Формирование программ геолого-технических мероприятий с помощью цифровой информационной системы «Подбор ГТМ»

Источник: Журнал «PROнефть»

А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, А.А. Пустовских, к.ф.-м.н., А.Ю. Шеремеев, Р.З. Зулькарниев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.Ю. Колупаев, Н.В. Чебыкин, А.А. Кириллов (ООО «Газпромнефть-Хантос»)

Эксплуатация скважин с учетом потенциальных геологических и технологических возможностей – один из важных факторов, влияющих на эффективную выработку запасов углеводородов. На сегодняшний день самыми эффективными способами интенсификации добычи нефти на базовом фонде являются следующие геолого-технические мероприятия (ГТМ):

— зарезка боковых стволов (ЗБС), в том числе с горизонтальным окончанием с многозонными гидроразрывами пласта (ЗБГС с МГРП), направленная на выработку остаточных запасов;

— гидроразрыв пласта (ГРП) с целью восстановления и увеличения продуктивности скважин, приобщения нефтенасыщенных пластов;

— перевод скважин на выше- (ПВЛТ) и нижележащий (ПНЛГ) горизонты, направленный на выработку остаточных запасов пластов, расположенных выше или ниже основного объекта разработки.

Оперативная оценка потенциала роста добычи нефти с помощью интенсификации скважин позволяет формировать эффективные программы ГТМ, способствующие достижению целевых показателей добычи нефти на активах компании.

В настоящее время добиться высокой результативности в выборе скважин для проведения ГТМ можно с использованием цифровых информационных систем.

В 2014 г. с целью увеличения эффективности ГТМ начались работы по созданию цифровой информационной системы (ИС) «Подбор ГТМ». Была разработана проектная документация, на основе которой создана ИС «Подбор ГТМ». В 2015 г. данная ИС запущена в промышленную эксплуатацию на пилотномпроекте – Приобском месторождении, расположенном на южной лицензионной территории (ЮЛТ). Месторождение является уникальным по величине запасов. В 2016 г. получен бизнес-эффект от внедрения: выявлен существенный потенциал для увеличения числа ГТМ, защищен инвестиционный проект на проведение дополнительных 100 ГРП при плане 160 ГРП. За счет выполнения дополнительных ГРП добыча сверх плана составила 131 тыс. т нефти (54 % к бизнес-плану). Это позволило достичь целевых показателей уровня добычи по месторождению за 2016 г.

Создание нормативно-методологической документации

При создании нормативно-методологической документации (НМД) был учтен лучший опыт компании «Газпром нефть». Проведены интервью со всеми специалистами, задействованными в процессе подбора ГТМ, бенчмаркинг процесса подбора ГТМ в других нефтяных компаниях. По результатам выполненной работы созданы два проектных документа компании:

— методический документ «Алгоритм оценки целесообразности проведения и выбора вида ГТМ» (по ГРП, ЗБС, ЗБГС с МГРП, ПВЛГ);

— стандарт «Порядок формирования годовых, квартальных и месячных ГТМ для обеспечения добычи нефти».

В рамках внедрения действующих НМД, распространения знаний и повышения компетенции специалистов в компании организован и систематически проводится внутренний курс обучения по указанным документам и навыкам работы в ИС «Подбор ГТМ». За 1 квартал 2017 г. было обучено шесть групп – более 60 специалистов различных дочерних обществ компании.

Создание цифровой ИС «Подбор ГТМ»

Метод решения задач представляет собой основанную на разработанных базовых алгоритмах и задаваемых критериях обработку массива цифровых данных, подбор и расчет ГТМ, включая экономическую эффективность, ранжирование кандидатов и выдачу ориентированного результата – потенциальное число ГТМ и их рейтинг. Были определены следующие цели и задачи:

— повышение культуры инженерного подхода: консолидация расчетных модулей в одной форме - подбор и расчет ГТМ, расчет профилей дополнительной добычи, оценка экономики, моделирование сценарных условий выполнения программы ГТМ под целевые уровни добычи нефти;

— автоматизация процессов по первичному подбору скважин-кандидатов для проведения ГТМ: на основе разработанных базовых алгоритмов и задаваемых критериев проводятся обработка массива цифровых данных, подбор и расчет ГТМ, ранжирование скважин-кандидатов и выдача ориентированного результата;

— оперативное получение результата: скорость расчетов всего фонда скважин на пилотном проекте Приобское месторождение (ЮЛТ) – 2200 скважин за 9 мин;

— повышение качества подбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ: сокращение времени инженера на первичный отбор скважин-кандидатов и переориентирование его на экспертизу – анализ и рассмотрение потенциальных скважин-кандидатов;

— информативность процесса, работа в режиме online: становятся доступными входные данные, результаты расчетов, ведутся процессы согласования с сохранением истории принятия решений и информации;

— унификация подхода к планированию программ ГТМ для сквозной приоретизации по всем обществам компании;

— создание основы для качественного формирования комплексного проекта развития актива: систематическое ведение расчетов в ИС «Подбор ГТМ» позволяет оценить потенциал, получить ранжированный список скважин-кандидатов для разработки программ ГТМ на долгосрочный период (ГРП, ЗБС, ПВЛГ).

Цифровые базы данных по скважинам, месторождениям

В настоящее время можно отметить тенденцию к улучшению качества цифровых баз данных, практически не осталось бумажных носителей информации. Созданы службы, контролирующие актуализацию цифровых баз данных в режиме реального времени.

Для подбора ГТМ в ИС «Подбор ГТМ» используются следующие цифровые базы данных.

 Карты по геологии и разработке:

— начальной нефтенасыщенной толщины

— остаточной нефтенасыщенной толщины (ОННТ);

— проницаемости;

— текущей насыщенности/прогнозной обводненности;

— изобар;

— контуров фильтрации нефти и воды.

 Данные по скважинам:

— результаты интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС);

— траектории скважин;

— базы данных перфораций;

— технологические режимы и месячные эксплуатационные рапорты за всю историю;

— координаты пластопересечений, устьев;

— результаты компенсации отборов закачкой по элементам заводнения;

— PVT-свойства, модифицированные относительные фазовые проницаемости, справочник пластов.

 Данные по ГРП:

— база ГРП за всю историю;

— дизайны трещины ГРП;

— масса проппанта.

 Данные о техническом состоянии скважин:

— информация по промыслово-геофизическим исследованиям (ПГИ) о негерметичности эксплуатационных колонн, заколонной циркуляции, источниках обводнения;

— неработающий/аварийный фонд;

— состояние текущего забоя.

Вся цифровая информация по мере актуализации интегрируется в ИС «Подбор ГТМ» ответственным пользователем, процесс загрузки информации происходит практически мгновенно на единый сервер, после чего она становится доступной для всех пользователей компании.

Алгоритмы и критерии подбора скважин-кандидатов для проведения ГРП

Подбор и расчет скважин-кандидатов для проведения ГРП включает пять основных действий:

— выбор скважин;

— оценка критериев и рисков выполнения ГРП;

— анализ работы окружающих скважин;

— расчет эффективности (оценка потенциала, расчет профиля дополнительной добычи нефти, экономическая оценка);

— формирование рейтинга скважин-кандидатов.

Алгоритм выбора скважин для проведения повторного ГРП (выявления скважин со снижением продуктивности) включает следующие операции [1, 2].

 По скважине на конкретный пласт находится дата последнего ГРП (источник информации – база данных по фраклистам).

 Определяются параметры работы на псевдоустановившемся режиме (ПУР) после предыдущего ГРП:

— рассчитывается или задается время выхода скважины на ПУР;

— определяются параметры работы на ПУР (программа выбирает интервал с минимальным отклонением дебита жидкости за период);

— на ПУР моделируется закон Дюпии путем адаптации проницаемости.

 Анализируются параметры работы на текущем режиме:

— определяются абсолютная и относительная величины отклонения дебита нефти на текущем режиме от величины на ПУР;

— по факторному анализу определяются значения и причины изменения дебитов нефти за счет пластового давления, забойного давления, снижения продуктивности и изменения обводненности;

— определяется текущий скин-фактор путем расчета по закону Дюпии на адаптированную проницаемость на ПУР, причем ключевым фактором является величина текущего пластового давления и его изменение вследствие ПУР.

Если произошло снижение дебита и пластового давления, то факторный анализ показывает, насколько снизился дебит нефти за счет изменения пластового давления, насколько – за счет продуктивности, затем с учетом изменения пластового давления рассчитывается текущий скин-фактор.

 Выявляются скважины со сниженной продуктивностью:

— по увеличению скин-фактора с момента предыдущего ГРП;

— по результатам факторного анализа (отмечаются потери нефти за счет снижения продуктивности).

Пример выбора скважин со снижением продуктивности для проведения ГРП представлен на рис. 1.


Рис. 1. Выявление скважин со снижением продуктивности (ВНС – ввод новых скажин)

Алгоритм выявления скважин с неоптимальной геометрией трещины ГРП следующий.

 Анализ существующей трещины ГРП. По базе данных определяются масса закачанного проппанта и параметры созданной трещины: полудлина xf, ширина wf, достигнутый скин-фактор.

 По РИГИС или по карте эффективных толщин объекта разработки определяется эффективная толщина пласта.

 Вычисляется закачанная масса проппанта на 1 м толщины пласта. Этот параметр позволяет оперативно найти скважины, где выполнен мини-ГРП или неоптимальный ГРП. Проведение повторного ГРП в данных скважинах позволяет создать более длинную трещину и увеличить площадь дренирования запасов. Пример выбора скважин для оптимизации трещин ГРП представлен на рис. 2.


Рис. 2. Выбор скважин для оптимизации существующей трещины ГРП (условные обозначения те же, что и на рис. 1)

Выбор скважин для интенсификации, где требуется провести первый ГРП или приобщить пласт с ГРП (рис. 3), осуществляется по следующему алгоритму.

 Выявляются скважины и пласты для рассмотрения возможности проведения первого ГРП.

 Выявление пропущенных пластов для приобщения с ГРП.


Рис. 3. Выбор скважин для интенсификации и приобщения пластов с ГРП (условные обозначения те же, что и на рис. 1)

После того, как определены скважины со снижением продуктивности, скважины, в которых требуется проведение оптимизации геометрии трещины, и скважины, где есть возможность провести интенсификацию (первый ГРП), осуществляется тестирование на критерии применимости ГРП.

 Расчет остаточных извлекаемых запасов по картам остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом контура питания скважин. ГРП – высокозатратная операция, очень важно определить наличие запасов, чтобы обеспечить окупаемость мероприятия.

 Оценка толщины глинистой перемычки по РИГИС. ИС «Подбор ГТМ» позволяет оценивать наличие рисков прорыва трещины ГРП в водонасыщенные пласты. Определяется толщина глинистой перемычки между нефте- и водонасыщенной частями пласта, что позволяет инженеру вывести скважины в отдельную группу риска и учитывать данные для расчета дизайна ГРП.

 Оценка рисков прорыва фронта нагнетаемой воды (ФНВ). ИС «Подбор ГТМ» дает возможность оценить риски прорыва ФНВ по расположению добывающей скважины относительно нагнетательных с учетом регионального стресса и роста трещины автоГРП, а также по расстоянию до контура нагнетания.

 Оценка технического состояния скважины. Из базы данных ПГИ подгружается информация по наличию негерметичности эксплуатационной колонны, заколонных перетоков, источнику обводнения. По неработающему фонду скважин подгружаются данные о состоянии текущего забоя, наличии аварий, отсутствии дорог, проблемах обустройства и др.

 Оценка пластового давления и компенсации отборов закачкой. По данным карты изобар или результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС) (задаются инженером) считывается значение текущего пластового давления по скважине. На момент расчета загружается информация по текущей и накопленной компенсации отборов закачкой по данным блочно-факторного анализа. Если значение меньше критического, то по скважине определяется риск по пластовому давлению и интерференции.

 Оценка остановочных параметров. ИС «Подбор ГТМ» позволяет вывести скважины с текущим дебитом нефти и обводненностью выше или ниже определенной величины в отдельную категорию. Например, скважины с высоким остановочным дебитом можно отнести к кандидатам на перспективу.

По каждой скважине оцениваются критерии применимости ГТМ с присвоением системы рисков. Это позволяет ранжировать скважины-кандидаты для проведения ГТМ.

Завершающим этапом подбора скважин с помощью ИС «Подбор ГТМ» является оценка эффективности ГТМ, которая включает:

— расчет потенциальных дебитов жидкости и нефти;

— расчет профиля дополнительной добычи нефти, жидкости, газа, закачки;

— оценку экономических показателей.

Алгоритмы и критерии подбора скважин для ЗБС, ЗБГС с МГРП

ЗБС, в том числе ЗБГС с МГРП, направлены на выработку остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ). Очевидно, что основной задачей является поиск участков (содержащих ОИЗ) с низкой выработкой, в которых проницаемость, прогнозная обводненность, текущее пластовое давление позволят получить рентабельные притоки нефти. Для решения данной задачи выполняются следующие мероприятия [1, 2]:

 Построение карты остаточных нефтенасыщенных толщин. Очень важным моментом является учет наличия трещин ГРП, отбора и закачки по направлению этих трещин, отбора запасов и закачки по траектории горизонтального ствола. Влияние этих факторов дает возможность более точно определить наличие остаточных запасов в межскважинном пространстве.

 Построение карты выработки запасов. Наличие остаточных запасов в межскважинном пространстве не позволяет утверждать, что эти запасы извлекаемые. Как известно, достигаемый коэффициент извлечения нефти месторождений составляет в среднем 0,3. Поэтому очень важно оценить выработку запасов и найти такие участки, где имеются ОИЗ, но текущая выработка низкая.

 Построение карты прогнозной обводненности с учетом фактических данных по существующим скважинам и по расчетным данным в проектных целях. Каждой проектной цели в межскважинном пространстве соответствует своя текущая выработка, и, если учитывать влияние пусковой обводненности в существующих скважинах на нулевую выработку запасов, то можно рассчитать влияние прогнозной обводненности в межскважинном пространстве на текущую выработку. Скважины с перетоками, негерметичностью эксплуатационной колонны исключаются из прогноза.

 Расчет и подбор скважин для ЗБС по проектным целям (рис. 4).


Рис. 4. Расчет и выбор оптимальной проектной цели для ЗБГС (ОННТ – остаточные нефтенасыщенные толщины)

Структура подбора и расчета включает пять основных операций:

— выбор потенциального фонда скважин для ЗБС;

— выбор потенциальных проектных целей/ячеек;

— оценка критериев и рисков ЗБС для проектных целей;

— расчет эффективности: оценка потенциала, определение профиля дополнительной добычи нефти, оценка экономических показателей;

— формирование рейтинга скважин-кандидатов.

ИС «Подбор ГТМ» позволяет осуществлять выбор потенциального фонда для проведения ЗБС, ЗБГС.

 Добывающие скважины: инженером-пользователем вводится минимальный текущий дебит нефти, на основании которого выбираются потенциальные скважины и классифицируются причины выбора скважин для ЗБС (аварийный фонд, зона низких фильтрационно-емкостных свойств).

 Нагнетательные скважины. Выбираются скважины с низкой накопленной закачкой.

 Транзитные скважины.

Проводятся выбор и размещение потенциальных проектных целей/ячеек для ЗБС вокруг «материнского» ствола рассматриваемых скважин:

— выбирается произвольный размер проектных целей ячеек, например:

✓  ячейка 50×50 м с шагом 25 м для ЗБС с ГРП;

✓  ячейка150×300 м с шагом 25 м для ЗБГС с МГРП (длина 300м и три МГРП);

— задаются границы размещения ячеек – минимальное расстояние и максимальный отход от «материнского» ствола;

— задается условие расположения ячеек при наличии минимальных ОННТ;

— задается расстояние до нефтяных/нагнетательных скважин.

Затем проводятся тестирование каждой проектной цели на критерии применимости ЗБС и расчет потенциальных дебитов. Для этого ИС «Подбор ГТМ» считывает значения анализируемых параметров с карт геологии и разработки для каждой проектной цели и осуществляет тестирование, далее выбираются цели для проведения ЗБС (см. рис. 4). Оптимальной считается зеленая ячейка, синие ячейки – риск отсутствует, дебит нефти рентабелен, красные ячейки – имеются риски по ФНВ, сиреневые – нерентабельные. По результатам расчетов выбирается оптимальная цель для проведения ЗБС, ЗБГС.

Модуль согласования скважин-кандидатов для проведения ГТМ в ИС «Подбор ГТМ»

Создан модуль «Согласование ГТМ» в ИС «Подбор ГТМ», в котором на основе процессов актуализированного стандарта проводится процесс согласования рассчитанных ГТМ между ответственными специалистами компании ведутся базы данных, согласованных ГТМ. Результаты работ (авторство, расчеты) остаются в банке данных по скважинам, накапливается преемственность информации для последующих решений.

По результатам согласования формируется программа ГТМ на последующий период с учетом проведенных расчетов и ранжирования по эффективности. Пример выполнения ЗБГС для выработки остаточных запасов приведен на рис. 5.


Рис. 5. Пример реализации программы ГТМ по ЗБГС для выработки остаточных запасов

Заключение

Применение информационных технологий в процессе формирования программ ГТМ позволяет повысить культуру инженерного подхода, автоматизировать процессы по первичному подбору скважин для проведения ГТМ, оперативно получать данные по месторождениям с болшим фондом скважин, повысить качество подбора скважин для проведения ГТМ, сделать процесс информативным в режиме реального времени.

Новизна проекта заключается в разработке алгоритмов и критериев подбора ГТМ, интегрированных в цифровую информационную систему «Подбор ГТМ». Созданная ИС «Подбор ГТМ» на Web интерфейсе позволяет пользователям работать в режиме online, за счет чего процесс формирования ГТМ проходит на более качественном уровне, расчеты, обмен информацией и сохранение истории принятия решений по ГТМ осуществляются в единой системе.

Новые качественные возможности электронной разработки активов (ЭРА) в проекте ИС «Подбор ГТМ» создают основу для эффективного планирования комплексного развития актива: оцениваются потенциал и рейтинг мероприятий. На пилотном проекте – Приобском месторождении (ЮЛТ) – по результатам, полученным в 2015 г., добыча нефти от проведения ГРП увеличилась на 33 %, в 2016 г. – на 54 % по сравнению с плановыми показателями. Достигнут исторический максимум по вовлечению 11 % действующего (базового) фонда для проведения ГРП (260 скважин), это является одним из важных факторов, влияющих на эффективную выработку запасов углеводородов и снижение темпов падения добычи нефти.

Реализованная цифровая информационная система является уникальной, аналогов ей не существует.

В 2017 г. начата промышленная эксплуатация и тиражирование ИС «Подбор ГТМ» на основных месторождениях текущих активов компании «Газпром нефть».

Список литературы

1. Создание цифровых информационных систем для оптимизации процесса формирования комплексных программ ГТМ /А.А. Ситников, А.А. Пустовских, Р.Н. Асмандияров [и др.]// SPE 176561. – 2015.

2. Формирование геолого-технических мероприятий на Приобском месторождении (ЮЛТ) с помощью цифровых информационных систем/А.А. Ситников, А.А. Пустовских, Р.Н. Асмандияров [и др.]// SPE 182124. – 2016.


Авторы статьи:  А.Н. Ситников, Р.Н. Асмандияров, А.А. Пустовских, к.ф.-м.н., А.Ю. Шеремеев, Р.З. Зулькарниев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.Ю. Колупаев, Н.В. Чебыкин, А.А. Кириллов (ООО «Газпромнефть-Хантос»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку