Анализ межскважинного взаимодействия с помощью мультискважинной деконволюции для повышения эффективности системы поддержания пластового давления

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2019 - № 3(13). – С. 56-61

УДК 622.276.1/.4

А.М. Асланян
к.т.н. Нафта Колледж 
Д.Н. Гуляев, к.т.н., В.М. КричевскийХ.З. Мусалеев 
ООО «Поликод» 
А.С. МаргаритР.Н. АсмандияровВ.С. КотежековИ.С. Каешков, к.т.н. 
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») 
М.М. Биккулов 
ООО «Газпромнефть-Хантос»

Электронные адреса:  danila.gulyaev@sofoil.com, kaeshkov.is@gazpromneft-ntc.ru    

Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, мониторинг разработки, мультискважинная деконволюция, взаимовлияние скважин, исследования межскважинного пространства, система поддержания пластового давления (ППД)

Постоянный мониторинг разработки, контроль работы скважин с помощью забойных манометров и устьевой контроль дебита и приемистости позволяют применять широкий спектр аналитических методов. Компания «Газпром нефть» осуществляет поиск, разработку и развитие новых подходов к анализу данных c целью повышения качества принимаемых решений по оптимизации разработки месторождений. Одним из важных направлений является анализ исторических данных, одной из перспективных технологий – технология мультискважинной деконволюции. В статье описывается данная технология и опыт компании в ее применении на существующем месторождении.

Well interference analysis by multiple well deconvolution for pressure maintains system optimization

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2019, no. 3(13), pp. 56-61

A.M. Aslanyan
Nafta College, RF, Kazan
D.N. Gulyaev, V.M. Krichevskiy, Kh.Z. Musaleev
Polycod LLC, RF, Moscow
A.S. Margarit, R.N. Asmandiyarov, V.S. Kotezhekov, I.S. Kaeshkov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg
M.M. Bikkulov
Gazpromneft-Khantos LLC, RF, Khanty-Mansiysk

E-mail: danila.gulyaev@sofoil.com, kaeshkov.is@gazpromneft-ntc.ru   

Keywords: pressure transient analysis, rate transient analysis, permanent downhole monitoring, multiple well deconvolution, well interference, cross-well connectivity, pressure maintains system

Permanent production surveillance with downhole pressure gauges and surface rate monitoring offer the possibility to use a wide range of analyses. Gazpromneft is constantly developing and searching for new approaches for data analysis to support decision making for production optimization. One of important areas is historical data analysis. One of promising approaches in this area is a multiple well deconvolution. The paper describes this technology and field cases of its application.

DOI: 10.24887/2587-7399-2019-3-56-61

Введение

Сбор и документирование данных об истории забойных давлений работающих скважин с помощью датчиков телеметрии (ТМС), размещаемых на электроцентробежных насосах (ЭЦН), уже достаточно давно стали повсеместной практикой [1, 2]. Имеются месторождения, по скважинам которых доступна полная история качественных замеров забойного давления и дебита на протяжении более 10 лет. Становится актуальным поиск методов, позволяющих извлекать дополнительную информацию о пласте для повышения эффективности его разработки на основе таких данных. В настоящее время компания «Газпром нефть» развивает технологии, связанные с анализом данных длительного мониторинга работы скважины [3]. Одной из перспективных технологий является технология мультискважинной деконволюции (МДКВ), разработанная компанией «Поликод» [4, 5, 6]. Деконволюционный анализ данных позволяет найти математическую функцию, связывающую между собой изменение дебита и изменение забойного давления в скважине, создавая таким образом математическую модель, которую затем можно адаптировать к фильтрационной модели и определить свойства пласта и прискважинной зоны. Преимущества этого подхода заключаются в отсутствии чувствительности к выбросам, шумам в данных, «рваной» записи давлений и др. Однако до недавнего времени надежно работающий математический алгоритм существовал только для односкважинной деконволюции. В свою очередь МДКВ позволяет построить математическую модель сразу для нескольких взаимовлияющих скважин. При этом алгоритм находит «функции влияния» – реакции скважин на изменение режимов работы окружающих скважин. Это позволяет количественно оценить взаимовлияние соседних скважин. В результате становится возможным в комплексе с другими методами анализа оценить эффективность системы поддержания пластового давления (ППД), выявить скважины с предположительно непродуктивной закачкой и интервалы, в которых прогнозируется опережающее обводнение, подобрать геолого-технические мероприятия по повышению эффективности системы разработки участка.

Промысловые испытания технологии

Для апробации технологии выбран пилотный объект– одно из месторождений Западной Сибири (рис. 1). Продуктивный пласт на месторождении представлен юрскими отложениями, его средняя толщина составляет около 8 м, проницаемость – около 30⋅10-3 мкм2. Структурными ловушками сформировано несколько отдельных нефтенасыщенных залежей. Месторождение разрабатывается с 2012 г.; на момент проведения исследований, описанных в статье, отобрано около 40 % извлекаемых запасов.

й1.PNG

Сложности, возникающие при разработке исследуемого участка месторождения. Необходимость дополнительных исследований возникла из-за превышения темпов падения добычи нефти над ожидаемыми по проекту разработки. Зависимость относительной фазовой проницаемости пласта от водонасыщенности приведена на рис. 2. В разных скважинах причины потерь отличаются: в одних – это снижение дебита жидкости, в других – быстрый рост обводненности.

й2.PNG

По результатам анализа разработки месторождения были определены наиболее вероятные причины этих потерь. Одной из проблем является наличие массивного водонасыщенного коллектора, отделенного от нефтенасышенного пласта тонкой глинистой перемычкой. Необходимость обеспечивать компенсацию отборов в основном горизонтальных скважин закачкой в преимущественно наклонно направленные нагнетательные скважины вынуждает поддерживать высокое давление закачки. В ряде скважин образуются трещины, аналогичные трещинам при гидроразрыве пласта (авто ГРП), которые диагностированы в процессе гидродинамических исследований скважин (ГДИС) нагнетательного фонда по характерным линейным потокам на диагностических графиках (рис. 3). При этом из-за маскирующего эффекта трещины и особенностей конструкции скважин, в частности из-за малого зумпфа, промыслово-геофизические исследования (ПГИ) скважин редко дают однозначный ответ на вопрос о том, какой части закачки уходит в непродуктивный горизонт. В условиях существенно неравномерной компенсации по площади пластовое давление также значительно различается в разных зонах. Однако существующих замеров пластового давления, проводимых по технологии регистрации кривых восстановления давления (КВД), недостаточно, чтобы вести полноценный мониторинг фактической компенсации по блокам и выполнять сравнительный анализ эффективности отдельных нагнетательных скважин. Второй проблемой является неоднородность фильтрационных свойств пласта по площади. Существенные различия в проницаемости приводят к ускоренному движению воды в определенных направлениях с формированием «языков» обводнения между нагнетательными и добывающими скважинами. Горизонтальное заканчивание добывающих скважин усугубляет данное осложнение.

Задачи исследования с применением технологии МДКВ. Для того, чтобы подобрать первоочередные скважины-кандидаты для проведения мероприятий по выравниванию профиля приемистости (ВПП), перераспределить закачку, а также точнее определить текущую структуру остаточных запасов, необходимо определить направления опережающего обводнения и воспроизвести их в геолого-гидродинамической модели (ГГДМ). Очевидно, что задачи, стоящие перед разработчиками, подходят под возможности МДКВ. В течение 2017 г. была выполнена интерпретация исторических данных с помощью технологии МДКВ по всем добывающим скважинам месторождения. 

Результаты исследования с применением технологии МДКВ. Анализируемый участок был разделен на исследуемые группы близко расположенных скважин, называемые в дальнейшем ячейки исследований. Для каждой центральной скважины ячейках выполнено следующее: • восстановлена история пластового давления; • восстановлено изменение коэффициента продуктивности скважины; • определены гидропроводность и проницаемость пласта вокруг скважин;  

й3.PNG 

й4.PNG

• определены скин-фактор и полный набор параметров призабойной зоны, аналогичный определяемому при ГДИС; • определены площадь и геометрия области дренирования скважины, «очищенные» от влияния ближайших соседних скважин, а также тип границ области дренирования; • восстановлена количественная динамика влияния работы каждой окружающей скважины на центральную скважину; • определена гидропроводность пласта между центральной скважиной и каждой окружающей ее скважиной; • выявлены скважины, в которых возможен переток. По результатам анализа полученной информации нагнетательные скважины месторождения были распределены по трем группам (рис. 4). 1. Скважины, влияние которых соответствует ожидаемому (оценка по средней межскважинной гидропроводности по результатам односкважинного анализа). На рис. 4 такие скважины отмечены зеленым цветом (вытеснение осуществляется в пределах целевого пласта). 2. Скважины, влияние которых существенно меньше ожидаемого. Такие скважины на рис. 4 отмечены оранжевым цветом. Предположительно именно в них происходят максимальные потери объемов закачиваемой воды, поступающей в непродуктивный горизонт. 3. Скважины, влияние которых существенно превышает ожидаемое. Такие скважины отмечены красным цветом на рис. 4. Они представляют наибольшую опасность с точки зрения опережающего обводнения. Синими стрелками обозначены направления преимущественного влияния нагнетательных скважин на добывающие. Следует отметить, что некоторые выводы о причинах обводнения, а также значения пластового давления не сходились с текущим представлением о месторождении, отраженном в ГГДМ. Расхождения объясняются в основном существенно разными масштабами данных, которыми оперируют ГГДМ (месяцы) и МДКВ (часы). В результате ГГДМ была частично перестроена с целью более точного описания взаимовлияния скважин, направлений опережающего обводнения и текущей энергетики для получения более надежных прогнозов добычи и определения эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ). Кроме того, выводы и прогнозы, выполненные по результатам МДКВ, были проверены полевыми исследованиями. В скважинах с предполагаемыми перетоками проведены промыслово-геофизические исследования (ПГИ), корректность оценки пластового давления проверена с помощью целевых КВД (рис. 5). По результатам интерпретации данных МРТ пластовое давление в скв. Х27ГС на 31.03.17 г. составило 14,7 МПа, пластовое давление, определенное по КВД в соседней скв. Х95 (330 м) 27.03.17 г., равнялось 15 МПа. Пластовое давление в скв. Х30ГС, полученное по результатам интерпретации данных МРТ, составило 14,4 МПа, определенное по КВД в соседней скв. Х65 (350 м) – 14 МПа на 22.03.17 г.

й5.PNG

Таким образом, с помощью КВД подтверждено существенное снижение пластового давления в данных областях, спрогнозированное на основе МДКВ. 

Рекомендации по результатам применения технологии МДКВ. На основе выводов, сделанных по результатам комплексного анализа, были предложены ГТМ, в том числе перевод скв. Х28 в нагнетательный фонд. Это предложение обусловлено следующими причинами: • скважина находится в сильно недокомпенсированной зоне; • вытеснение вокруг нее практически не организовано; • скв. Х12ГС, обводненная из-за опережающего влияния скв. Х05 с южной стороны, может эффективно добывать нефть, вытесняемую скв. Х28 с северной стороны. После перевода скв. Х28 в нагнетательный фонд в течение месяца без дополнительных мероприятий обводненность скв. Х12ГС снизилась, прирост дебита нефти составил 375 %, т.е. более 30 т/сут (рис. 6). В настоящее время в компании «Газпром нефть» идет масштабирование пилотного проекта – технология МДКВ в составе программного продукта PolyGon™ встраивается в рабочий инструментарий интегрированных команд ООО «Газпромнефть НТЦ» по геологии и разработке месторождений.

Выводы

1. Технология МДКВ представляет собой очень эффективный инструмент для анализа системы ППД и может применяться в комплексе с другими методами исследований для решения задач определения взаимовлияния, связности пласта между скважинами, оценки пластового давления и выявления возможных перетоков в скважинах. По результатам могут быть рекомендованы ГТМ, направленные на получение дополнительной добычи. 2. Временной масштаб данных может существенно повлиять на адаптацию истории разработки в динамических моделях. По объектам, для которых наблюдается быстрое взаимовлияние скважин, желательно использовать для адаптации суточные данные. 3. С развитием технологий анализа данных непрерывный мониторинг давления и дебита скважин будет и в дальнейшем эффективным и перспективным для анализа разработки и выработки рекомендаций. Необходимо по возможности организовывать его на всех объектах, поэтапно двигаясь к повсеместному внедрению концепции цифрового месторождения. 

й6.PNG

Авторы выражают огромную благодарность ООО «Газпромнефть-Хантос» за предоставленную возможность апробации новой технологии для получения дополнительной добычи нефти по результатам ретроспективного анализа имеющихся данных и возможность поделиться полученными результатами.

Список литературы

    1. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. – 896 с
    2. Кокуринa В.В., Кременецкий М.И., Кричевский В.М. Контроль эффективности повторного гидроразрыва пласта по результатам гидродинамических исследований// Каротажник. – 2013. – V. 227. – С. 76–101.
    3. Разработка автоматизированной системы для интерпретации данных добычи / В.С. Котежеков, А.С. Маргарит, А.А. Пустовских, А.Н. Ситников // SPE 187755-RU. – 2017.
    4. Изучение «динамичной» системы ППД на основе анализа промысловых данных, ПГИ и ГДИС карбонатных отложений со сложной структурой коллектора /А.М. Асланян, Д.Н. Гуляев, А.К. Гильфанов [и др.] // SPE 187776-RU. – 2017.
    5. Мусалеев Х. Активные технологии промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в нагнетательных скважинах с трещиной автоГРП // SPE 187792-RU. – 2017. 6. Assessing waterflood efficiency with deconvolution based multi-well retrospective test technique/ A. Aslanyan, F. Grishko, V. Krichevsky [et al.] // SPE 195518-MS. – 2019.

    Reference

    1. Kremenetskiy M.I., Ipatov A.I., Gulyaev D.N., Informatsionnoe obespechenie i tekhnologii gidrodinamicheskogo modelirovaniya neftyanykh i gazovykh zalezhey (Information support and technologies of hydrodynamic modeling of oil and gas deposits), Izhevsk: Publ. of RKhD, 2012, 896 p.
    2. Kokurina V.V., Kremenetskiy M.I., Krichevskiy V.M., Control of the efficiency of repeated hydraulic fracturing basing on the results of hydrodynamic surveys (In Russ.), Karotazhnik, 2013, V. 227, pp. 76–101.
    3. Kotezhekov V., MargaritA., Pustovskih A., Sitnikov A., Development of automatic system for decline analysis (In Russ.), SPE 187755-RU, 2017.
    4. Aslanyan A.M., Gulyaev D.N., Gil'fanov A.K., Krichevskiy V.M., Timerbaev M.R., Dynamic reservoir-pressure maintenance system study in carbonate reservoir with complicated pore structure by production analysis, production logging and well-testing (In Russ.), SPE 187776-RU, 2017, https://doi.org/10.2118/187776-RU
    5. Musaleev Kh., Active technologies of production-logging and well-testing in injection wells with induced fractures (In Russ.), SPE 187792-RU, 2017, https://doi.org/10.2118/187792-RU
    6. Aslanyan A., Grishko F., Krichevsky V., Gulyaev D., Panarina E., Buyanov A., Assessing waterflood efficiency with deconvolution based multi-well retrospective test technique, SPE 195518-MS, 2019, https://doi.org/10.2118/195518-MS

Возврат к списку