Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram
  • Главная
  • Без рубрики
  • Комплексный подход к эффективному управлению заводнением на месторождениях ПАО «Газпром нефть»

Комплексный подход к эффективному управлению заводнением на месторождениях ПАО «Газпром нефть»

С учетом того, что основной фонд месторождений большинства нефтедобывающих компаний в России находится на 3-4 стадии разработки, задачи совершенствования контроля заводнения залежей и управления системами поддержания пластового давления (ППД) входят в число наиболее актуальных для отрасли. Не меньшего внимания требуют также вопросы формирования эффективной системы заводнения на новых объектах с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе при помощи скважин с горизонтальными и наклонно направленными стволами. Проведение на новых объектах разработки комплекса специальных ГДИС и анализ результатов моделирования позволяют определить оптимальный режим эксплуатации нагнетательных скважин. Ключевую роль в решении этой задачи играет контроль размеров трещин ГРП за счет регулирования давления закачки и приемистости.

Доработка и совершенствование технологий и методик для оптимизации систем поддержания пластового давления с целью повышения эффективности добычи нефти и продления срока рентабельной разработки месторождений ведется в компании постоянно.

19.06.2019 Инженерная практика №06-07/2015
Арсеньева Елена Геннадьевна Специалист отдела интерпретации и анализа ГДИС, ООО «Газпромнефть НТЦ», г. Тюмень
Ридель Александр Александрович Руководитель направления по анализу ГДИС, отдел интерпретации и анализа ГДИС, ООО «Газпромнефть НТЦ», г. Тюмень
Бадгутдинов Руслан Рустамович Главный специалист отдела геологии и разработки Новопортовской группы месторождений ООО «Газпромнефть НТЦ»

В настоящее время в нефтяной промышленности остро стоит вопрос совершенствования способов контроля заводнения месторождений и управления системами ППД как на поздних стадиях разработки месторождений, так и при формировании системы заводнения на новых объектах с трудноизвлекаемыми запасами. Принятие неоптимальных и неоперативных решений по управлению заводнением приводит к неэффективности процесса нефтеизвлечения.

Рассмотрим принципиальную схему комплексного подхода к оптимизации системы ППД для месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки (рис. 1). В этом случае выбор оптимального технологического режима (ТР) для достижения целевой приемистости объекта разработки складывается из нескольких составляющих, а именно: расчета компенсации, оценки взаимовлияния скважин и определения параметров трещин автоГРП. Далее рассмотрим подробнее каждую из них.

Рис. 1. Принципиальная схема анализа
Рис. 1. Принципиальная схема анализа

Для поскважинного расчета текущей и накопленной компенсации для каждого эксплуатационного объекта строятся полигоны Вороного. Данные построения выполняются по находящимся в работе эксплуатационным, разведочным и поисково-оценочным скважинам на каждый месяц истории разработки. Далее осуществляется расчет доли влияния нагнетательной скважины путем аналитических вычислений, определяются текущая и накопленная компенсации. Конечным результатом данного этапа становится определение объемов целевой закачки, необходимых для сохранения энергетического состояния эксплуатационного объекта на текущем уровне.

Для оценки интенсивности взаимовлияния рассчитываются коэффициенты корреляции (приемистость – условный индекс продуктивности, приемистость – обводненность) и определяется время, за которое импульс от нагнетательной скважины доходит до соседней добывающей. Таким образом, по принципу светофора, составляется своего рода финальный рейтинг нагнетательных скважин, который позволяет сосредоточиться на регулировании закачки в наиболее проблемных зонах.

Рис. 2. Интерпретация специсследований по технологии КПД – ИД
Рис. 2. Интерпретация специсследований по технологии КПД – ИД
Рис. 3. Сопоставление значений давления смыкания/раскрытия трещин автоГРП со значениями пластового давления
Рис. 3. Сопоставление значений давления смыкания/раскрытия трещин автоГРП со значениями пластового давлениям
Рис. 4. Карта давлений раскрытия трещин
Рис. 4. Карта давлений раскрытия трещин

Подробнее хотелось бы остановиться на таком этапе реализации комплексного подхода, как расчет параметров трещин автоГРП. С целью контроля развития техногенных нестабильных трещин при эксплуатации скважин нагнетательного фонда на месторождениях ПАО «Газпром нефть» планируется и выполняется комплекс специальных исследований по технологиям кривая падения давления (КПД) – индикаторная диаграмма (ИД) и ИД – КПД, при которых, соответственно, регистрируется КПД с последующим запуском скважины и отработкой на различных режимах (ИД) и наоборот. На рис. 2 приведен пример интерпретации и анализа полученных данных по технологии КПД – ИД.

Для выбора оптимального режима эксплуатации исследуемой скважины построены зависимости полудлины трещины от приемистости и забойного давления, согласно которым ориентировочное давление раскрытия трещины составляет 456 атм при полудлине 40 метров. Поэтому для достижения максимальных значений КИН и компенсации отборов закачкой при минимальной вероятности формирования в пласте языков заводнения необходимо ограничить рабочую приемистость скважины до 40 м3/сутки.

В тех случаях, когда на месторождении проведено недостаточное количество специальных исследований или они отсутствуют, возможна оценка давления раскрытия трещины на основании зависимости фактических значений давления смыкания трещин (определяются в ходе ГРП на скважинах добывающего фонда) от текущего пластового давления (по фактическим данным ГДИС) (рис. 3).

Значения давлений раскрытия трещины при автоГРП для наглядности и возможности оперативного практического применения могут быть представлены в виде карт давлений (рис. 4). При этом для выбора режима нагнетания необходим пересчет забойных давлений в устьевые с обязательным учетом дополнительного фильтрационного сопротивления, возникающего при закачке воды.

Обеспечение достаточных значений приемистости зачастую возможно даже при незначительных полудлинах трещины. При этом трещиной преодолевается кольматированная (солевыми отложениями, мехпримесями и др.) область ПЗП и выполняются условия достижения проектных коэффициентов извлечения нефти (КИН) на фоне снижения объемов закачиваемой воды в разумных пределах.

Табл. 1. Обобщенные результаты исследований и анализа скважин за 2014 год
Табл. 1. Обобщенные результаты исследований и анализа скважин
за 2014 год

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ КОМПЛЕКСНОГО АНАЛИЗА

Таким образом, комплексный анализ дает возможность на основе ранжирования скважин предоставлять рекомендации по планированию ГТМ и регулированию закачки. В табл. 1 приведены обобщенные результаты исследований скважин и анализа заводнения за 2014 год. В нагнетательных скважинах проведено около 170 исследований, в результате которых скважины были поделены на первоочередные и второстепенные с точки зрения проведения ГТМ, а также были выделены скважины, в которых нет необходимости проведения ГТМ. В закритическую область попали около 70 скважин, полудлина трещины которых составила свыше 150 м, – это кандидаты на ограничение полудлины и выравнивание профиля приемистости (ВПП); по 14 скважинам нагнетательного фонда возможно увеличение объемов закачки, так как полудлина трещины автоГРП составляет менее 50 метров.

В отношении формирования эффективной системы заводнения на новых объектах интересно отметить исследование на одном из новых активов компании (рис. 5).

Рис. 5. Планирование исследования ИД+КПД
Рис. 5. Планирование исследования ИД+КПД
Табл. 2. Результаты интерпретации циклов КПД
Табл. 2. Результаты интерпретации циклов КПД
Рис. 6. Результаты исследования ИД+КПД
Рис. 6. Результаты исследования ИД+КПД

С целью определения оптимального режима закачки и совершенствования системы заводнения была разработана программа комплексного многоциклового исследования по методике ИД – КПД. На рис. 6 показан фактический график изменения забойного давления и приемистости при проведении данных исследований. В табл. 2 приведены результаты интерпретации каждого цикла КПД.

Хотелось бы отметить, что полученные в процессе исследования фактические значения забойного давления и приемистости практически полностью соответствуют расчетным данным. Разрыв пласта и дальнейшее увеличение трещины диагностируются при давлении нагнетания выше 320 атмосфер. На всех циклах КПД отмечается снижение интегрального скинфактора (S= -5,88 на пятом цикле). На индикаторной диаграмме на протяжении всех циклов КПД четко прослеживается рост коэффициента приемистости (наибольший на пятом цикле) и отклонение данного режима от линейной зависимости, что позволяет говорить об увеличении трещины автоГРП.

На основе результатов специальных исследований на гидродинамической модели были выполнены расчеты с учетом различной геометрии трещин. Цель состояла в определении оптимальной комбинации параметров эксплуатации скважин для достижения максимального КИН. Результаты расчетов в виде графиков представлены на рис. 7. Полудлина трещины меняется от 80-100 м (КПД1-4) до 140 м (КПД-5) при КИН, находящемся в пределах 0,244 0,268.

Рис. 7. Определение величины оптимального давления закачки воды
Рис. 7. Определение величины оптимального давления закачки воды

Суммируя все полученные данные проведенных исследований и гидродинамического моделирования, можно сделать вывод, что ключевым фактором эффективности системы ППД служит ограничение размеров трещины за счет контроля забойных давлений в пределах 300-320 атм при приемистости от 40 до 60 м3/сутки. Таким образом, совокупность всех составляющих комплексного подхода к оптимизации систем ППД предполагает выбор оптимального технологического режима эксплуатации, индивидуального для каждой нагнетательной скважины. Данный режим должен отвечать следующим требованиям и целям. Во-первых, это обеспечение необходимой приемистости для поддержания целевого уровня добычи и стабильного энергетического состояния залежи (снижение потерь по жидкости); во-вторых, минимизация риска прорыва закачиваемого агента к добывающим скважинам по системе техногенных трещин (снижение потерь по обводненности); втретьих, максимизация коэффициента охвата вытеснением (достижение проектного КИН); в-четвертых, исключение/минимизация непроизводительной закачки по техногенным трещинам; и, в-пятых, снижение обводненности продукции добывающих скважин (после прорыва закачиваемой воды по техногенным трещинам). В реальных условиях определение оптимального режима эксплуатации – это довольно длительный и трудоемкий процесс, поэтому в настоящее время в компании реализуется проект по автоматизации формирования рекомендаций по регулированию закачки агента в каждую из скважин нагнетательного фонда по блокам и залежи в целом. К тому же актуальным направлением на данный момент остается планирование специальных исследований в горизонтальных скважинах. Совершенствование технологий и методик для оптимизации систем ППД в ПАО «Газпром нефть» ведется на постоянной основе.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт применения нестационарного заводнения на лицензионных участках ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на примере месторождений ТПП «Повхнефтегаз»
Применение статических методов анализа оперативных данных телеметрии для выработки решений по управлению закачкой в системе ППД
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2024

Инженерная практика

Выпуск №05/2024

Борьба с осложнениямиТехнологии нефтедобычиЗащита от коррозииЭксплуатация трубопроводов
Методы повышения эффективности работы ОФТехнологии обнаружения ХОС в НСЖПодбор ингибиторов коррозииЭффективные решения для ЭХЗНовые конструкции ГПАТ
Ближайшее совещание
Планы мероприятий ООО “Инженерная практика”
Технические отраслевые Конференции и тренинги (по программе "Наставник' 2024")

Сформированные планы "Инженерной практики" на 2025 год направляются по запросу. Адрес для запроса: info@glavteh.ru