Анализ интерференции скважин на основе алгоритмов комплексирования промысловых данных

А. В. Чорный АО «Зарубежнефть», И. А. Кожемякина, Н. Ю. Чуранова, А. В. Соловьев, М. М. Хайруллин АО «ВНИИнефть», Е. В. Юдин, к.ф.-м.н. ООО «Газпромнефть НТЦ»

Журнал «Нефтяное хозяйство»

В статье рассмотрены подходы к анализу, структурированию и первичной оценке состояния разработки на примере локально изолированного участка одного из месторождений Центрально-Хорейверского поднятия, представленного карбонатным коллектором. Описанный подход призван систематизировать изучение карбонатных коллекторов и позволит повысить качество принятия решений при разработке месторождений.

Формирование карбонатных пород Северо-Хоседаюского месторождения

Для выбора стратегии разработки в первую очередь необходимо понимание геологии рассматриваемого месторождения. В подошве фамена залегают относительно глубоководные отложения, сформировавшиеся в период максимального подъема уровня моря; выше залегают осадки, образовавшиеся во время высокого стояния уровня моря и начала его падения. Породы фаменских отложений сложены преимущественно известняками сферово-водорослевыми плотными и пористо-кавернозными, которые представляли собой органогенные постройки.

В периоды относительно спокойного накопления осадков сферово-водорослевые известняки имели микросгустковую структуру, однако при повышении гидродинамической активности происходило образование комковатых известняков, сложенных интракластами сферово-водорослевых известняков и водорослевыми микросгустковыми комками.

Относительные и непродолжительные повышения уровня моря выражались в накоплении известняков микросгустковых водорослевых, иногда с увеличенным содержанием глин. Большее количество карбонатного ила (микрита) и незначительное количество биоты свидетельствуют о спокойных, застойных условиях бассейна седиментации.

Для проектирования разработки Северо-Хоседаюско-го месторождения важны следующие факторы.

  1. Продуктивный пласт D3fmIII сложен известняками слоистыми серыми и светло-серыми, с прослоями массивных известняков с микротрещинами.
  2. Отсутствие маркирующего пласта глин, четко выделяющегося по каротажу, отделяющего пласты D3fmIII и D3fmIV. На соседних месторождениях он присутствует.
  3. Пласт D3fmIV представлен глинистыми известняками.

Таким образом, необходимо изучение пустотного пространства, которое может быть представлено коллектором как порового типа, так и порово-трещиноватого, что может привести к опережающему росту обводненности. Верхний пласт D3fmIV имеет ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) из-за наличия глинистых вкраплений в разрезе. Одновременная закачка воды в пласты D3fmIV и D3fmIII приведет к неравномерному профилю приемистости, смещенному вниз.

Анализ структуры трещиноватости

Важными наряду с седиментацией являются вторичные процессы (выщелачивание, трещиноватость).

Выделяются пять типов трещин:

  1. раскрытые субвертикальные;
  2. раскрытые наклонные;
  3. слабо раскрытые наклонные;
  4. слабо раскрытые субвертикальные;
  5. микротрещины (выявлены по наличию зон дроб-ления).

Таким образом, фильтрация флюида контролируется двумя противоположно ориентированными типами трещин (субвертикальными и наклонными, параллельными напластованию).

По данным исследований образцов керна и микроимиджера FMI наличие вертикальных трещин достоверно не установлено. В целом на месторождении преобладает наклонная трещиноватость.

Анализ неоднородности ФЕС

Анализ значений проницаемости, определенных по результатам интерпретации данных геофизических исследований скважин (РИГИС), с учетом петрофизических зависимостей позволил сделать вывод о гетерогенном характере коллектора на рассматриваемом участке. Для оценки вертикальной неоднородности использовался коэффициент Дикстра — Парсона [1]


где k50, k84,1 — соответственно 50-процентиль и 84,1-про-центиль проницаемости k, 10-3мкм2.

Значения Vdp, близкие к 1, указывают на гетерогенный характер коллектора, Vdp = 0 — на гомогенный пласт.

В среднем по месторождению коэффициент вертикальной неоднородности Дикстра — Парсона составляет 0,65. Распределение этого коэффициента по площади показано на рис. 1.


Наиболее однородная по проницаемости область находится в северо-восточной части месторождения и характеризуется как гомогенная по свойствам в вертикальном разрезе, что обусловлено отсутствием нефтенасы щенных толщин пласта D3fmIII по скважинам купольной части. Скважины, расположенные в периферийной части залежи, имеют неоднородный разрез по проницаемости, что затрудняет организацию системы поддержания пластового давления (ППД).

Анализ эффективности системы ППД

Для планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) и применения методов петроупругого моделирования был выполнен анализ системы ППД на основе результатов трассерных исследований, а также аналитических методов материального баланса и расчета взаимовлияния скважин.

С 2016 г. ППД по залежи осуществлялось путем закачки воды непосредственно в пласты D3fmIV и D3fmIII через единственную нагнетательную скважину, расположенную в приконтурной части. Для определения направлений фильтрации была выполнена оценка площадных эффектов от интерференции нагнетательной скважины и окружающих добывающих скважин [2].

По результатам анализа интерференции скважин, проведенного статистическими методами ранговой корреляции Спирмена, установлено направление преимущественной фильтрации (рис. 2), подтвержденное трассерными исследованиями. Расчет корреляции выполнен на основании суточных данных о приемистости нагнетательной скважины и дебитах жидкости добывающих скважин.


Процедура определения коэффициента Спирмена состоит в подборе временнго лага (отклика), при котором коэффициент корреляции является максимальным, где d — разность рангов; n — число пар.

В целом посчитанный лаг (число суток до отклика) не коррелирует с расстоянием до добывающих скважин, что может указывать на отсутствие прямой связи при закачке по пласту. Как показывают результаты трассерных исследований в южной части месторождения ниже водонефтяного контакта (ВНК) пласта D3fmIII, большой объем воды фильтруется в вертикальном направлении из водоносного пласта снизу — вверх.


Значения коэффициентов ранговой корреляции Спирмена между нагнатательной и окружающими добывающими скважинами приведены в таблице. В результате выявлены преимущественные направления фильтрации к трем скважинам (скв. 10, 11, 12), другие скважины имеют низкую степень связи с нагнетательной скважиной.

Все гидродинамические исследования прошли внутреннюю оценку качества, исключены некондиционные, невостановленные замеры, скважины с заколонной циркуляцией, низкой дискретностью манометра и др. Далее замеры были интегрированы в модель материального баланса, по которой рассчитаны три варианта [3].


Вариант 1. Содержит входные данные о пласте без изменений, при этом расчетное давление не соответствует фактическому.

Вариант 2. Попытка адаптировать пластовое давление объемом запасов. При этом запасы значительно превышают числящиеся на государственном балансе и исходя из изученности пласта не могут быть обоснованы.

Вариант 3. Адаптация достигнута подключением водоносного горизонта. С учетом преимущественного попластового обводнения, а также наличия этого горизонта поставлен вопрос о целесообразности попластового заводнения.

Расчет уравнения материального баланса показал, что при утвержденном объеме запасов наилучшая адаптация профиля давления по залежи достигается при подключении водоносного горизонта (рис. 3). С учетом преимущественно попластового обводнения в данном блоке (в том числе при отсутствии нефтенасыщенных толщин пласта D3fmIII) и низкого коэффициента вертикального охвата заводнением нагнетательных скважин (0,32–0,33 по данным промыслово-геофизических исследований) возникает вопрос об эффективности используемой системы заводнения.


В дополнение к оценке водоносного горизонта выполнен анализ шестикомпонентного состава пластовой воды в добываемой жидкости. Установлено, что при добыче из изолированного объекта D3fmIV минерализация анионов составляет 76–78 г/л, в то время как при совместной перфорации скважинами пластов D3fmIII, D3fmIV — 100–120 г/л. Повышенная минерализация может быть связана с притоком воды из подстилающего более минерализованного водоносного горизонта. Таким образом, наличие в продукции воды с высокой минерализацией указывает на непосредственное влияние подстилающей воды в районе рассматриваемого участка, что связано с геологическими особенностями формирования карбонатов (массивный тип залежи).

Существующая система ППД неравномерно влияет на процесс вытеснения нефти. Наблюдается постоянное снижение давления. Как видно из динамики пластового давления, активности водоносного горизонта недостаточно для компенсации отборов и поддержания давления. По полученным результатам о неоднородности ФЕС пласта и эффективности нагнетания воды сделан вывод о необходимости модификации системы ППД.

Построение секторной модели и расчет вариантов оптимизации системы ППД

С целью оптимизации системы ППД была построена геологическая модель Северо-Хоседаюского месторождения, соответствующая запасам, принятым на государственный баланс, свойствам пласта по РИГИС и текущему представлению о строении залежи. При переходе к гидродинамической модели вырезан целевой сектор, по которому проведена адаптация ключевых показателей c учетом выводов о геологических особенностях, разломах, источниках обводнения, энергетическом состоянии. Модель обладает достаточной детализацией для расчета показателей разработки пластов D3fmIV, D3fmIII, а также их взаимодействия с подстилающей водой, находящейся в водоносном горизонте.

В декабре 2016 г. в северо-западной части месторождения была пробурена нагнетательная скважина. Несмотря на наличие водоносного горизонта, на отдельных участках залежи пластовое давление было снижено более 40% относительно начального. Поэтому на момент бурения остро стоял вопрос выбора интервала перфорации для повышения эффективности системы ППД. По результатам расчета на гидродинамической модели был предложен альтернативный вариант преобразования системы заводнения с перфорацией пласта ниже ВНК проектного горизонта.

На основании построенной гидродинамической модели (рис. 4) рассчитан эффект от перфорации: всей эффективной толщины; нефтенасыщенной толщины; водо-насыщенной толщины пласта, а также базового варианта (без ввода нагнетательной скважины ППД).


Максимальный прирост добычи нефти по окружающим скважинам за 20 лет получен при перфорации водонасыщенной части пласта. При этом сопоставимый вариант перфорации всей эффективной толщины пласта (прирост добычи нефти 30 тыс. т) приводит к росту обводненности окружающих скважин на 3%.

С сентября 2017 г. новая скважина была выведена на режим с перфорацией нижней водоносной части пласта. Отмечаются стабилизация пластового давления, снижение темпов обводнения по участку. Дополнительная добыча нефти относительно базового варианта за 10 мес составила 4 тыс. т.

Список литературы

  1. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. — М.: Schlumberger, 2001. — 144 c.
  2. Low-Cost Monitoring Of Inter-Well Reservoir Communication Paths Through Correlations In Well Rate Fluctuations: Case Studies From Mature Fields In The North Sea / J. Heffer Kes [et al.] // SPE 130734-MS. — 2010.
  3. Дейк Л. П. Практический инжиниринг резервуаров. — М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. — 668 с.
  4. Разработка подхода моделирования сложнопостроенных карбонатных коллекторов на примере месторождений ЦХП / Е. В. Юдин, Р. Д. Багманов, М. М. Хайруллин [и др.] // SPE-187811-RU. — 2017.

References

  1. Wolcott D., Applied waterflood field development, Publ. of Schlumberger, 2001, 142 p.
  2. Heffer Kes J. et al., Low-cost monitoring of inter-well reservoir communication paths through correlations in well rate fluctuations: Case studies from mature fields in the North Sea, SPE 130734-MS, 2010.
  3. Dake L.P., The practice of reservoir engineering, Elsevier Science, 2001, 570 p.
  4. Yudin E.v. , Bagmanov R.D., Khayrullin M.M. et al., Development of approach to modelling complex structure carbonate reservoirs using example of the Central Khoreyver Uplift fields (In Russ.), SPE 187811-RU, 2017.

Возврат к списку