РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1/.4(571.1) © Коллектив авторов, 2014
Реализация организационно-методических подходов мониторинга разработки месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК
И.Н. Кошовкин, к.т.н.,
А.В. Кузнецов,
Т.Н. Силкина, к.г.-м.н.,
П.В. Молодых,
А.Ю. Мегалов
(ОАО «ТомскНИПИнефть»),
С.В. Захаров
(ОАО «Томскнефть» ВНК)
Адрес для связи: MolodykhPV@nipineft.tomsk.ru
Ключевые слова: мониторинг разработки месторождений, мониторинг ГДИС, темпы падения базовой добычи нефти, контроль качества ПГИ, факторы изменения дебита нефти.
Implementation of organizational and methodical approaches to reservoir management of Tomskneft VNK JSC
I I.N. Koshovkirj A.V. Kuznetsov, T.N. Silkina, P.V. Molodykh,
A.Yu. Megalov (TomskNIPIneft JSC, RF, Tomsk),
S.V. Zakharov (Tomskneft VNK JSC, RF, Tomsk Region)
E-mail: MolodykhPV@nipineft.tomsk.ru
Key words: reservoir management, well test monitoring management, oil production decline rate, geophysical surveys quality control, oil production rates change.
Maintenance of oil production level or decrease of its decline rate at modern stage of "Tomskneft" VNK JSC fields development requires an application of several organizational and methodical approaches to reservoir management. Recovery factor and decline rates achievement, well intervention effectiveness are considered to be the main reservoir management tasks that may be solved with determination of «well - reservoir» system parameters.
Необходимый комплекс методов (промыслово-геофизические, гидродинамические, гидрогеохимические, исследования межскважинного пространства (индикаторная закачка), анализ данных эксплуатации скважин) при должной организации процесса исследования скважин и сбора информации в цифровые корпоративные базы данных позволяет снять неопределенности и получить основные характеристики системы скважина - пласт: 1) параметры пласта (пластовое давление, проводимость, граничные условия (разломы/структурные замещения)); 2) параметры скважины (скин-фактор, радиус дренирования, коэффициент продуктивности); 3) показатели выработки запасов (характер вытеснения, направления потоков, источники обводнения). Другим важным аспектом исследований скважин является повышение достоверности получаемых параметров системы скважина - пласт.
Для обеспечения качественной информацией всех участников процесса управления разработкой месторождений в 2010 г. была реализована организационно-техническая схема мониторинга гидродинамических исследований скважин (ГДИС) по месторождениям ОАО «Томскнефть» ВНК [1]. Ее основными элементами являются:
1) организация системы планирования программ ГДИС;
2) организация системы контроля качества ГДИС с оценкой достоверности результатов исследований;
3) автоматизация формирования отчетности;
4) автоматизация загрузки и актуализация текущей информации базы данных.
В 2012 г. в ОАО «ТомскНИПИнефть» и ОАО «Томскнефть» ВНК была внедрена организационно-методическая схема работы с базовым фондом с целью постоянного мониторинга, анализа и оперативной выдачи рекомендаций по мероприятиям для поддержания базовой добычи нефти. Данная схема включает следующие этапы:
1) выявление скважин базового фонда с максимальным снижением дебита нефти;
2) факторный анализ причин снижения дебита нефти;
3) локализация участков с максимальным суммарным снижением дебита нефти;
4) выявление системных проблем на уровне объекта разработки (месторождения);
5) выработка и реализация мероприятий на добывающем и нагнетательном фондах скважин по снижению потерь базовой добычи.
В 2013 г. были применены подходы к оценке источников обводнения по химическому составу попутно добываемых вод на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК [2], что рассматривается как дополнительный инструмент для установления причин обводнения добывающих скважин. Развитие нового направления было реализовано средствами аналитического контроля гидрогеохимических показателей попутно добываемых вод и установления их типов для гидрогеологических горизонтов/комплексов районов нефтегазовых месторожде-
ний. Была создана база данных по типам исходных подземных, попутно добываемых и закачиваемых вод в системе поддержания пластового давления (ППД).
С 2014 г. с учетом опыта мониторинга ГДИС реализована схема контроля качества промыслово-геофизиче-ских исследований (ПГИ) по скважинам месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК с целью:
1) повышения качества результатов ПГИ (контроль полноты и качества результатов исследований в заключениях, а также контроль методики интерпретации результатов и технологии проведения исследований);
2) снижения непроизводительных затрат на ПГИ (выявление исследований, выполненных с нарушениями технологии проведения работ и требований регламентирующих документов);
3) создания единого систематизированного источника ПГИ (систематизация текущих и архивных данных в формате аналитической базы данных) и обеспечения доступности информации для всех участников процесса управления разработкой месторождений.
Благодаря организации мониторинга исследования скважин целевых объектов нефтегазовых месторождений и получению актуальной достоверной информации решение задач разработки сводится к рассмотрению основных факторов, обусловливающих изменение деби-тов нефти скважин:
1) снижение дебитов жидкости, коэффициента продуктивности Кпр, пластового давления или технологические факторы;
2) рост обводненности при нормальной выработке запасов, преждевременная обводненность продукции вследствие обводнения пласта или технологического роста обводненности.
Методические решения
Для анализа причин изменения дебита жидкости скважин выделим группу методов, которые требуют наличия, в первую очередь, промысловых замеров (дебита скважины, забойного давления, динамического уровня и др.) и информации о фильтрационных свойствах пласта и пластовом давлении, полученной по данным ГДИС. Одним из аналитических способов обобщения полученной информации является создание простой однослойной модели (прокси-модели) с целью детального представления энергетического состояния залежи и его изменения за определенный период разработки. Помимо традиционных методов ГДИС дополнительным источником информации о фильтрационных свойствах пласта и скин-факторе являются результаты анализа динамических данных эксплуатации по погружным сква-жинным датчикам. Промысловая информация позволяет оценить расчетное время достижения скважиной псевдоустановившегося режима, динамику Кпр, пластового давления, установить причины, вызвавшие изменение данных показателей для каждой скважины. С ее использованием можно предложить мероприятия для восстановления потенциала скважин.
Другая группа аналитических и промысловых методов получения информации позволяет анализировать динамику обводненности продукции. Применение подходов к категоризации характера выработки запасов - метод
Дикстра-Парсонса, анализ по 1п ВНФ (водонефтяного фактора) - дает возможность на первом этапе получить заключение о нормальном характере выработки запасов за счет вытеснения нефти водой согласно кривым относительных фазовых проницаемостей (ОФП) или об опережающем росте обводненности по выбранной скважине. Следующим этапом анализа является использование исследований химического состава пластового флюида для подтверждения выводов о характере обводнения продукции и установления возможного источника обводнения скважин, а также изучение графиков Холла для диагностики проблем, возникающих на нагнетательном фонде скважин, оценка развития трещины ав-тоГРП. Дополнительно применяется анализ динамических данных эксплуатации скважин по погружным сква-жинным датчикам в качестве инструмента диагностики характера вытеснения. Комплекс методических решений дополняется анализом результатов ПГИ с целью выявления негерметичности эксплуатационной колонны, заколонной циркуляции. Рассматриваются также геологические условия, структурные границы целевого пласта (ВНК, разломы). Для установления направления потоков и гидродинамической связи по пласту дополнительно используется анализ индикаторных закачек.
Результатом исследований является заключение о причинах изменения обводненности продукции, принимается решение о дальнейшем мониторинге показателей работы скважины либо выдаются рекомендации по ограничению закачки, перераспределению потоков, выравниванию профиля приемистости и последующим контрольным анализам химического состава попутно добываемых вод.
Использование перечисленных методик в комплексе позволяет достаточно полно описать особенности системы разработки залежи или месторождения с точки зрения эффективности работы добывающего и нагнетательного фондов скважин и выработки запасов в целом. Более сложное и точное представление о состоянии залежи моделируется с применением постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ), что позволяет проводить анализ текущего состояния разработки, карт остаточных извлекаемых запасов, планировать геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на достижение проектного коэффициента извлечения нефти (КИН). При этом учет результатов комплексного применения методов анализа разработки в ПДГТМ повышает эффективность решений по прогнозированию и управлению разработкой месторождений.
Таким образом, среди методов получения и анализа информации авторами выделены аналитические, промысловые методы и методы моделирования (см. таблицу). Различные методы исследований скважин, применяемые в комплексе и направленные на решение определенной задачи, позволяют исключить неопределенности, расширить перечень параметров, характеризующих систему, и повысить достоверность получаемой информации и эффективность управления разработкой месторождений.
Анализ причин изменения дебита нефти, а также выбор решений о применении комплекса мероприятий по его восстановлению непосредственно зависит от точности
Параметры
Методы Забойное давление Дебит и § Скин-фактор Пластовое давление Коэффициент продуктивности Граничные условия (разломы/ выклинивания) Давление автоГРП Радиус дренирования скважин
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.