RU2757848C1 - Method for localising the residual reserves based on complex diagnostics and adaptation of a ghdm - Google Patents
Method for localising the residual reserves based on complex diagnostics and adaptation of a ghdm Download PDFInfo
- Publication number
- RU2757848C1 RU2757848C1 RU2020137847A RU2020137847A RU2757848C1 RU 2757848 C1 RU2757848 C1 RU 2757848C1 RU 2020137847 A RU2020137847 A RU 2020137847A RU 2020137847 A RU2020137847 A RU 2020137847A RU 2757848 C1 RU2757848 C1 RU 2757848C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- well
- water
- field
- water cut
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 34
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 title description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 85
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 27
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 24
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 15
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 13
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 claims description 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 238000011161 development Methods 0.000 description 9
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 108091000069 Cystinyl Aminopeptidase Proteins 0.000 description 2
- 102100020872 Leucyl-cystinyl aminopeptidase Human genes 0.000 description 2
- 241001415846 Procellariidae Species 0.000 description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000012552 review Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- RXZBMPWDPOLZGW-HEWSMUCTSA-N (Z)-roxithromycin Chemical compound O([C@@H]1[C@@H](C)C(=O)O[C@@H]([C@@]([C@H](O)[C@@H](C)C(=N\OCOCCOC)/[C@H](C)C[C@@](C)(O)[C@H](O[C@H]2[C@@H]([C@H](C[C@@H](C)O2)N(C)C)O)[C@H]1C)(C)O)CC)[C@H]1C[C@@](C)(OC)[C@@H](O)[C@H](C)O1 RXZBMPWDPOLZGW-HEWSMUCTSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Техническое решение направлено на определение (выявление) степени выработанности пластов нефтяных месторождений за счет выявления застойных (не охваченных процессами фильтрации) зон локализации остаточных запасов нефти. The technical solution is aimed at determining (identifying) the degree of depletion of oil fields by identifying stagnant (not covered by filtration processes) zones of localization of residual oil reserves.
Совершенствование методов определения расположения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей, поиск остаточных запасов, а также разработка технологий по вовлечению данных зон в эффективную разработку является одной из самых актуальнейших задач разработки нефтяных месторождений.Improving methods for determining the location of weakly drained and stagnant zones of oil deposits, searching for residual reserves, as well as developing technologies to involve these zones in effective development is one of the most urgent tasks in the development of oil fields.
Скважины условно классифицируются на две группы пропластков:Wells are conventionally classified into two groups of interlayers:
- обводняющиеся по мере движения фронта обводнения от скважин нагнетательного фонда к добывающим скважинам;- waterlogged as the watering front moves from the injection wells to the production wells;
- обводняющиеся вследствие перетоков между пропластками.- waterlogged due to crossflows between interlayers.
Разработана комплексная технология, направленная на локализацию зон остаточных запасов и ее до изучение на основе секторной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ), с целью вовлечения запасов и повышения добычи углеводородного сырья.An integrated technology has been developed aimed at localizing the zones of residual reserves and studying it on the basis of a sectoral geological and hydrodynamic model (GGDM) in order to involve reserves and increase the production of hydrocarbon raw materials.
Комплексная технология включает в себя анализ истории разработки месторождения для выделения перспективных объектов и формирования программ дополнительных исследований. После чего создается трехмерная геолого-гидродинамическая модель месторождения и калибруется на полученные результаты исследований. Далее возможна отработка различных геолого-технологических мероприятий на объекте и выбор наиболее перспективных методов для рентабельного извлечения запасов.The integrated technology includes an analysis of the history of field development to identify promising objects and form additional research programs. After that, a three-dimensional geological and hydrodynamic model of the field is created and calibrated for the obtained research results. Further, it is possible to work out various geological and technological measures at the site and select the most promising methods for cost-effective extraction of reserves.
Заявленный способ реализован на известных программных продуктах для построения карт остаточных запасов на основании истории разработки и геолого-гидродинамической модели, при этом учитывается реальное направление движения фильтрационных потоков.The claimed method is implemented on the known software products for building maps of residual reserves based on the development history and geological and hydrodynamic model, while taking into account the real direction of movement of filtration flows.
Известен способ и система выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков жидкости по патенту РФ № 2724730 (дата приоритета: 25.06.2020, дата публикации: 25.06.2020, МПК: E21B 47/10, G06F 30/20). Способ включает исследование скважин выбранного месторождения на выявление с учетом статистических исследований скважин с подозрением наличия заколонных перетоков, в которых проводят промысловые геофизические исследования для выявления заколонных перетоков жидкости. В исследуемые скважины включают и нагнетательные скважины, а статистические исследования проводят на основе анализа соответствия статистических зависимостей приемистости от проницаемости для выбранного месторождения показателям добывающих и нагнетательных скважин. В скважинах с отклонением выбранных показателей выше допустимой погрешности, определяемой эмпирическим путем для каждого месторождения, проводят нагнетание воды с давлением от нуля до давления насыщения, но не выше давления разрыва данного пласта, определяя зависимость объемов закачки от давления закачки с последующим сопоставлением участка насыщения со статистически усредненным аналогичным типовым показателем зависимостей для выбранного месторождения на выявление скважин с подозрением наличия заколонных перетоков, имеющим недопустимые отклонения от кривизны типовых показателей зависимостей. Общим признаком является наличие метрики анализа обводненности.The known method and system for identifying wells, watering by means of behind-the-casing fluid flows according to RF patent No. 2724730 (priority date: 06/25/2020, publication date: 06/25/2020, IPC: E21B 47/10, G06F 30/20). The method includes investigating wells of the selected field for identification, taking into account statistical studies of wells with suspicion of the presence of behind-the-casing flows, in which field geophysical studies are carried out to identify behind-the-casing flows of fluid. Injection wells are also included in the wells under study, and statistical studies are carried out based on the analysis of the correspondence of statistical dependences of injectivity on permeability for the selected field to the indicators of production and injection wells. In wells with a deviation of the selected indicators above the permissible error determined empirically for each field, water is injected with a pressure from zero to saturation pressure, but not higher than the fracture pressure of the given formation, determining the dependence of the injection volumes on the injection pressure with subsequent comparison of the saturation area with a statistically the averaged similar typical indicator of dependencies for the selected field for identifying wells with suspicion of the presence of behind-the-casing flows that have unacceptable deviations from the curvature of typical dependency indicators. A common feature is the presence of a water cut analysis metric.
Недостатком данного способа и системы является недостаточная точность определения заколонных перетоков, при этом не обеспечивается возможность выявления локализации запасов нефти.The disadvantage of this method and system is the lack of accuracy in determining the behind-the-casing flows, while it is not possible to identify the localization of oil reserves.
Известен способ и система построения геолого-гидродинамических моделей неоднородных пластов по патенту РФ № 2656303 (дата приоритета: 06.03.2017, дата публикации: 04.06.2018, МПК: G06T 17/05, G01V 9/00). Способ построения геолого-гидродинамических моделей неоднородных пластов включает изучение кернового материала с выделением литотипов пород и обоснованием значений их фильтрационно-емкостных и геомеханических свойств, построение детальной объемной геологической модели на основе стохастического пиксельного метода распределения параметров, построение гидродинамической модели с адаптацией параметров пласта на историю разработки залежи, многовариантные расчеты прогнозных показателей разработки залежи с выбором оптимального варианта разработки, при этом определяют статистическую вероятность распределения литотипов пород, которым присвоены характерные значения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, сжимаемости, содержания глинистых включений в породах-коллекторах и сообщаемости по разрезу залежи, для чего осуществляют построение локальных литологических разрезов на основе интерпретации материалов геофизических и керновых исследований с выявлением закономерности между геофизическими параметрами и литологическим составом пород. Общим признаком является построение геолого-гидродинамической модели.The known method and system for constructing geological and hydrodynamic models of heterogeneous formations according to RF patent No. 2656303 (priority date: 03/06/2017, publication date: 06/04/2018, IPC: G06T 17/05,
Недостатком данного способа и системы является низкая точность выявления перетоков воды, недостаточность выявления локализации запасов.The disadvantage of this method and system is the low accuracy of detecting water flows, the lack of identifying the localization of reserves.
Важным условием для повышения точности определения локализации запасов является точная диагностика и ограничение водопритоков в скважины.An important condition for improving the accuracy of determining the localization of reserves is accurate diagnostics and limitation of water inflows into wells.
«Полезная» вода – это вода, поступающая в скважину в объеме меньшем предельного, соответствующего критическому водонефтяному фактору (ВНФ). Т.е. это следствие неизбежного движения воды в пласте, добычи которой нельзя избежать, не потеряв запасы."Useful" water is water entering the well in a volume less than the limit corresponding to the critical water-oil factor (WNF). Those. this is a consequence of the inevitable movement of water in the reservoir, the production of which cannot be avoided without losing reserves.
Добыча «полезной» воды имеет место при совместном течении нефти и воды в пористом скелете пласта. Присутствие воды в общем потоке обусловлено естественным перемешиванием жидкостей в пористой среде из-за извилистости поровых каналов, что приводит к росту ВНФ.Production of "useful" water takes place with the joint flow of oil and water in the porous skeleton of the formation. The presence of water in the general flow is due to the natural mixing of fluids in the porous medium due to the tortuosity of the pore channels, which leads to an increase in the WNF.
Еще один тип приемлемой добычи воды вызван схождением линий тока к стволу скважины. Например, в случае, если нагнетательная скважина подпитывает добывающую, то поток жидкости от нагнетательной скважины может быть представлен бесконечным количеством линий тока, самая короткая из которых соединяет нагнетательную и добывающую скважины по прямой, а самые длинные располагаются вдоль границ симметрии (нулевого перетока) между скважинами. Прорыв воды сначала происходит по кратчайшей линии тока, в то время как нефть продолжает поступать в скважину из более медленных (длинных) линий тока.Another type of acceptable water production is caused by the convergence of streamlines towards the wellbore. For example, if an injection well feeds a production well, then the fluid flow from the injection well can be represented by an infinite number of streamlines, the shortest of which connects the injection and production wells in a straight line, and the longest are located along the boundaries of symmetry (zero crossflow) between the wells. ... Water breakthrough occurs first along the shortest streamline, while oil continues to flow into the well from slower (longer) streamlines.
Данная вода также считается полезной, поскольку невозможно изолировать отдельные линии тока, одновременно продолжая эксплуатацию других.This water is also considered useful, since it is impossible to isolate individual flow lines while simultaneously continuing to operate others.
При этом существует проблема добычи избыточной воды и неразработка остаточных локализованных запасов нефти. Причинами появления избыточной воды в скважине чаще всего является возникновение заколонных перетоков. Например, низкое качество цементного камня может привести к тому, что водоносные пласты оказываются соединенными с нефтяными.At the same time, there is a problem of excess water production and undevelopment of residual localized oil reserves. The reasons for the appearance of excess water in the well are most often the occurrence of behind-the-casing flows. For example, poor quality cement stone can cause aquifers to become connected to oil reservoirs.
Наличие таких каналов позволяет воде перетекать из заколонного пространства в затрубное пространство.The presence of such channels allows water to flow from the annular space into the annular space.
Техническим результатом заявленного способа является повышение точности определения локализованных запасов нефти на основании геолого-гидродинамической модели и ее адаптации с учетом дополнительных (промыслово-геофизических исследований) ПГИ и выявления заколонных перетоков в скважинах с использованием метрики анализа обводненности по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости для каждой скважины.The technical result of the claimed method is to improve the accuracy of determining localized oil reserves based on the geological and hydrodynamic model and its adaptation, taking into account additional (field and geophysical studies) PLT and identifying behind-the-casing flows in wells using the water cut analysis metric based on the dependence of the current water cut on the fluid flow rate for each wells.
Технический результат достигается за счет того, что способ локализации остаточных запасов включает: The technical result is achieved due to the fact that the method for localizing residual reserves includes:
- определение фонда скважин, расположенных на одном участке месторождения;- determination of the stock of wells located in one area of the field;
- формирование набора исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих этот участок месторождения;- formation of a set of initial geological, topographic, geophysical data characterizing this area of the field;
- на основании исходных геологических, топографических, геофизических данных формирование ячеистой геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) участка;- based on the initial geological, topographic, geophysical data, the formation of a cellular geological and hydrodynamic model (GGDM) of the site;
- формирование массива данных по показателям эксплуатации фонда скважин, включающий по меньшей мере дебит жидкости и обводненность каждой скважины;- formation of an array of data on the performance indicators of the well stock, including at least the fluid flow rate and water cut of each well;
- на основании массива данных по показателям эксплуатации скважин построение метрики анализа обводненности по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости для каждой скважины;- based on an array of data on well performance indicators, construction of a water cut analysis metric based on the dependence of the current water cut on the fluid flow rate for each well;
- на основании анализа метрики зависимости текущей обводненности от дебита жидкости выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта;- based on the analysis of the metric of the dependence of the current water cut on the fluid flow rate, identification of wells with the inclusion of a water-saturated reservoir;
- проведение дополнительных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований для скважин с приобщением водонасыщенного пласта с определением профиля притока / приемистости и степени выработки пласта; - carrying out additional hydrodynamic and field-geophysical studies for wells with the introduction of a water-saturated reservoir with the determination of the inflow / injectivity profile and the degree of formation depletion;
- уточнение характеристик ячеек геолого-гидродинамической модели участка, в которых расположены скважины с приобщением водонасыщенного пласта по результатам дополнительных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований;- clarification of the characteristics of the cells of the geological and hydrodynamic model of the site, in which the wells are located with the addition of a water-saturated reservoir, based on the results of additional hydrodynamic and field-geophysical studies;
- построение уточнённой геолого-гидродинамической модели участка;- construction of an updated geological and hydrodynamic model of the site;
- выявление в уточнённой геолого-гидродинамической модели перспективных зон концентрации остаточных запасов в зонах с непродуктивной добычей.- identification in the refined geological and hydrodynamic model of promising zones of concentration of residual reserves in zones with unproductive production.
Таким образом, в результате реализации заявленного способа обеспечивается интегральный обзор геолого-физических данных выбранного участка, интегральный обзор данных по разработке выбранного участка, построение карт текущего состояния фонда скважин, составление паспортов скважин, включающий анализ прайм-метрики (метрики зависимости текущей обводненности от дебита жидкости), позволяющей по минимальному количеству данных определить условия возникновения приобщения водонасыщенного пласта, что напрямую влияет на возможность возникновения локализованных запасов нефти. При проведении дополнительных исследований (построение атласа ПГИ, ГДИ), построение уточненной ГГДМ (построение карт потенциальных отборов/закачки с учетом распределения с различными фильтрационно-емкостными свойствами) можно сделать обоснованный вывод и выделить зону (ячейку) с содержанием локализованных запасов нефти.Thus, as a result of the implementation of the claimed method, an integrated review of the geological and physical data of the selected area is provided, an integrated review of data on the development of the selected area, the construction of maps of the current state of the well stock, the compilation of well certificates, including the analysis of the prime metric (metrics of the dependence of the current water cut on the flow rate ), which makes it possible to determine the conditions for the occurrence of the inclusion of a water-saturated reservoir using a minimum amount of data, which directly affects the possibility of the occurrence of localized oil reserves. When carrying out additional studies (construction of the atlas of production logging, hydrodynamic studies), construction of an updated GGDM (construction of maps of potential production / injection taking into account the distribution with different reservoir properties), a reasonable conclusion can be drawn and a zone (cell) with the content of localized oil reserves can be made.
В качестве дополнительных исследований могут быть проведены исследования с помощью технологии мультискважинного ретроспективного тестирования (МРТ) и импульсно-кодового гидропрослушивания (ИКГ).As additional studies, studies can be carried out using the technology of multi-well retrospective testing (MRI) and pulse-code interference testing (ICG).
Поскважинные прайм-метрики являются более точными, т.к. более конкретно указывают на зону локализации запасов. При этом метрика зависимости текущей обводненности от дебита жидкости является более точной, чем метрика зависимости водонефтяного фактора и его производной от логарифма времени. Однако суммарное использование метрик также повышает точность выявления локализованных запасов.Downhole prime metrics are more accurate because more specifically indicate the zone of localization of reserves. In this case, the metric of the dependence of the current water cut on the flow rate of the liquid is more accurate than the metric of the dependence of the water-oil factor and its derivative from the logarithm of time. However, the cumulative use of metrics also improves the accuracy of identifying localized reserves.
Построение ГГДМ осуществляется с использованием специализированного ПО, такого как tNavigator компании Rock Flow Dynamics, Petrel+Eclipse компании Schlumberger или IRAP+Tempest компании Roxar.The GGDM is built using specialized software such as tNavigator from Rock Flow Dynamics, Petrel + Eclipse from Schlumberger or IRAP + Tempest from Roxar.
После проведения исследований и обнаружения локализованных участков залежи нефти могут проводить геолого-технические мероприятия (ГТМ) для повышения добычи в выявленных локализованных участках.After conducting research and discovering localized areas of oil deposits, geological and technical measures (GTM) can be carried out to increase production in the identified localized areas.
Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором обеспечивается формирование массива данных по показателям эксплуатации скважин, дополнительно включающий: забойное давление фонда скважин, приемистость и газовый фактор месторождения (пласта), на котором расположен фонд скважин; при этом на основании дополнительного массива данных по показателям эксплуатации скважин осуществляют построение дополнительных метрик анализа обводненности по зависимостям: There is a variant of the method for localizing residual reserves, which provides for the formation of an array of data on well operation indicators, which additionally includes: bottomhole pressure of the well stock, injectivity and gas factor of the field (formation) on which the well stock is located; at the same time, on the basis of an additional array of data on well operation indicators, additional metrics for analyzing water cut by dependencies are built:
- текущей обводненности от накопленной обводненности месторождения- current water cut from the accumulated water cut of the field
(пласта);(reservoir);
- текущей обводненности от расчетной водонасыщенности месторождения- current water cut from the calculated water saturation of the field
(пласта);(reservoir);
- водонефтяного фактора и его производной от логарифма времени для каждой- water-oil factor and its derivative from the logarithm of time for each
скважины фонда скважин;wells of the well stock;
причем на основании анализа всех метрик обеспечивается выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта.Moreover, based on the analysis of all metrics, it is possible to identify wells with the inclusion of a water-saturated reservoir.
Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором на основании показателей месторождения производится анализ:There is a variant of the method for localizing residual reserves, in which an analysis is carried out based on the indicators of the field:
- по зависимости текущей обводненности от накопленной обводненности месторождения (пласта) определяют ячейки ГГДМ со скважинами с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если фактические значения соотношения текущей обводненности к накопленной обводненности для скважин находятся выше предрассчитанной модельной кривой обводнения усредненной скважины фонда скважин при площадном заводнении;- according to the dependence of the current water cut on the accumulated water cut of the field (formation), the GGDM cells with wells with the addition of the water-saturated formation are determined if the actual values of the ratio of the current water cut to the accumulated water cut for the wells are higher than the pre-calculated model water cut curve of the averaged well of the well stock during areal flooding;
- по зависимости текущей обводненности от расчетной водонасыщенности месторождения (пласта) определяют ячейки ГГДМ со скважинами с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если фактические значения соотношения текущей обводненности к водонасыщенности для скважин находятся выше (левее) предрассчитанной кривой фракционного потока, также называемая кривой Баклея- Леверетта;- according to the dependence of the current water cut on the calculated water saturation of the field (formation), the GGDM cells with wells with the addition of the water-saturated formation are determined if the actual values of the ratio of the current water cut to water saturation for the wells are higher (to the left) of the pre-calculated fractional flow curve, also called the Buckley-Leverett curve ;
- по зависимости водонефтяного фактора (ВНФ) и его производной от логарифма времени определяют скважины с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если наблюдается вертикализация (рост) кривой роста ВНФ и его производной в течение последнего года эксплуатации.- according to the dependence of the water-oil factor (WNF) and its derivative from the logarithm of time, wells are determined with the inclusion of a water-saturated reservoir if there is a verticalization (growth) of the WNF growth curve and its derivative during the last year of operation.
Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости выявляют скважины с приобщением водонасыщенного пласта в случае, если хотя бы один анализируемый период по скважине показывает зависимость с коэффициентом линейной аппроксимации R2 > 0,2.There is a variant of the method for localizing residual reserves, in which, according to the dependence of the current water cut on the fluid flow rate, wells are identified with the inclusion of a water-saturated reservoir if at least one analyzed period for the well shows a dependence with a linear approximation coefficient R2> 0.2.
Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором, участок месторождения (пласта) включает от 20 до 60 скважин, при этом каждая ячейка ГГДМ включает по меньшей мере одну скважину, а деление проводится вдоль нагнетательных рядов.There is a variant of the method for localizing residual reserves, in which a section of a field (formation) includes from 20 to 60 wells, and each GGDM cell includes at least one well, and the division is carried out along the injection rows.
Существует вариант способа локализации остаточных запасов, при котором анализируемый период по скважине составляет от 3 до 8 месяцев, причем в этот период не проводились ГРП.There is a variant of the method for localizing residual reserves, in which the analyzed period for the well is from 3 to 8 months, and during this period no hydraulic fracturing was carried out.
Технический результат достигается за счет того, что система локализации остаточных запасов включает по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа локализации остаточных запасов.The technical result is achieved due to the fact that the residual inventory localization system includes at least one processor, random access memory and machine-readable instructions for performing the residual inventory localization method.
Также технический результат достигается за счет того, что машиночитаемый носитель содержит машиночитаемые инструкции способа локализации остаточных запасов, выполненный с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором.Also, the technical result is achieved due to the fact that the computer-readable medium contains computer-readable instructions for a method for localizing residual stocks, made with the ability to read these instructions and execute them by the processor.
Изобретение поясняется следующими фигурами.The invention is illustrated by the following figures.
Фиг. 1 – схематичное изображение скважины с непродуктивной добычей, т.е. сFIG. 1 is a schematic representation of a non-productive well, i. E. with
ЗКЦ (заколонной циркуляции жидкости (воды)), гдеZKTs (behind the casing circulation of liquid (water)), where
1 – водонасыщенный пласт; 1 - water-saturated reservoir;
2 – целевой пласт, содержащий флюид (нефть и воду);2 - target formation containing fluid (oil and water);
3 – скважина.3 - well.
Фиг. 2 – схема текущих показаний по скважине 4345, на которой:FIG. 2 is a diagram of current readings for well 4345, in which:
4 – обводненность, %;4 - water cut,%;
5 – дебит жидкости, м3/сут.;5 - liquid flow rate, m 3 / day;
6 – дебит нефти, м3/сут.;6 - oil flow rate, m 3 / day;
7 – выбранный для построения метрики (зависимость текущей обводненности от дебита жидкости) отрезок времени, не содержащий ГТМ на скважине.7 - selected for the construction of the metric (the dependence of the current water cut on the fluid flow rate) time interval that does not contain geological and technical measures at the well.
Фиг. 3 – зависимость текущей обводненности от дебита жидкости в отрезок времени (7), на которой:FIG. 3 - the dependence of the current water cut on the flow rate of the liquid in the time interval (7), at which:
8 – линия тренда (линейной аппроксимации) зависимости текущей обводненности от дебита жидкости с коэффициентом аппроксимации 0,4534.8 - trend line (linear approximation) of the dependence of the current water cut on the fluid flow rate with an approximation coefficient of 0.4534.
Фиг. 4, 6 – зависимости текущей обводненности от накопленной обводненности, где:FIG. 4, 6 - dependences of the current water cut on the accumulated water cut, where:
9 – фонд скважин, расположенных на участке месторождения (пласта);9 - stock of wells located in the area of the field (formation);
10 – предрассчитанная модельная кривая обводнения усредненной скважины фонда скважин (при площадном заводнении);10 - a pre-calculated model watercut curve for an averaged well of a well stock (with areal waterflooding);
11 – предрассчитанная модельная кривая обводнения усредненной скважины фонда скважин (при дипольном заводнении одной нагнетательной скважиной).11 - a pre-calculated model watercut curve for an averaged well of a well stock (with dipole waterflooding by one injection well).
Фиг. 5 – зависимость текущей обводненности от расчетной водонасыщенности, где:FIG. 5 - dependence of the current water cut on the calculated water saturation, where:
12 – кривая Баклея-Леверетта.12 - Buckley-Leverett curve.
Фиг. 7 – зависимость ВНФ и его производной от логарифма времени для скважины 4345.FIG. 7 - dependence of WNF and its derivative on the logarithm of time for
Фиг. 8 – ячеистая ГГДМ.FIG. 8 - honeycomb GGDM.
Фиг. 9 – уточненная ГГДМ, на которой красным цветом выделены зоны с максимальными остаточными запасами (зоны локализации остаточных запасов нефти).FIG. 9 - revised GGDM, on which zones with maximum residual reserves (zones of localization of residual oil reserves) are highlighted in red.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
На Вынгаяхинском месторождении ПАО «Газпром нефть» выделен фонд скважин, эксплуатирующих пласт 1БП11 (55 скважин) и ограниченных разрезающими нагнетательными рядами.At the Vyngayakhinskoye field, Gazprom Neft PJSC has allocated a stock of wells that operate reservoir 1BP11 (55 wells) and are limited by cutting injection rows.
Далее формируется набор исходных геологических, топографических, геофизических данных, характеризующих участок этого месторождения, включая результаты промысловых исследований. И на основании исходных геологических, топографических, геофизических данных формируют ячеистую геолого-гидродинамическую модель (ГГДМ) (фиг. 8). Данные ячейки являются ячейками Вынгаяхинского месторождения, построенными по скважинам, которые когда-либо работали в качестве добывающих не менее 1 года или отобрали хотя бы 1000 м3 нефти.Further, a set of initial geological, topographic, geophysical data is formed, characterizing the area of this field, including the results of field studies. And on the basis of the initial geological, topographic, geophysical data, a cellular geological-hydrodynamic model (GGDM) is formed (Fig. 8). These cells are cells of the Vyngayakhinskoye field, built from wells that have ever worked as producers for at least 1 year or have taken at least 1000 m 3 of oil.
Далее формируется массив данных по показателям эксплуатации скважин, включающий дебит жидкости и обводненность каждой скважины. Further, an array of data on well operation indicators is formed, including the fluid flow rate and water cut of each well.
Для примера рассмотрим условную скважину 4345 на месторождении. По текущим данным разработки (фиг. 2) выделен участок 7 для анализа обводненности с помощью графика зависимости дебита жидкости и обводненности (фиг. 2). Выявление скважин с приобщением водонасыщенного пласта может осуществляться по обратной корреляции. На графике (фиг. 2) наблюдается обратная корреляция с коэффициентом аппроксимации (достоверности) R2 = 0,45, что является признаком подключения (приобщения) к скважине водонасыщенного пласта 1 с более высоким давлением, чем в целевом пласте 2. For example, consider a
После установления скважины с приобщением водонасыщенного пласта (скважина 4345) на ней проводят дополнительные гидродинамические (ГДИ) и промыслово-геофизические исследования (ПГИ) с определением профиля притока / приемистости и степени выработки пласта.After the well has been established with the inclusion of a water-saturated reservoir (well 4345), additional hydrodynamic (DRO) and field geophysical studies (PLT) are carried out on it with the determination of the inflow / injectivity profile and the degree of formation depletion.
Далее осуществляется уточнение характеристик ячеек геолого-гидродинамической модели участка по результатам исследования и осуществляется построение ГГДМ участка при помощи ПО, например, tNavigator, Petrel+Eclipse или IRAP+Tempest.Further, the characteristics of the cells of the geological and hydrodynamic model of the site are refined according to the results of the study, and the hydrodynamic model of the site is built using software, for example, tNavigator, Petrel + Eclipse or IRAP + Tempest.
После проведения исследований и обнаружения значения текущих балансовых запасов по каждой скважине определяется разность между начальными балансовыми запасами и накопленным отбором нефти по данной скважине. Значения текущих нефтенасыщенных толщин по каждой скважине определяются делением величины текущих балансовых запасов на площадь зоны дренирования скважины, начальную нефтенасыщенную толщину, среднюю по зоне дренирования пористость и среднюю начальную нефтенасыщенность. В результате выполняется построение карты текущих нефтенасыщенных толщин и карты текущих балансовых запасов нефти по зонам дренирования скважин, на которой выявляют зоны максимальной плотности остаточных запасов (фиг. 9). Такая карта (фиг. 9) получена в результате анализа результатов ПГИ и расчета соотношения объема добычи к объему закачки по ячейкам (скважинам). Текущие отборы / закачка были разделены по ячейкам с использованием этих соотношений. After conducting research and discovering the value of the current balance reserves for each well, the difference between the initial balance reserves and the accumulated oil production for this well is determined. The values of the current oil-saturated thicknesses for each well are determined by dividing the value of the current balance reserves by the area of the well drainage zone, the initial oil-saturated thickness, the average porosity in the drainage zone and the average initial oil saturation. As a result, a map of the current oil-saturated thicknesses and a map of the current balance oil reserves in the drainage zones of the wells are constructed, on which the zones of maximum density of residual reserves are identified (Fig. 9). Such a map (Fig. 9) was obtained as a result of analyzing the PLT results and calculating the ratio of the production volume to the injection volume by cells (wells). The current production / injection was split by cell using these ratios.
Таким образом, в околоскважинном пространстве (условная скважина 4345) была выявлена перспективная зона концентрации остаточных запасов в зонах с непродуктивной добычей (красная зона).Thus, in the near-wellbore space (conditional well 4345), a promising zone of concentration of residual reserves was identified in zones with unproductive production (red zone).
Также возможен вариант применения изобретения, при котором первоначально проводят анализ по месторождению в целом. По месторождению выполнен анализ обводненности с помощью графика зависимости текущей обводненности от накопленной (фиг. 4) и текущей обводненности от водонасыщенности (фиг. 5). Один из графиков (фиг. 5) свидетельствует о наличии заколонных перетоков в скважинах блока: точки расположены выше (левее) предрассчитанной кривой 12 Баклея-Леверетта. При этом расположение точек на фиг. 4 не позволяет однозначно диагностировать ЗКЦ. По результатам суммарного анализа графиков фиг. 4 и фиг. 5 месторождение, на котором расположен фронт скважин, отмечается как подозрительный с точки зрения возможной непродуктивной добычи воды. На фиг. 4 и фиг. 5 - метрики для участка месторождения (пласта).It is also possible to apply the invention, in which the analysis is initially carried out for the field as a whole. For the field, an analysis of water cut was carried out using the graph of the dependence of the current water cut on the accumulated (Fig. 4) and the current water cut on the water saturation (Fig. 5). One of the graphs (Fig. 5) indicates the presence of behind-the-casing flows in the wells of the block: the points are located above (to the left) of the pre-calculated Buckley-
В другом случае могут проводить анализ текущей обводненности от накопленной обводненности, по результатам которого представлено распределение скважин - фиг. 6. На графике (фиг. 6) наблюдается рост текущей обводненности выше предрассчитанной кривой для площадной модели заводнения, что является признаком наличия ЗКЦ. Т.е. часть скважин расположены выше (левее) кривой 10. В отношении этих скважин предположительно можно сделать вывод о наличии ЗКЦ - подключения водонасыщенного пласта.In another case, an analysis of the current water-cut from the accumulated water-cut can be carried out, according to the results of which the distribution of wells is presented - Fig. 6. On the graph (Fig. 6), there is an increase in the current water cut above the pre-calculated curve for the areal waterflooding model, which is a sign of the presence of the CCP. Those. some of the wells are located above (to the left) of
Дальнейший анализ выполняется по отдельным скважинам.Further analysis is performed for individual wells.
Анализ метрики по отдельным скважинам - анализ зависимости текущей обводненности от дебита жидкости описан выше.Analysis of the metrics for individual wells - the analysis of the dependence of the current water cut on the fluid flow rate is described above.
Кроме того, проводят анализ водонефтяного фактора и его производной от логарифма времени (фиг. 7). На графике (фиг. 7) наблюдается вертикализация кривой давления и его производной на поздних временах, что является признаком наличия ЗКЦ. Т.е. рост ВНФ и производной ВНФ в период последнего года эксплуатации скважины 4345.In addition, an analysis of the water-oil factor and its derivative from the logarithm of time is carried out (Fig. 7). On the graph (Fig. 7), there is a verticalization of the pressure curve and its derivative at later times, which is a sign of the presence of CCP. Those. growth of WNF and derivative WNF during the last year of well 4345 operation.
По итогам анализа скважина 4345 по всем критериям является подозрительной на ЗКЦ. Выполненные на скважине промыслово-геофизические исследования выявили интенсивный переток воды снизу. Затем профиль добычи с учетом выявленной ЗКЦ был садаптирован в геолого-гидродинамической модели. По результатам адаптации распределение остаточных запасов нефти в пласте изменилось, таким образом уточнились расположения их сосредоточений.Based on the results of the analysis, well 4345 is suspicious for the CCP by all criteria. The field logging carried out at the well revealed an intensive flow of water from the bottom. Then, the production profile, taking into account the identified WCC, was sadapted in the geological and hydrodynamic model. Based on the results of adaptation, the distribution of residual oil reserves in the reservoir changed, thus the location of their concentrations was clarified.
За счет использования заявленного способа, системы и машиночитаемого носителя для реализации способа локализации остаточных запасов обеспечивается повышение точности определения локализованных запасов нефти на основании геолого-гидродинамической модели и ее адаптации с учетом дополнительных ПГИ и выявления заколонных перетоков в скважинах с использованием метрики анализа обводненности по зависимости текущей обводненности от дебита жидкости для каждой скважины.By using the claimed method, system and machine-readable medium for implementing the method for localizing residual reserves, it is possible to improve the accuracy of determining localized oil reserves based on the geological and hydrodynamic model and its adaptation, taking into account additional production logging and identifying behind-the-casing flows in wells using the water cut analysis metric based on the current water cut from fluid flow rate for each well.
Claims (26)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137847A RU2757848C1 (en) | 2020-11-18 | 2020-11-18 | Method for localising the residual reserves based on complex diagnostics and adaptation of a ghdm |
| PCT/RU2021/050378 WO2022108490A1 (en) | 2020-11-18 | 2021-11-16 | Method for locating remaining reserves |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137847A RU2757848C1 (en) | 2020-11-18 | 2020-11-18 | Method for localising the residual reserves based on complex diagnostics and adaptation of a ghdm |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2757848C1 true RU2757848C1 (en) | 2021-10-21 |
Family
ID=78289620
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020137847A RU2757848C1 (en) | 2020-11-18 | 2020-11-18 | Method for localising the residual reserves based on complex diagnostics and adaptation of a ghdm |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2757848C1 (en) |
| WO (1) | WO2022108490A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789872C1 (en) * | 2022-06-30 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Method for determining geological and physical properties of formation and oil reserves |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1606687A1 (en) * | 1988-11-30 | 1990-11-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of developing mutiple-strata nonuniform oil field |
| RU2122107C1 (en) * | 1997-05-22 | 1998-11-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for control of development of oil pools with the help of maps of residual oil-saturated strata |
| WO2011086145A1 (en) * | 2010-01-14 | 2011-07-21 | Services Petroliers Schlumberger | Corrected porosity measurements of underground formations |
| RU2601733C2 (en) * | 2014-10-23 | 2016-11-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of bazhenov formation deposits double medium geologic and hydrodynamic models constructing |
| RU2656303C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-06-04 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for construction of geological-hydrodynamic models of non-homogeneous reservoirs with thin interlensing of sand-silt and clay rocks |
| RU2682830C1 (en) * | 2017-10-23 | 2019-03-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Method of control of development of deposits with the estimation of development of viscous plastic oil reserves at the stage of watering of the plate |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1506086A1 (en) * | 1987-07-30 | 1989-09-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of determining residual recoverable oil stock |
| RU2290501C1 (en) * | 2006-03-09 | 2006-12-27 | Михаил Юрьевич Ахапкин | Method for extracting an oil pool |
| RU2602249C1 (en) * | 2015-10-20 | 2016-11-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for determining characteristics of gas-oil transition zone in cased well |
| RU2709047C1 (en) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method of adaptation of hydrodynamic model of productive formation of oil and gas condensate deposit taking into account uncertainty of geological structure |
-
2020
- 2020-11-18 RU RU2020137847A patent/RU2757848C1/en active
-
2021
- 2021-11-16 WO PCT/RU2021/050378 patent/WO2022108490A1/en active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1606687A1 (en) * | 1988-11-30 | 1990-11-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of developing mutiple-strata nonuniform oil field |
| RU2122107C1 (en) * | 1997-05-22 | 1998-11-20 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Method for control of development of oil pools with the help of maps of residual oil-saturated strata |
| WO2011086145A1 (en) * | 2010-01-14 | 2011-07-21 | Services Petroliers Schlumberger | Corrected porosity measurements of underground formations |
| RU2601733C2 (en) * | 2014-10-23 | 2016-11-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of bazhenov formation deposits double medium geologic and hydrodynamic models constructing |
| RU2656303C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-06-04 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for construction of geological-hydrodynamic models of non-homogeneous reservoirs with thin interlensing of sand-silt and clay rocks |
| RU2682830C1 (en) * | 2017-10-23 | 2019-03-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Method of control of development of deposits with the estimation of development of viscous plastic oil reserves at the stage of watering of the plate |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2789872C1 (en) * | 2022-06-30 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Method for determining geological and physical properties of formation and oil reserves |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2022108490A1 (en) | 2022-05-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8359184B2 (en) | Method, program and computer system for scaling hydrocarbon reservoir model data | |
| CA2890817C (en) | System, method and computer program product for determining placement of perforation intervals using facies, fluid boundaries, geobodies and dynamic fluid properties | |
| RU2666842C1 (en) | Method for determining filtration parameters in a multi-well system by the method of pulse-code hydro-licensing (pch) | |
| RU2475646C1 (en) | Method of construction of geologic and hydrodynamic model of oil and gas deposits | |
| CN105404972A (en) | Reservoir development uncertainty research and risk control method | |
| RU2386027C1 (en) | Definition method of current condensate saturation in hole-bottom region in gas-condensate reservoir bed | |
| Bachleda et al. | Reliable EUR prediction using geochemistry-derived drainage profiles of 200+ wells in the Anadarko Basin | |
| RU2577865C1 (en) | Method of indicating investigation of wells and interwell space | |
| RU2757848C1 (en) | Method for localising the residual reserves based on complex diagnostics and adaptation of a ghdm | |
| Murphy et al. | Evaluation of waterflood residual oil saturations using log-inject-log procedures | |
| CN111894570A (en) | Quantitative evaluation method for flooding degree of old oil reservoir well in middle and later development periods | |
| Askey et al. | Cased hole resistivity measurements optimize management of mature waterflood in Indonesia | |
| Snow et al. | Automating Petrophysics and Decline Curves Analysis for Performance Prediction at the Basin-Scale: Application to the Powder River Basin | |
| RU2701761C1 (en) | Control method of oil production at mature separate oil deposit | |
| Ganiev et al. | Waterflood Optimization Planning Based on MRT Analysis of Long-Term Bottom-Hole Pressure Records | |
| Shirer et al. | Application of field-wide conventional coring in the Jay-Little Escambia Creek unit | |
| Holtz et al. | Reservoir characterization methodology to identify reserve growth potential | |
| Lubnin et al. | System approach to planning the development of multilayer offshore fields | |
| RU2766482C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows | |
| RU2804946C1 (en) | Method for intensification of oil production | |
| Abasov et al. | Some methods of oil and gas reserve estimation in Azerbaijan | |
| Lubis | Integrated Applications of Analytical, Empirical, and Reservoir Simulation Methods to Accurately Determine Original Oil In Place and Estimated Ultimate Recovery of a Mature Field | |
| Zakaria et al. | Improving Water Flooding Management through Facies Remodeling and the Use of Streamlines and Finite Difference Simulators | |
| Sitaresmi et al. | Increasing the volume of hydrocarbons in place (HCIP) by identifying hydrocarbon prospect zones based on log and core data in the RS field limestone formation | |
| Garimella et al. | Maximising Oil Recovery of a Thin Oil Rim through an Optimised Field Development Plan |