Наугольнов Михаил Валерьевич Ведущий специалист, Управление геологии и разработки зарубежных и совместных активов ООО «Газпромнефть НТЦ»

Методика блочного анализа подразумевает разделение исследуемого месторождения на блоки с целью определения наиболее проблемных участков, требующих проведения мероприятий, направленных на повышение эффективности разработки. В нашей компании разделение месторождения на блоки осуществляется с использованием литолого-фациальной модели. Таким образом, при выделении блока учитываются геологические свойства пласта. В пределах каждого блока коллектор, как правило, обладает схожими геолого-физическими характеристиками, а границы блоков проходят преимущественно по нагнетательным скважинам, поскольку в этом случае уменьшаются неопределенности, возникающие при делении добычи между блоками и исключается необходимость применения различных способов для прогноза добычи по одной и той же скважине. В блок включаются скважины, эксплуатирующие одни и те же пласты и характеризующиеся схожей динамикой добычи и обводнения, а также значениями пластового/забойного давления.

ПОСТРОЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ВЫТЕСНЕНИЯ

Важную роль при проведении блочного анализа играют кривые вытеснения, отражающие изменение степени выработки запасов в зависимости от темпов обводнения и повышающие точность прогноза и анализа состояния разработки в условиях ограниченного ресурса времени и отсутствия полномасштабных трехмерных гидродинамических моделей. Помимо этого, корректно построенная характеристическая кривая вытеснения позволяет с высокой степенью достоверности оценивать объемы геологических и извлекаемых запасов, конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), а также осуществлять контроль состояния разработки и отслеживать изменение фактических показателей разработки по отношению к проектным значениям.

Один из способов построения кривой вытеснения – это поэтапное восстановление характеристики на основе геологических параметров пласта. Данный процесс включает в себя последовательное моделирование течения жидкости в неоднородной среде как на микро-, так и на макроуровне на основе усредненных для каждого блока геолого-физических параметров (проницаемость, начальная и остаточная нефтенасыщенность, связанная водонасыщенность). Для описания движения жидкости в поровых каналах недонасыщенного коллектора используется модель гистерезиса фазовых проницаемостей [1]. Поскольку пласты на исследуемых месторождениях характеризуются высокой слоистой неоднородностью, полученные сканирующие кривые фазовых проницаемостей модифицируются для неоднородного пласта по методу Уэлджа [2, 3]. При этом слоистая неоднородность пласта для каждого блока восстанавливается на основе средней проницаемости и коэффициента вариации проницаемости Дикстра-Парсонса (VDP) [4].

На следующем этапе полученные характеристики вытеснения корректируются с учетом плотности сетки скважин при пятиили девятиточечной системе с использованием stream-line симулятора. Коэффициент охвата сеткой скважин, который служит показателем неоднородности пласта по площади и характеризует невозможность вовлечения в разработку всех линз и пропластков расчлененного коллектора, рассчитывается на основе пространственных статистических характеристик распределения линз по горизонтальному и вертикальному размерам и определения количества невскрытых линз [5]. Итоговая характеристика вытеснения для одного из блоков, максимально учитывающая слоистую и площадную неоднородность пласта, а также геометрию системы разработки, построена в координатах «выработка от НИЗ – обводненность» и приведена на рис. 1. Полученная характеристика вытеснения обладает высокой сходимостью с фактическими данными. Характеристики вытеснения, построенные для каждого блока, используются для прогнозирования основных параметров разработки месторождения, в частности, для оценки КИН.

ФАКТОРНЫЙ АНАЛИЗ И АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ППД

Особую роль при проведении мониторинга разработки играют факторный анализ добычи, или анализ изменения параметров работы фонда добывающих скважин, который проводится на основе промысловых данных и ежемесячных эксплуатационных рапортов. Данная методика позволяет численно оценить величину потерь добычи нефти вследствие влияния различных факторов. В качестве основных факторов, влияющих на добычу нефти, рассматриваются четыре параметра. Первый – это изменение дебита жидкости, то есть потери/прирост добычи нефти за счет снижения/увеличения общего дебита скважины. Дополнительно этот параметр раскладывается на такие составляющие, как «изменение пластового давления», «изменение забойного давления», «изменение продуктивности».

Второй – это изменение обводненности: потери/прирост добычи нефти за счет роста/снижения доли воды в скважинной продукции.

В качестве третьего параметра служит коэффициент эксплуатации, или потери добычи нефти за счет простоев скважин в текущем месяце (на время проведения ремонтных работ, исследований и пр.).

И четвертый параметр – это изменение среднедействующего фонда скважин: потери/прирост добычинефти в результате ввода в эксплуатацию новых скважин или перевода скважин из добывающего фонда в бездействующий.

В контексте управления заводнением и оптимизации системы ППД особый интерес представляет такой фактор, как «снижение пластового давления». Схема реализации алгоритма определения добывающих скважин с потерями добычи нефти вследствие неэффективного управления системой закачки представлена на рис. 2.

В данном случае вначале проводится факторный анализ добычи по всему фонду добывающих скважин, формируется первичный перечень проблемных скважин, по которым произошло резкое снижение (более чем на 10%) дебита нефти. Далее для каждой проблемной скважины определяется величина потерь добычи нефти в результате снижения дебита жидкости. В случае, когда снижение добычи нефти происходит из-за снижения дебита жидкости, выполняется расчет текущей компенсации для каждого элемента заводнения (ячейки), в который входит данная добывающая скважина. Когда соблюдаются оба условия – рассчитанная текущая компенсация в пределах ячейки с учетом возможной неэффективной закачки составляет менее 100%, а потери дебита нефти обусловлены снижением дебита жидкости – можно с большой вероятностью говорить о том, что основной причиной снижения добычи стало низкое пластовое давление. Для большей уверенности это заключение может подкрепляться результатами расчета влияния фактора «изменение пластового давления» на дебит нефти.

Обобщив все выполненные расчеты, можно с высокой степенью достоверности определить зоны с недостаточной компенсацией, рассчитать требуемый уровень закачки для каждого элемента заводнения (ячейки) и сформировать рекомендации по управлению закачкой и повышению эффективности действующей системы ППД. Следует отметить, что величина целевой компенсации установлена на уровне 100% для одного из примеров и может быть изменена на любую другую величину в зависимости от возможных геологических и технологических критериев.

Описанный алгоритм целиком реализован в среде VBA MS Excel и максимально автоматизирован. В качестве примера на рис. 3 приведена карта одного из месторождений и представлены результаты проведенного анализа. Темно-синим цветом отмечены блоки с низкой компенсацией и ячейки (элементы заводнения), в которые входят скважины, характеризующиеся значительными потерями добычи нефти вследствие снижения пластового давления.

Особое внимание хотелось бы уделить интеграции факторного анализа и характеристик вытеснения. Как известно, причиной снижения добычи нефти из-за роста обводненности может быть естественное обводнение, связанное с выработкой запасов, и опережающее обводнение, возникающее вследствие прорывов нагнетаемой воды к добывающим скважинам по трещинам и промытым высокопроницаемым пропласткам, а также по технологическим причинам (например, в результате негерметичности эксплуатационной колонны). Для численной оценки потерь добычи нефти в пределах блока или месторождения из-за естественного или опережающего обводнения, предлагается использовать полученную ранее характеристику вытеснения. Если предположить, что скважины внутри блока работают с обводненностью, растущей согласно типовой кривой, можно численно оценить ту величину потерь добычи нефти, которая происходила бы в «идеальном» случае. Превышение значений этих «идеальных» потерь – это и потери, происходящие в результате опережающего обводнения. Своевременное диагностирование роста потерь добычи нефти из-за опережающего обводнения позволит своевременно принять соответствующие решения и снизить или предотвратить влияние негативных факторов.

На рис. 4 приведен пример проведения факторного анализа для одного из блоков за 12 месяцев. Каждая из 12 линий гистограммы отражает величину изменения добычи нефти по каждому из факторов, рассчитанную относительно первого (базового) месяца. Пунктиром обозначены потери добычи нефти вследствие естественного (обоснованного) обводнения согласно типовой кривой.

ВЫВОДЫ ПО ИТОГАМ РАБОТЫ

Разработанный комплексный подход к проведению блочно-факторного анализа разработки позволяет оперативно произвести оценку эффективности действующей системы разработки, диагностировать причины снижения добычи нефти на месторождении и сформировать рекомендации по устранению негативных факторов. Интеграция результатов факторного анализа работы добывающих и нагнетательных скважин позволяет не только контролировать параметры добычи нефти, но и осуществлять оперативное поскважинное управление системой ППД. Результаты представленной работы сегодня активно используются для мониторинга разработки объектов ОАО «Газпром нефть» и могут применяться при мониторинге разработки месторождений других нефтяных компаний.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Killough J.E. Reservoir Simulation with History Dependent Saturation Functions. SPEJ (February 1976) 16, 37; Trans., AIME, 261 p.
2. Wolcott D. Applied Waterflooding//Energy Tribune Publishing Inc., 2009.
3. Walsh M.P., Lake L.W. A Generalized Approach to Primary Hydrocarbon Recovery//Elsevier Science B.V., 2003.
4. Dykstra H. and Parsons R.L. The Prediction of Oil Recovery by Waterflooding, presented at the API Spring Meeting, Pacific Coast Div., Los Angeles, May 1948. Published in Secondary Recovery of Oil in the United States, 2nd Ed., API (1950), P. 160-174.
5. Roschektayev A.P., Yakasov A.V., Krasnov V.A., Toropov K.V. В сборнике: Society of Petroleum Engineers SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition 2010, RO and G 10 SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition 2010, RO and G 10. Moscow, 2010. P.  624-630.