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.

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.

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.

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).

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.

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.