georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2023.4.9geores-14Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESОперативное определение профиля притока в добывающих скважинах по химическому составу нефти и попутных вод (на примере одного из нефтяных месторождений Волго Уральской нефтегазоносной провинции)Flow Profile Estimating in production wells based on chemical composition of fluids (an example on Volga-Ural Petroleum and Gas Province)ШипаеваМ. С.ShipaevaM. S.

Мария Сергеевна Шипаева – младший научный сотрудник, Институт геологии и нефтегазовых  технологий

420111, Казань, ул. Большая Красная, д. 4

Maria S. Shipaeva – Junior Researcher, Institute of Geology and Petroleum Technology

4 Bolshaya Krasnaya st., Kazan, 420111

mariasipaeva@gmail.comТалиповаК. Р.TalipovaK. R.

Камиля Рустемовна Талипова – инженер, Институт геологии и нефтегазовых технологий

420111, Казань, ул. Большая Красная, д. 4

Kamilya R. Talipova – Engineer, Institute of Geology and Petroleum Technology

4 Bolshaya Krasnaya st., Kazan, 420111

СудаковВ. А.SudakovV. A.

Владислав Анатольевич Судаков – директор, НОЦ «Моделирование ТРИЗ», заместитель директора по  инновационной деятельности, Институт геологии и  нефтегазовых технологий

420008, Казань, ул. Кремлевская, д. 18

Vladislav A. Sudakov – Deputy Director for Innovations, Institute of Geology and Petroleum Technology

4 Bolshaya Krasnaya st., Kazan, 420111

НургалиевД. К.NurgalievD. K.

Данис Карлович Нургалиев – доктор геол.-минерал. наук, проректор по направлениям нефтегазовых  технологий, природопользования и наук о Земле,  директор Института геологии и нефтегазовых  технологий

420111, Казань, ул. Чернышевского, д. 7

Danis K. Nurgaliev – Dr. Sci. (Geology and Mineralogy), ViceRector for Earth Sciences

7 Chernyshevskogo st., Kazan, 420111

ШакировА. А.ShakirovA. A.

Артур Альбертович Шакиров – генеральный директор;

заместитель директора, НОЦ «Моделирование ТРИЗ»

420008, Казань, ул. Большая Красная, д. 4

Artur A. Shakirov – CEO

13 Lenina st., Almetyevsk, 423452

Казанский (Приволжский) федеральный университет; ООО «Геоиндикатор»РоссияKazan Federal University; Geoindicator LLCRussian FederationКазанский (Приволжский) федеральный университетРоссияKazan Federal UniversityRussian FederationООО «Геоиндикатор»; Казанский (Приволжский) федеральный университетРоссияGeoindicator LLCRussian Federation202328032024254121127Copyright © Шипаева М.С., Талипова К.Р., Судаков В.А., Нургалиев Д.К., Шакиров А.А., 20242024Шипаева М.С., Талипова К.Р., Судаков В.А., Нургалиев Д.К., Шакиров А.А.Shipaeva M.S., Talipova K.R., Sudakov V.A., Nurgaliev D.K., Shakirov A.A.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/14

Актуальными проблемами на зрелых нефтяных месторождениях до сих пор остаются высокая обводненность продукции и учет раздельной добычи нефти и попутных вод из разных пластов. Для установления профиля притока в добывающих скважинах традиционно применяются геофизические методы, такие как спуск специального оборудования в скважину, что влечет за собой остановку добычи и трудозатраты. В дополнение к таким методам или в качестве альтернативного решения выступают геохимические методы: отбор проб прост и оперативен, что позволяет покрыть весь фонд скважин, а информация, получаемая в результате исследования, не требует остановки скважины. В этом случае используются показатели химического состава пластовых флюидов, добываемых с различных интервалов перфорации. В настоящей работе геохимические исследования проведены по устьевым пробам из более чем 100 скважин с отдельной перфорацией на карбонатный и терригенный коллекторы, некоторые скважины ведут совместную эксплуатацию данных пластов. Применен алгоритм по выявлению отличительных характеристик каждого пласта по составу добываемых рассолов и нефтей. Данные о химическом составе флюидов из разных объектов разработки позволили определить профили притока углеводородов и водной составляющей в разрезах скважин, совместно эксплуатирующих эти объекты. По результатам проведенных исследований девонская залежь рассматриваемого месторождения делится на две части: северную и южную, которые отличаются химическим составом пластовых флюидов. При анализе разработки отмечается то же деление залежей на две части: за последние 50 лет основная добыча нефти и попутной воды сосредоточена в южной части залежи, приуроченной к разлому, где предполагается активная работа водонапорного горизонта.

Current problems in mature oil fields are high water cut and flow profile estimating of oil and associated brines from different layers. To establish the flow profile in production wells, geophysical research (Production Logging) is traditionally used by lowering special equipment into the well. Production Logging requires production stops and labor costs. Geochemical methods (Production Geochemistry) are used as an alternative solution: sampling is simple and efficient, which makes it possible to cover all the interesting area. Moreover, sampling does not require stopping the well. The geochemical method uses individual indicators of the composition of formation fluids produced from different perforation intervals. In this work, geochemical studies were carried out using wellhead samples from more than 100 wells, with single perforation for carbonate and terrigenous reservoirs. Some wells have joint exploitation of these formations. An automated algorithm was used to identify the distinctive characteristics of each formation based on the composition of the produced brines and oils. Data on the chemical composition of fluids from different development objects made it possible to determine the flow profiles in wells with joint production. Based on the results of the studies, the Devonian reservoir of the field under consideration is divided into 2 parts – northern and southern, which differ in the chemical composition of formation fluids. The same separation of the deposits into 2 parts is noted by field development analysis: over the past 50 years, the main production of oil and associated brines has been concentrated in the southern part of the deposit, confined to the fault, where the active work of the aquifer is assumed. It is recommended to use the obtained data for history matching of the reservoir simulation model.

геохимиягеоиндикаторразломытерригенный и карбонатный коллекторыанализ разработкипрофиль притокаgeochemistrygeoindicatorfaultsterrigenous and carbonate reservoirfield developmentflow profileРабота выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-15-2022-299 в рамках программы развития НЦМУ «Рациональное освоение запасов жидких углеводородов планеты».This work was supported by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under agreement No. 075-15- 2022-299 within the framework of the development program for a world-class Research Center “Efficient development of the global liquid hydrocarbon reserves”.ReferencesАбрамова О.П., Абукова Л.А., Попов С.Н. (2011). Проблемы повышения достоверности компьютерных моделей природного и техногенного солеотложения в геологической среде. Современные проблемы науки и образования, (4), с. 1–7.Abramova O.P., Abukova L.A., Popov S.N. (2011). Problems of increasing the reliability of computer models of natural and technogenic salt deposition in the geological environment. Sovremennye problemy nauki i obrazovaniya, (4), pp. 1–7. (In Russ.)Бешенцев В.А., Семенова Т.В., Сабанина И.Г., Воробьева С.В. (2019). Характеристика подземных вод мезозойского гидрогеологического бассейна в пределах месторождений Ямало-ненецкого нефтегазодобывающего региона. Известия вузов. Нефть и газ, (4), с. 39–48. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2019-4-39-48Beshentsev V.A., Semenova T.V., Sabanina I.G., Vorobjeva S.V. (2019). Characteristics of groundwater in the Mesozoic hydrogeological basin at the fields of the Yamalo-Nenets oil and gas producing region. Izvestiya vuzov. Neft’ i gaz = Oil and Gas Studies, (4), pp. 39–48. (In Russ.) https://doi.org/10.31660/0445-0108-2019-4-39-48Гаттенбергер Ю.П. (1971). Гидрогеология и гидродинамика подземных вод. М.: Недра, 184 с.Chowdhury M.S., Tanjil H.A., Akter S., Amin M.A., Pal S.K. (2019). Production Logging and its Implementation: A Technical Review. International Journal of Petroleum and Petrochemical Engineering, 5(2), pp. 42–51. http://dx.doi.org/10.20431/2454-7980.0502004Закруткин В.Е., Гибков Е.В., Скляренко Г.Ю., Решетняк О.С. (2016). Сравнительная оценка качества поверхностных и подземных вод Восточного Донбасса по гидрохимическим показателям. Известия высших учебных заведений. Северо-Кавказский регион. Естественные науки, (2), с. 91–99.Gattenberger Yu.P. (1971). Hydrogeology and hydrodynamics of groundwater. Moscow: Nedra, 184 p. (In Russ.)Карцев А.А. (1972). Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 280 с.Kartsev A.A. (1972). Hydrogeology of oil and gas fields. Moscow: Nedra, 280 p. (In Russ.)Киреева Т.А., Гусева О.В., Судо Р.М. (2012). Влияние химического состава пластовых вод нефтегазовых месторождений западной Сибири на разработку залежей (на примере Средне-Хулымского месторождения). Вестник Московского университета. Серия 4. Геология, (2), с. 35–44.Kireeva T.A., Guseva O.V., Sudo R.M. (2012). The influence of the chemical composition of formation waters of oil and gas fields in Western Siberia on the development of deposits (using the example of the SredneKhulymskoye field). Vestnik Moskovskogo universiteta. Seriya 4. Geologiya = Bulletin of Moscow University. Series 4. Geology, (2), pp. 35–44. (In Russ.)Матусевич В.М. (1976). Геохимия подземных вод ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна. М.: Недра, 157 с.Matusevich V.M. (1976). Geochemistry of groundwater in the West Siberian oil and gas basin. Moscow: Nedra, 157 p. (In Russ.)Никаноров А.М. (2001). Гидрохимия. СПб.: Гидрометеоиздат, 444 с.McMahon P.B., Kulongoski J.T., Vengosh A. et al. (2018). Regional patterns in the geochemistry of oil-field water, southern San Joaquin Valley, California, USA. Applied Geochemistry, 98, pp. 127–140. https://doi.org/10.1016/j.apgeochem.2018.09.015Сулин В.А. (1948). Гидрогеология нефтяных месторождений. М.-Л.: Гостоптехиздат, 480 c.Nikanorov A.M. (2001). Hydrochemistry. St.Petersburg: Gidrometeoizdat, 444 p. (In Russ.)Шварцев С.Л. (1996). Общая гидрогеология. М.: Недра, 423 с.Shipaeva M., Sudakov V., Khairtdinov R., Sattarov A. (2019). Analysis of flow distribution in fractured-cavernous carbonate reservoir basing on tracer tests and isotope survey. International Multidisciplinary Scientific GeoConference-SGEM, 19(1.2), pp. 635–642. https://doi.org/10.5593/sgem2019/1.2/S06.080Chowdhury M.S., Tanjil H.A., Akter S., Amin M.A., Pal S.K. (2019). Production Logging and its Implementation: A Technical Review. International Journal of Petroleum and Petrochemical Engineering, 5(2), pp. 42–51. http://dx.doi.org/10.20431/2454-7980.0502004Shipaeva M.S., Garifullina V.I., Fayzetdinova R.R., Sudakov V.A., Shakirov A.A., Nuriev I.A., Khuzin R.R., Salikhov D.A. (2022). Geochemical analysis of formation water as a tool for better understanding of water flooding. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 1087, 012069. https://doi.org/10.1088/1755-1315/1087/1/012069McMahon P.B., Kulongoski J.T., Vengosh A., Cozzarelli I.M., Landon M.K., Kharaka Y.K., Gillespie J.M., Davis T.A. (2018). Regional patterns in the geochemistry of oil-field water, southern San Joaquin Valley, California, USA. Applied Geochemistry, 98, pp. 127–140. https://doi.org/10.1016/j.apgeochem.2018.09.015Shvartsev S.L. (1996). General hydrogeology. Moscow: Nedra, 423 p. (In Russ.)Shipaeva M., Sudakov V., Khairtdinov R., Sattarov A. (2019). Analysis of flow distribution in fractured-cavernous carbonate reservoir basing on tracer tests and isotope survey. International Multidisciplinary Scientific GeoConference-SGEM, 19(1.2), pp. 635–642. https://doi.org/10.5593/sgem2019/1.2/S06.080Simon S., Ruwoldt J., Sjöblom J. (2020). A critical update of experimental techniques of bulk and interfacial components for fluid characterization with relevance to well fluid processing and transport. Advances in Colloid and Interface Science, 277, 102120. https://doi.org/10.1016/j.cis.2020.102120Shipaeva M.S., Garifullina V.I., Fayzetdinova R.R., Sudakov V.A., Shakirov A.A., Nuriev I.A., Khuzin R.R., Salikhov D.A. (2022). Geochemical analysis of formation water as a tool for better understanding of water flooding. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, 1087, 012069. https://doi.org/10.1088/1755-1315/1087/1/012069Sulin V.A. (1948). Hydrogeology of oil fields. Moscow – Leningrad: Gostoptekhizdat, 480 p. (In Russ.)Simon S., Ruwoldt J., Sjöblom J. (2020). A critical update of experimental techniques of bulk and interfacial components for fluid characterization with relevance to well fluid processing and transport. Advances in Colloid and Interface Science, 277, 102120. https://doi.org/10.1016/j.cis.2020.102120Zakrutkin V.E., Gibkov E.V., Sklyarenko G.Yu., Reshetnyak O.S. (2016). Comparative assessment of the quality of surface and groundwater in Eastern Donbass based on hydrochemical indicators. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedenii. Severo-Kavkazskii region. Estestvennye nauki, (2), pp. 91–99. (In Russ.)

The authors declare that there are no conflicts of interest present.