Интегрированная технология изучения месторождения на поздней стадии разработки для повышения добычи и нефтеизвлечения

PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. – 2020 - № 2 (16). – С. 61-66

УДК 550.812

И.А. Жданов1,2, Е.С. Пахомов1, А.М. Асланян3, Р.Р. Фарахова4, Д.Н. Гуляев4,5, Л.И. Гайнутдинова4, М.И. Гарнышев4, Р.В. Гусс6
1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»),
2 Санкт-Петербургский горный университет,
3 ООО «Нафта Коллледж»,
4 ООО «Софойл»,
5 ООО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина»,
6 ООО «Поликод»

Электронный адрес: Zhdanov.IA@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: разработка месторождений, локализация запасов, анализ истории добычи, гидродинамическое моделирование, коэффициент извлечения нефти

В представленной работе показан пример комплексного анализа исторических данных и дополнительных исследований месторождения, находящегося на поздней стадии разработки. По результатам анализа повышается достоверность геолого-гидродинамического моделирования (ГГДМ), уточняется текущее состояние выработки запасов и выявляются зоны, наиболее перспективные для проведения геологотехнических мероприятий (ГТМ), направленных на увеличение как текущих отборов, так и конечной выработки. При этом комплексный анализ имеющихся данных включает такие инструменты, как первичный анализ истории работы (Прайм) для верхнеуровневой локализации запасов, мультискважинное ретроспективное тестирование (МРТ) и импульсно-кодовое гидропрослушивание (ИКГ) для уточнения геологического строения, охвата пласта выработкой и уточнения текущего насыщения, геологогидродинамическое моделирование с выделением петрофаций и обязательной адаптацией модели к результатам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин, МРТ, ИКГ и базовых гидродинамических исследований скважин (ГДИС), мультисценарное планирование разработки для предложения наиболее экономически оправданных ГТМ и сопровождение их выполнения. Мультисценарное планирование основывается на использовании несколькими командами инженеровнефтяников web приложения PloyPlan, позволяющего оперативно конвертировать предложения команд проведения различных мероприятий (таких как бурение, ремонт скважин, перевод под нагнетание, проведение ПГИ и т.д.) в расчеты на гидродинамической модели и возвращать отчетные формы, включающие не только отклик пласта на проводимые мероприятия, но и экономические параметры, на основе которых можно легко выбрать наиболее эффективные ГТМ. Проведен Прайм анализ, выполнены промысловые исследования и закончен этап построения модели и ее калибровки к результатам исследований.

INTEGRATED TECHNOLOGY OF BROWN FIELD STUDY TO INCREASE PRODUCTION AND OIL RECOVERY

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2020, no. 2 (16), pp. 61-66

I.A. Zhdanov1,2, E.S. Pakhomov1, A.M. Aslanyan3, R.R. Farakhova4, D.N. Gulyaev4,5, L.I. Gainutdinova4, M. Yu. Garnyshev4, R.V. Guss6
1 Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg,
2 Saint Petersburg Mining University,
3 Nafta College,
4 Sofoil,
5 National University of Oil and Gas «Gubkin University»,
6 Polykod

E-mail: Zhdanov.IA@gazpromneft-ntc.ru

Keywords: field development, reserves localization, production history analysis, reservoir simulation, reservoir engineering, oil recovery

Paper presents the results of integrated analysis of historically available data and additional field studies at the brown field. The results of the analysis increase the reliability of the geological and hydrodynamic reservoir model, current recovery and identification of areas, which are most promising for production enhancement operations for production increase and recovery increase. The integrated analysis of available data includes such tools as prelaminar data analysis of production and pressure changes (Prime) for high level reserves localization, multiwell retrospective testing (MRT) and pulsecode testing (PCT) for evaluation of reservoir geology, sweep efficiency and current reservoir saturation, geological and hydrodynamic reservoir modeling including petrofacies and model adaptation to the production logging, MRT, PCT and well-testing findings, multi-scenario development planning (MSDP) for the most economically profitable operations recommendation and supervision of their implementation. MSDP is based on the usage by several teams of reservoir engineers web-facility PloyPlan, which automatically translates the field activities (like drilling, workover, conversion, surveillance, etc.) into the model runs and reverts back with production and surveillance results and financial statements, based on which it is easy to choose the most profitable field operations. Up to today Prime analysis, field studies and reservoir model calibration on their results are finished.

DOI: 10.7868/S2587739920020081

Цель

При разработке месторождений, находящихся на поздней стадии, основную роль в повышении нефтеизвлечения и эффективности выполняемых геолого-технических мероприятий играет возможность доизучения месторождения и локализации остаточных запасов. Внедряемая на предприятиях группы компаний «Газпром нефть» интегрированная технология изучения месторождения, разработанная компанией «Софойл», позволяет достигать данной цели с помощью проведения нескольких этапов работ[1]. Первым этапом данной технологии является первичный анализ исторических данных по добыче, исследованиям керна, геофизическим и промыслово-геофизическим, а также гидродинамическим исследованиям скважин и пластов.

ИНТЕГРИРОВАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ПОЗВОЛЯЕТ ОЦЕНИТЬ ЛОКАЛИЗАЦИЮ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ДОБЫЧИ И НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

Прайм-анализ

Предварительно анализ выполняется поблочно. Наиболее перспективными блоками месторождений для внедрения данной технологии являются блоки смаксимальными остаточными запасами, при этом плохо вырабатываемыми текущей системой разработки. Как правило, данное явление сопровождается опережающим ростом темпа обводнения добывающих скважин, не соответствующим темпу выработки запасов, и опережающими темпами падения добычи [2]. Врамках реализации проекта выявляются причины опережающей обводненности и снижения добычи скважин. Цель первичного анализа (Прайм) – выявление перспективных участков в блоке для проведения исследований, направленных на локализацию невыработанных запасов с перспективой проведения ГТМ по их довыработке. Для достижения данной цели решаются следующие задачи:
1. Интегральный обзор геолого-физических данных выбранного блока.
2. Интегральный обзор данных по разработке выбранного блока.
3. Построение карт текущего состояния фонда скважин и наземной инфраструктуры.
4. Составление паспортов скважин (включает построение планшетов ГИС, ранее проведенные ПГИ, ГДИ, данные по добыче скважин, подготовка Прайм-метрик различных характеристик добычи/закачки).
5. Подготовка Прайм-метрик динамики фонда скважин, показателей добычи/закачки, анализа кривых падения добычи, продуктивности, обводненности скважин выбранного блока.
6. Подготовка атласа по ПГИ скважин.
7. Подготовка атласа по ГДИ скважин.
8. Построение карт текущих, накопленных и потенциальных отборов/закачки с учетом распределения по выделенным прослоям с различными фильтрационно-емкостными свойствами.
9. Построение на разрезах профилей добычи и закачки. 

Результатом анализа подготовленных материалов становятся выбранные наиболее перспективные участки залежей и составление графиков проведения дополнительных промыслово-геофизических исследований скважин (ПГИ) имежскважинных гидродинамических исследований с помощью технологий мультискважинного ретроспективного тестирования (МРТ) и импульсно-кодового гидропрослушивания (ИКГ) на данных участках. После проведения исследований и подтверждения наличия текущих запасов на выбранных участках проводятся геолого-технические мероприятия (ГТМ) для повышения добычи. Первичный анализ блока позволяет подтвердить наличие извлекаемых запасов на анализируемом участке, а анализ состояния скважин и наземной инфраструктуры– сделать вывод, что их текущее состояние позволяет провести требуемые односкважинные имежскважинные исследования для уточнения свойств межскважинного пространства и в дальнейшем – выполнить рекомендуемые ГТМ. По каждой из скважин перспективного блока готовятся паспорта, где приводятся графики динамики добычи и проведения ГТМ, результаты исследований, а также Прайм-метрики характеристик добычи/закачки. Врезультате поскважинного анализа выявляются скважины с проблемами и вырабатываются рекомендации по дополнительным исследованиям и работам, направленным на повышение выработки. 

Атласы ранее проведенных ГДИС иПГИ позволяют выполнить комплексный анализ данных исследований, разделить историческую добычу между прослоями анализируемого пласта, построить раздельные карты разработки по прослоям пласта, а также оценить непроизводительную закачку и добычу воды из нецелевых объектов вследствие появления межпластовых перетоков Анализ изменения добычи и давления от КИН позволяет сделать прогноз достижения КИН текущей системой разработки. Анализ корреляции проводимости от коэффициента продуктивности позволяет выявить скважины-кандидаты для проведения ГТМ по увеличению добычи. Рассмотрим более подробно анализ обводненности. Приведенный на рис. 1 график представляет собой диагностическую метрику Прайм по выявлению скважин с подозрением на заколонные перетоки и неравномерную выработку. Вней имеются две смоделированные на 3D симуляторе кривые обводненности (корреляция текущей и накопленной): одна моделирует обводнение усредненной скважины по блоку равномерно со всех сторон, имитируя обводнение по аквиферу; вторая – обводнение с ближайшей нагнетательной скважины. Эти кривые являются двумя крайними вариантами, внутри которых должно располагаться нормальное (естественное) обводнение скважин. 

Выход за пределы данных графиков говорит о том, что имеются некоторые аномалии. Все, что выше кривой обводненности по аквиферу, говорит о возможных заколонных перетоках. Расположение ниже кривой обводнения от нагнетательной скважины дает повод усомниться в равномерности выработки пласта в районе данной скважины и показывает, что в данном районе есть потенциал по увеличению добычи с помощью ГТМ, направленных на увеличение охвата выработки пласта по толщине. Также имеется группа скважин, которые диагностируются как неравномерно выработанные. Отметим, что в качестве текущей обводненности для неработающих или нагнетательных скважин принимается обводненность скважины на момент отключения или вывода из добычи. Полезную информацию можно увидеть, используя график изменения обводненности от дебита скважин на рис. 2. Наличие положительно коррелирующих участков на графике зависимости среднего дебита скважин и их обводненности указывает на наличие непродуктивной добычи с водоносного горизонта с более высоким пластовым давлением. Анализ графика отношения добычи к закачке от обводненности позволяет говорить об эффективности текущей системы ППД. График указывает на низкую эффективность заводнения. На начальный этап времени она составила менее 0,3, т.е. с самого начала заводнения данной ячейки закачка воды была малоэффективной. К настоящему времени имеется потенциал увеличения добычи за счет оптимизации распределения закачки между более или менее проницаемыми частями пласта. 

8.1.PNG

Важной Прайм-метрикой является сопоставление результатов ПГИ с разрезами. На рис. 3 показан пример такого сопоставления для характерного разреза анализируемого пласта. Вцелом видно, что практически повсеместно имеются прослои коллектора, слабо охваченные текущей выработкой по вертикали, интенсифицируя разработку которых можно существенно увеличить выработку. Информация о профиле притока и приемистости должна быть использована и при площадном анализе. Рассматриваемый блок разделяется на ячейки Вороного для формирования областей дренирования каждой скважины, и по ним осуществляется расчет выработки. Строятся карты текущих и накопленных отборов и закачки. На рис. 4 приведен пример карты текущих отборов и закачки на анализируемом участке после разделения по пачкам «а» и «б». Подложка карты – текущие запасы, рассчитанные исходя из распределенных по пачкам накопленных

8.2.PNG

8.3.PNG

8.4.PNG

отборов. Такое разбиение осуществлялось сле - дующим образом: • были проанализированы результаты интерпре - тации последних ПГИ на скважинах и выяв - лено соотношение объема добычи/закачки по пачкам «а» и «б»; • текущие отборы/закачка были разделены с использованием этих соотношений; • в случае если данные по ПГИ не были известны, соотношение бралось пропорционально kh (по РИГИС).

Анализ петротипов пород

Разделение пласта на отдельные пачки проводится с учетом различных петротипов пород, выделяемых с учетом кросс-плотов абсолютной проницаемости от эффективной пористости, индекса качества пород RQI и гидродинамических единиц потока FZI пористости от нормализованной эффективной пористости. Результирующий график с выделенными петротипами приведен на рис. 5. На сводном профиле FZI были исключены точки со значениями проницаемости ниже 1 мД из-за невысокоточного прибора, применявшегося при анализе керна. На сводном профиле хо - рошо выделяются пропластки A, B, C1, C2, SB1 и SB2. Наблюдается ухудшение свойств коллектора с глубиной. По массовости скопления точек можно выделить четыре петротипа (выделены белыми прямоугольниками): L1, L2, L3, L4. Петротип L1 наблюдается в пропластках А и верхушке В.Петротип L2 наблюдается в пропластках A и B.Петротип L3 наблюдается в пропластках A, B и верхушке C1.Петротип L4 на - блюдается в пропластках A, C1 и C2. Возможно, петротип L4 находится и в пропластке B, но значения по кернам в данную область не попали.

8.5.PNG

Прослои А и В составляют пачку «а», прослои С1 и С2 – пачку «б». Таким образом, сводные профили по эффективной пористости, абсолютной проницаемости и параметрам гидродинамической единицы потока (FZI) по керновым скважинам дают четкое представление о том, что с глуби - ной свойства коллектора ухудшаются, сам пласт весьма неоднороден. Пачка «а»: • пропласток A представлен чистыми песчаниками с повышенными значениями проницае - мости; • пропласток B представлен глинистыми песчаниками с ухудшенными фильтрационными свойствами. Пачка «б» • пропласток C1 представлен сильно заглинизированными песчаниками с низкой проницаемостью; • пропласток C2 представлен заглинизированными песчаниками и алевролитами с пороговыми значениями фильтрационных свойств. Основываясь на результатах циклостратиграфического анализа разреза и анализа сводных профилей с кросс-плотами, была проведена корреляция выделенных циклитов по разрезам скважин. Впределах пласта выделены циклиты регрессивного строения, пласт разделен на две пачки – верхнюю песчанистую ( a) и нижнюю глинистую (б). Из анализа карт текущих запасов и отборов по пачкам можно сделать вывод о том, что в обе - их пачках имеются области с невыработанными запасами, которые локализованы не совсем в одних и тех же районах.

Видно, что, несмотря на наличие перетоков между ячейками с хорошими и плохими отборами, все еще имеются обширные участки, в которых сосредоточены значительные извлекаемые запасы, перспективные для доисследований и проведения ГТМ. По результатам исследований строятся карты изобар и потенциальных дебитов всего пласта и по пачкам «а» и «б». Потенциальный дебит рассчитывается с учетом карт проницаемости и карт распределения RQI по формуле RQI = 0,0314 · ( k/phi ) 1/2 , где k – абсолютная проницаемость, мД; phi – пористость, д.ед. Данный параметр более ярко показывает качество коллектора, чем проницаемость или пористость по отдельности. 

Результаты и рекомендации по дальнейшим работам

Данные карты отвечают на вопрос: что было бы, если бы мы запустили весь простаивающий фонд срежимами, скоторыми скважины работали на момент их остановки. Внашем случае даже на участках, где имеются области с большим количеством невыработанных запасов, большое количество скважин будут работать свысокой обводненностью инизким дебитом нефти, если их снова запустить. Таким образом, можно сделать вывод отом, что просто запуск простаивающих скважин не решит проблему блока. На участках со значительными имеющимися запасами скважины на момент остановки были сильно обводнены. Значит требуются более сложные ГТМ для извлечения данных запасов.

8.6.PNG

Следующий шаг – реализация программы промыслово-геофизических исследований, включая ПГИ с расширенным комплексом для уточнения литофаций, и импульсно-кодовых гидропрослушиваний (схема которых приведена на рис. 6) для уточнения насыщения отдельных зон в межскважинном пространстве [3–7], где по итогам Прайм-анализа ожидается наличие подвижных углеводородов.


Список литературы

    1. Жданов И., Котежеков В., Маргарит А. Способ локализации остаточных запасов на основе комплексной мультискважинной диагностики и калибровки ГГДМ / ООО «Газпром нефть НТЦ». SPE-191590.
    2. Kuznetsova A.N., Gunkin A.S., Rogachev M.K. Dynamic modeling of surfactant flooding in low permeable argillaceous reservoirs / IOP Conference Series: Earth and Environmental Science. – 2017. – Vol. 87(5). – 052014.
    3. Aslanyan A., Kovalenko I., I. Ilyasov, Gulyaev D., Buyanov A., Musaleev Kh. Waterflood study of high viscosity saturated reservoir with multiwell retrospective testing and cross-well pressure pulse-code testing. Статья SPE-193712-MS представлена на конференции и выставке 10–12 December 2018, Kuwait City, Kuwait. (Исследование системы поддержания пластового давления на месторождении с высоковязкой нефтью с помощью мультискважинного ретроспективного теста и межскважинного импульсно-кодового гидропрослушивания).
    4. Aslanyan A., Asmadiyarov R., Kaeshkov I., Bikkulov M., Farakhova R., Krichevsky V., Gulyaev D., Musaleev Kh. Multiwell deconvolution as important guideline to production optimisation: Western Siberia Case Study. Статья SPE-19566-MS представлена на конференции и выставке 26–28 March 2019, Beijing, China. (Мультискважинная деконволюция как важная составляющая оптимизации добычи).
    5. Aslanyan A., Grishko F., Krichevsky V., Gulyaev D., Panarina E., Buyanov A. Assessing waterflood efficiency with deconvolution based multi-well retrospective test technique. Статья SPE-195518-MS представлена на конференции и выставке 3–6 June 2019, London (Повышение эффективности системы ППД с помощью Мультискважинного ретроспективного теста на основе мультискважинной деконволюции).
    6. Коваленко И.В., Немирович Г.М., Ильясов И.Р., Буянов А.В., Гуляев Д.Н. Применение технологии импульсно-кодового гидропрослушивания при заводнении в сложных геологических условиях // Нефтяное хозяйство. Июнь, 2018 (The usage of impulse-code interference technology during water flooding in difficult geological conditions).
    7. Сабзабади А., Масуди Р., Арсанти Д., Нур Ихуан Мохд Нгариди, Асланян И., Гарнышев М., Минахметова Р., Каранчарат Р., Асланян А., Фарахова Р., Гуляев Д.Н. Локализация извлекаемых запасов нефти с помощью мультискважинного импульсно-годового гидропрослушивания. Статья OTC-28601- MS представлена на конференции и выставке OTC Asia, 20–23 марта 2018 (Verifying Local Oil Reserves Using Multi-Well Pressure Pulse Code Testing).
    8. Асланян А.М., Гильфанов А.К., Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Тимербаев М.Р. (ООО Поликод). Изучение «динамичной» системы ППД на основе анализа промысловых данных, ПГИ и ГДИС карбонатных отложений со сложной структурой коллектора. Статья SPE- 187776, представлена на Российской нефтегазовой технической конференции и выставке в Москве, 16–18 октября 2017 (Dynamic reservoir-pressure maintenance system study in carbonate reservoir with complicated pore structure by production analysis, production logging and well-testing).

Авторы статьи: 

И.А. Жданов1,2, Е.С. Пахомов1, А.М. Асланян3, Р.Р. Фарахова4, Д.Н. Гуляев4,5, Л.И. Гайнутдинова4, М.И. Гарнышев4, Р.В. Гусс6

1 Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), 2 Санкт-Петербургский горный университет, 3 ООО «Нафта Коллледж», 4 ООО «Софойл», 5 ООО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина», 6 ООО «Поликод»


Возврат к списку