field “P” is carried out jointly as a single object, revealed by a grid of wells 750 × 750 m

Пробурено 319 добывающих и 118 нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины оборудованы системой для одновременно-раздельной закачки воды (ОРЗ).319 producing and 118 injection wells were drilled. Injection wells are equipped with a system for simultaneous and separate water injection (ORZ).

В 2006 году на центральной части месторождения «П» проведено 34 серии трассерных исследований, в том числе по пластам: А₁₀ ¹ - 15, А₁₀ ² - 9, А₁₁ ² - 10 (табл.3) на различных давлениях нагнетания по каждому пласту: 15, 18, 20 МПа. Розы-диаграммы приведенной скорости прохождения трассеров по пластам показаны на Фиг.12.In 2006, 34 series of tracer studies were carried out in the central part of the “P” field, including the following formations: A ₁₀ ¹ - 15, A ₁₀ ² - 9, A ₁₁ ² - 10 (Table 3) at different injection pressures for each formation: 15, 18, 20 MPa. Roses diagrams of the reduced velocity of tracers passing through the strata are shown in Fig. 12.

Использование ОРЗ позволило поочередно в каждый пласт закачать индивидуальные трассеры и одновременно использовать каждый пласт на давлении нагнетания 15, 18 и 20 МПа. В качестве индивидуальных трассеров исследовались: роданистый аммоний (поз.13), флуорисцеин натрия (поз.14), тринатрийфосфат (поз.15), эозин (поз.16).Using ARI allowed to individually inject individual tracers into each formation and simultaneously use each formation at a discharge pressure of 15, 18 and 20 MPa. The following tracers were studied as individual tracers: thiocyanate ammonium (pos. 13), sodium fluoroscein (pos. 14), trisodium phosphate (pos. 15), eosin (pos. 16).

Оптимальным давлением нагнетания для всех трех пластов явилось значение в 18 МПа.The optimal injection pressure for all three layers was a value of 18 MPa.

Использование системы одновременно-раздельной закачки и оптимизация давления нагнетания позволили выровнять коэффициенты охвата заводнением пластов А₁₀ ¹, А₁₀ ² и А₁₁ ², которые соответственно составили 0,52; 0,51 и 0,519, что свидетельствует о равномерной системе закачки воды и выработке запасов нефти. Внедрение этой системы позволило прирастить извлекаемые запасы на 5980 тыс.т, прирост конечного нефтеизвлечения составил 4,53%. Использование результатов трассерных исследований позволило научно обосновать и разработать программы по внедрению методов выравнивания профиля притока (ВПП), ОПЗ (комплексная ОПЗ) и ремонтно-изоляционных работ (РИР), внедрение которой позволило добывать за счет ВПП не менее 100 тыс.т нефти ежегодно, за счет ОПЗ (КОПЗ) и РИР прирастить суточную добычу нефти на 420 тонн.The use of a simultaneous-separate injection system and optimization of the injection pressure made it possible to equalize the coverage factors by flooding of formations A ₁₀ ¹ , A ₁₀ ² and A ₁₁ ² , which respectively amounted to 0.52; 0.51 and 0.519, which indicates a uniform system of water injection and the development of oil reserves. The introduction of this system allowed to increase recoverable reserves by 5980 thousand tons, the increase in final oil recovery amounted to 4.53%. The use of the results of tracer studies made it possible to scientifically substantiate and develop programs for the implementation of methods for leveling the inflow profile (runway), SCR (integrated SCR) and repair and insulation works (RIR), the introduction of which allowed producing at least 100 thousand tons of oil annually from the runway, at the expense of the refinery (KPZ) and RIR to increase daily oil production by 420 tons.

Источники информацииInformation sources

1. Леонов В.А. Способ адаптивной оптимизации пластового давления. Доклад научно-практической конференции VIII Международной специализированной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия - 2001» «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения».1. Leonov V.A. The method of adaptive optimization of reservoir pressure. Report of the scientific-practical conference of the VIII International Specialized Exhibition “Oil, Gas. Petrochemistry - 2001 "" The latest methods of increasing oil recovery - theory and practice of their application. "

2. Трофимов А.С., Леонов И.В., Кривова Н.Р. и др. Отчет о научной и исследовательской работе «Разработка программы циклического заводнения Покачевского месторождения ТПП «Покачевнефтегаз»» / ООО НИИ «СибГеоТех» - 75 с.2. Trofimov A.S., Leonov I.V., Krivova N.R. et al. Report on scientific and research work “Development of a program for cyclic waterflooding of the Pokachevskoe field of the TPP“ Pokachevneftegaz ”” / Research Institute SibGeoTech LLC - 75 p.

3. Костюченко С.В. Методика количественного анализа эффективности реализуемых систем заводнения на основе моделей линий тока. Труды международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» М. 2005. с3. Kostyuchenko S.V. Methodology for quantitative analysis of the effectiveness of implemented water flooding systems based on streamline models. Proceedings of the international technological symposium "New technologies for the development and enhancement of oil recovery" M. 2005. p

4. СТП 39-573484-086-92. Руководство по регулированию процесса разработки Юрских залежей месторождения ПО «Нижневартовскнефтегаз» на основе закачки исскуственных индикаторов. Труды НижневартовскНИПИнефть, Трофимов А.С., Нижневартовск, 1992. - 18 с.4. STP 39-573484-086-92. Guidelines for regulating the development of the Jurassic deposits of the PA Nizhnevartovskneftegas based on the injection of artificial indicators. Proceedings of NizhnevartovskNIPIneft, A. Trofimov, Nizhnevartovsk, 1992. - 18 p.

Claims (28)

1. Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов, заключающийся в закачке, по меньшей мере, в одну нагнетательную скважину при заданном устьевом давлении вместе с вытесняющим агентом трассирующего агента требуемой концентрации и в регистрации его концентрации на добывающих скважинах, отличающийся тем, что в каждый из исследуемых пластов закачивают при заданном забойном давлении индивидуальный трассирующий агент, после чего регистрируют концентрацию трассирующего агента, закачиваемого в нагнетательную скважину, в скважинах, добывающих углеводороды из соответствующего исследуемого пласта, затем определяют основные параметры каждого пласта и гидродинамическую связь их друг с другом и устанавливают оптимальные давления нагнетания вытесняющего агента или повторяют этот процесс при другом забойном давлении и/или при другом трассирующем агенте, продолжая его до устранения неопределенности в параметрах пластов или до достижения оптимального давления нагнетания вытесняющего агента.1. The method of research and development of a multilayer hydrocarbon field, which consists in injecting at least one injection well at a given wellhead pressure together with a tracer displacing agent of the desired concentration and registering its concentration in production wells, characterized in that in each of individual tracing agent is injected at the studied bottomhole pressure at a given bottomhole pressure, after which the concentration of the tracing agent injected into the injection is recorded the well, in the wells producing hydrocarbons from the corresponding studied formation, then the basic parameters of each formation and their hydrodynamic relationship with each other are determined and the optimal injection pressure of the displacing agent is established or the process is repeated with a different bottomhole pressure and / or with another tracer, continuing it until the uncertainty in the parameters of the reservoirs is eliminated or until the optimal discharge pressure of the displacing agent is reached. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрируют концентрацию индивидуального трассирующего агента, закачиваемого через нагнетательную скважину в определенный пласт, на устье взаимодействующей с ней добывающей скважины, вскрывающей один и тот же соответствующий пласт, путем многократного отбора проб жидкости до и после закачки трассирующего агента, при этом определяют основные параметры пласта - наличие, ориентацию и объемы трещин, скорость фильтрации по ним, их проницаемость, объем непроизводительно нагнетаемой воды, а также гидродинамическую связь этого пласта с другими пластами, в которые были закачены другие трассирующие агенты.2. The method according to claim 1, characterized in that the concentration of the individual tracer agent is pumped through the injection well into a specific formation at the mouth of a producing well interacting with it and reveals the same corresponding formation by repeatedly taking liquid samples before and after injections of a tracer agent, while determining the main parameters of the formation - the presence, orientation and volume of cracks, the filtration rate along them, their permeability, the volume of unproductively injected water, as well as a hydrod a dynamical relation of this formation with other formations, in which were up- and other tracer agents. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что через несколько нагнетательных скважин, каждая из которых вскрывает отдельный пласт, закачивают индивидуальный трассирующий агент при заданном устьевом давлении, или группируют скважины по пластам и закачивают одновременно или поочередно индивидуальный трассирующий агент в каждый из выделенных пластов при заданном забойном давлении.3. The method according to claim 1, characterized in that through several injection wells, each of which opens a separate formation, an individual tracer is injected at a given wellhead pressure, or the wells are grouped into reservoirs and an individual tracer is pumped simultaneously or individually into each of the selected layers at a given bottomhole pressure. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что через одну нагнетательную скважину, которая вскрывает одновременно несколько пластов, закачивают несколько индивидуальных трассирующих агентов при заданном устьевом давлении и/или при заданных забойных давлениях на каждом пласте.4. The method according to claim 1, characterized in that through one injection well, which opens several layers at the same time, several individual tracing agents are pumped at a given wellhead pressure and / or at specified bottomhole pressures on each formation. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетательную скважину, которая вскрывает одновременно несколько пластов, оснащают компоновкой для поочередной или одновременно-раздельной закачки, при этом каждый пласт оснащен своей секцией, изолирующей его от других пластов пакером и при заданном для каждого пласта забойном давлении одновременно или поочередно закачивают индивидуальные трассирующие агенты для каждого пласта, при этом управляют процессом закачки с помощью регуляторов и/или контролируют процесс с помощью автономных приборов, установленных в скважинных камерах на соответствующих секциях.5. The method according to claim 1, characterized in that the injection well, which opens several layers simultaneously, is equipped with an arrangement for sequential or simultaneous separate injection, each layer having its own section isolating it from other layers with a packer and for each individual tracer agents for each formation at the same time or alternately downhole pressure, while the injection process is controlled by regulators and / or the process is controlled using stand-alone devices, tanovlenii in downhole cameras in the respective sections. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве трассирующего агента используют соли, устойчивые в пластовых баротермических условиях и не адсорбирующиеся на породах пласта - роданиты, флуоресцеин натрия, родамин, нитраты щелочных металлов, сульфаты щелочных металлов, фосфаты щелочных металлов, а также радиоактивные изотопы с заданными периодами полураспада.6. The method according to claim 1, characterized in that as a tracing agent use salts that are stable in reservoir barothermal conditions and not adsorbed on the formation rocks - rhodanites, sodium fluorescein, rhodamine, alkali metal nitrates, alkali metal sulfates, alkali metal phosphates, as well as radioactive isotopes with predetermined half-lives. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что изменяют значение забойного давления при закачке трассирующего агента, по меньшей мере, для одного из пластов одной нагнетательной скважины, при этом проводят трассерные исследования на различных заданных забойных давлениях, на основе которых определяют значения критических давлений, при которых происходит скачок увеличения трещин, и устанавливают оптимальные давления нагнетания, меньшие критических, обеспечивающих максимальный коэффициент охвата и/или коэффициент заводнения.7. The method according to claim 1, characterized in that the bottomhole pressure is changed when the tracer is injected for at least one of the layers of one injection well, while tracer studies are carried out at various predetermined bottomhole pressures, based on which critical values are determined pressures at which a jump in the increase in cracks occurs, and optimal discharge pressures are established that are less than critical, providing a maximum coverage coefficient and / or water flooding coefficient. 8. Способ по п.5, отличающийся тем, что многократно - периодически в ручном или непрерывно в автоматизированном режиме - регистрируют в добывающих скважинах появление и концентрацию закачанного в каждый из пластов индивидуального трассирующего агента, причем его регистрируют на устье или на выходе из каждого соответствующего пласта непосредственно в соответствующей изолированной секции компоновки или путем раздельного отбора продукции из каждого изолированного пласта.8. The method according to claim 5, characterized in that repeatedly — periodically in manual or continuously in an automated mode — the occurrence and concentration of an individual tracer injected into each of the layers is recorded in production wells, and it is recorded at the mouth or at the outlet of each corresponding formation directly in the corresponding isolated section of the layout or by separate selection of products from each isolated formation. 9. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно путем гидропрослушивания исследуемого пласта выявляют добывающие скважины, взаимодействующие через него с соответствующим пластом, в который производят закачку, по меньшей мере, одного трассирующего агента, по меньшей мере, через одну нагнетательную скважину, после чего регистрируют концентрацию закачиваемого трассирующего агента только в этих взаимодействующих добывающих скважинах.9. The method according to claim 1, characterized in that first, by hydro-listening of the test formation, production wells are identified that interact through it with the corresponding formation, into which at least one tracer is injected through at least one injection well, after which the concentration of the injected tracer is recorded only in these interacting producing wells. 10. Способ по п.1, отличающийся тем, что для его реализации используют систему скважин, оборудованных многопакерными секционными компоновками для одновременно-раздельной закачки вытесняющего агента в несколько пластов и/или для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов из нескольких пластов, при этом на заданных режимах закачивают индивидуальный трассирующий агент через соответствующую секцию в отдельный пласт, вскрытый нагнетательной скважиной, а регистрируют этот трассирующий агент на выходе из этого же пласта через соответствующую секцию в добывающей скважине.10. The method according to claim 1, characterized in that for its implementation using a system of wells equipped with multi-packer sectional layouts for simultaneous-separate injection of a displacing agent into several layers and / or for simultaneous-separate production of formation fluids from several layers, In the given modes, an individual tracer is pumped through the corresponding section into a separate reservoir, opened by an injection well, and this tracer is registered at the outlet of the same reservoir through the appropriate Twisting section in the production well. 11. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют гидродинамическую связь пластов или перетоки между пластами, закачивая трассирующий агент в один из пластов нагнетательной скважины и регистрируя его появление в другом пласте добывающей скважины.11. The method according to claim 1, characterized in that the hydrodynamic connection of the layers or flows between the layers is determined by pumping a tracer into one of the layers of the injection well and registering its appearance in the other layer of the producing well. 12. Способ по п.1, отличающийся тем, что устанавливают перед исследованиями и/или после исследований с помощью трассирующих агентов взаимодействие скважин через разрывные нарушения путем адаптации геолого-гидродинамической модели, обеспечивая согласование расчетных и фактических показателей - давления и добычи пластовых флюидов, скорости фильтрации трассирующих агентов, при этом определяют гидравлическую связь по динамике заводнения коллекторов, выявляя систему трещин, по которым движется основной поток закачиваемой воды, определяют застойные зоны, зоны извлекаемых, трудноизвлекаемых и неизвлекаемых запасов углеводородов, причем в зонах, не охваченных заводнением, на основе дополнительных гидродинамических исследований определяют распространение пластовых вод любой природы или мигрирующего газа, или их перетоки между пластами.12. The method according to claim 1, characterized in that before the studies and / or after the studies using tracing agents, the wells interact through discontinuous disturbances by adapting the geological and hydrodynamic model, ensuring the coordination of the calculated and actual parameters - pressure and production of formation fluids, speed filtration of tracing agents, in this case, hydraulic connection is determined by the dynamics of reservoir flooding, identifying a system of cracks along which the main flow of injected water moves, determine stagnant zones, zones of recoverable, hard-to-recover and non-recoverable hydrocarbon reserves, and in areas not covered by water flooding, based on additional hydrodynamic studies, the distribution of formation water of any nature or migrating gas, or their flow between formations is determined. 13. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрируют трассирующие агенты в добывающих скважинах, продукция которых имеет обводненность и/или темп обводнения выше заданных значений, при этом заданное значение обводненности и/или заданное значение темпа изменения обводненности определяют по среднему значению для добывающих скважин, взаимодействующих с нагнетательной скважиной.13. The method according to claim 1, characterized in that the tracing agents are recorded in production wells, the products of which have a water cut and / or water cut rate higher than the set values, while the set water cut value and / or the set value of the water cut change rate is determined by the average value for production wells interacting with an injection well. 14. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве индивидуального трассирующего агента используют характерные компоненты вытесняющего агента, отличающие их от флюидов соответствующего пласта, которые регистрируют в добывающих скважинах без или с одновременной регистрацией характерных компонент флюидов соответствующего пласта, после чего анализируют их или их отношение, или отношение специально созданных групп и выявляют происхождение вытесняющего агента в добываемой продукции.14. The method according to claim 1, characterized in that the characteristic components of the displacing agent are used as an individual tracer agent, distinguishing them from the fluids of the corresponding formation, which are recorded in production wells without or with the simultaneous registration of the characteristic components of the fluids of the corresponding formation, and then they are analyzed or their relationship, or the relationship of specially created groups and reveal the origin of the displacing agent in the extracted product. 15. Способ по п.14, отличающийся тем, что дополнительно к регистрации трассирующих агентов регистрируют концентрацию характерных компонентов нагнетаемой воды, отличающие ее от воды соответствующего пласта.15. The method according to 14, characterized in that in addition to registering the tracing agents, the concentration of the characteristic components of the injected water is recorded, distinguishing it from the water of the corresponding formation. 16. Способ по п.14, отличающийся тем, что регистрируют в воде концентрацию катионов - Na^- или Са^--, или Mg^--, или К^-, или Li^-, или Sr^--, или Ва^--, или V^---, или Mn^--, или Fe^--, или Ва^--, или NH₄ ^-, или SiO₂ ^- и/или анионов - Cl', или СО₃", или НСО₃", или SO₄", или ВО₃', или F', или I', или Br', или SiO₂'.16. The method according to 14, characterized in that the concentration of cations - Na ^- or Ca ^- , or Mg ^- , or K ^- , or Li ^- , or Sr ^- , or Ba ^- , or V is recorded in water ^--- , or Mn ^- , or Fe ^- , or Ва ^- , or NH ₄ ^- , or SiO ₂ ^- and / or anions - Cl ', or СО ₃ ", or НСО ₃ ", or SO ₄ " , or BO ₃ ', or F', or I ', or Br', or SiO ₂ '. 17. Способ по п.14, отличающийся тем, что дополнительно к регистрации трассирующих агентов регистрируют концентрацию характерных компонент нагнетаемого газа, идентифицирующие его от природного или попутного газа соответствующего пласта.17. The method according to 14, characterized in that in addition to registering tracing agents, a concentration of characteristic components of the injected gas is recorded, identifying it from natural or associated gas of the corresponding formation. 18. Способ по п.14, отличающийся тем, что через нагнетательные скважины нагнетают вытесняющий агент с характерными компонентами при заданных забойных давлениях, значения которых для каждого пласта соответствуют забойным давлениям в процессе предшествующего или прогнозируемого рекомендуемого рабочего режима нагнетания вытесняющего агента, после чего по динамике изменения концентрации характерных компонент определяют параметры пласта и/или устанавливают оптимальное давление нагнетания.18. The method according to 14, characterized in that a displacing agent with characteristic components is injected through injection wells at specified bottomhole pressures, the values of which for each formation correspond to bottomhole pressures during the previous or predicted recommended operating mode of displacing agent injection, and then according to the dynamics changes in the concentration of characteristic components determine the parameters of the formation and / or establish the optimal discharge pressure. 19. Способ по п.1, отличающийся тем, что через нагнетательные скважины нагнетают вытесняющий агент с трассирующим агентом при забойных давлениях, значения которых для каждого пласта соответствуют забойным давлениям в процессе предшествующего или прогнозируемого рекомендуемого рабочего режима нагнетания вытесняющего агента, после чего по динамике изменения их концентрации трассирующего агента определяют параметры пласта и/или оптимальное давление нагнетания.19. The method according to claim 1, characterized in that a displacing agent with a tracer is injected through injection wells at bottomhole pressures, the values of which for each formation correspond to bottomhole pressures during the previous or predicted recommended operating mode of displacing agent injection, and then according to the dynamics of change their concentration of the tracing agent determines the parameters of the formation and / or the optimal discharge pressure. 20. Способ по п.1, отличающийся тем, что трассирующий агент нагнетают при заданной динамике изменения забойных давлений и регистрируют трассирующие агенты в добывающих скважинах, после чего по динамике изменения их концентрации определяют параметры пласта и/или оптимальное давление нагнетания.20. The method according to claim 1, characterized in that the tracer agent is injected at a given rate of change in bottomhole pressure and tracer agents are recorded in production wells, after which the formation parameters and / or optimal injection pressure are determined by the dynamics of change in their concentration. 21. Способ по п.14, отличающийся тем, что вытесняющий агент с характерными компонентами нагнетают при заданной динамике изменения забойных давлений и регистрируют характерные компоненты в добывающих скважинах, после чего по динамике изменения их концентрации определяют параметры пласта и/или оптимальное давление нагнетания.21. The method according to 14, characterized in that the displacing agent with characteristic components is pumped at a given dynamics of bottomhole pressure changes and characteristic components are recorded in production wells, after which the formation parameters and / or optimal injection pressure are determined by the dynamics of their concentration. 22. Способ по п.5 или 10, отличающийся тем, что каждую секцию компоновки для одновременно-раздельной закачки вытесняющего агента оснащают системой, непрерывно или эпизодически дозирующей индивидуальный для данного пласта трассирующий агент.22. The method according to claim 5 or 10, characterized in that each section of the layout for simultaneous-separate injection of the displacing agent is equipped with a system that continuously or occasionally dispenses an individual tracer for this formation. 23. Способ по п.10, отличающийся тем, что, по меньшей мере, одну секцию компоновки для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов оснащают системой, непрерывно или эпизодически регистрирующей появление или концентрацию, по меньшей мере, одного заданного трассирующего агента, закаченного в данный или в другие пласты.23. The method according to claim 10, characterized in that at least one section of the layout for simultaneous-separate production of reservoir fluids is equipped with a system that continuously or occasionally registers the appearance or concentration of at least one given tracer agent injected into a given or to other layers. 24. Способ по п.10, отличающийся тем, что, по меньшей мере, одну секцию компоновки для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов оснащают системой непрерывно или эпизодически регистрирующей появление или концентрацию, по меньшей мере, одного заданного характерного компонента, закаченного в данный или в другие пласты.24. The method according to claim 10, characterized in that at least one section of the layout for simultaneous and separate production of reservoir fluids is equipped with a system that continuously or occasionally registers the appearance or concentration of at least one specified characteristic component injected into a given or to other layers. 25. Способ по п.10, отличающийся тем, что, по меньшей мере, одну секцию компановки для одновременно-раздельной добычи пластовых флюидов оснащают системой непрерывного или эпизодического отбора глубинной пробы флюидов, поступающих из соответствующего пласта.25. The method according to claim 10, characterized in that at least one section of the lineup for simultaneous and separate production of formation fluids is equipped with a system for continuous or occasional sampling of a deep sample of fluids coming from the corresponding formation. 26. Способ по п.1, отличающийся тем, что для каждого пласта определяют преимущественную ориентацию фильтрации пластовых флюидов или поле пластовых давлений, или соответствующие розы диаграммы для трассерных агентов на одном или нескольких режимах, после чего выбирают и устанавливают оптимальные забойные давления для каждой из его нагнетательной и добывающей скважины.26. The method according to claim 1, characterized in that for each formation, the preferred orientation of the filtration of formation fluids or the field of reservoir pressures, or the corresponding roses of the diagram for tracer agents in one or more modes, is then selected and optimal bottomhole pressures are selected and set for each of its injection and production wells. 27. Способ по п.1, отличающийся тем, что по данным, полученным в результате исследований, для каждой нагнетательной скважины выбирают и устанавливают оптимальные забойные давления для каждого пласта и/или разукрупняют эксплуатируемые ею объекты, разделяя разнопроницаемые пласты друг от друга и выравнивая профиль приемистости.27. The method according to claim 1, characterized in that according to the data obtained as a result of research, for each injection well, optimal bottomhole pressures for each formation are selected and / or the objects operated by it are disaggregated, separating different-permeable layers from each other and aligning the profile pickup. 28. Способ по п.1, отличающийся тем, что по данным, полученным в результате исследований, для каждой добывающей скважины выбирают оптимальные забойные давления для каждого пласта и/или разукрупняют эксплуатируемые ею объекты, разделяя пласты с разным коэффициентом охвата друг от друга и выравнивая профиль притока, и/или переводят в категорию нагнетательных отдельные добывающие скважины.28. The method according to claim 1, characterized in that according to the data obtained as a result of research, for each production well, the optimal bottomhole pressures for each formation are selected and / or the objects operated by it are disaggregated, separating the layers with different coverage ratios from each other and aligning inflow profile, and / or individual production wells are transferred to the category of injection.

Images