МЕТОДИКА ПОДБОРА СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ «АВТОВЫБОР ГТМ» ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Полежаев В. О.; Гимаев Р. Д.; Жданов Л. М.; Рамазанов Р. Р.; Логачев Д. В.

Г

УДК 621.644

DOI 10.24412/1728-5283-2023-3-15-21

МЕТОДИКА ПОДБОРА СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ «АВТОВЫБОР ГТМ» ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ

МЕРОПРИЯТИЙ*

ООО «РН-БашНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация

На сегодняшний день состояние разработки месторождений нефти и газа Западной Сибири характеризуется снижением темпов добычи нефти, связанным с выработкой высокопроницаемых коллекторов. В этой связи в последние годы активно вводятся в разработку запасы нефти, сосредоточенные в низкопроницаемых коллекторах. В таких залежах для поддержания и увеличения уровня добычи нефти проводятся геолого-технические мероприятия (ГТМ), как при вводе новых скважин, так и в процессе их эксплуатации. Актуальность оптимизации подбора скважин-кандидатов для ГТМ обоснована высокой обводнённостью фонда, выработкой остаточных извлекаемых запасов и нерентабельностью их проведения. Проработка всего фонда скважин и поиск подходящих скважин-кандидатов для проведения ГТМ с использованием существующих стандартных методик требует значительных затрат рабочего времени. В статье описана оптимизированная методика подбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ, разработанная авторами на основе анализа существующих методик и параметров, обеспечивающих прирост добычи нефти. Основой методики являются, расчётные формы «Технологический режим добывающих скважин» и «Рейтинг бурения», в которые загружаются отобранные экспертом данные. Результатом применения методики является расчёт оценки прироста добычи нефти после таких геолого-технических мероприятий, как гидравлический разрыв пласта (ГРП) и кислотная обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ). Проведена верификация полученных расчетных значений прироста добычи нефти для месторождений Западной Сибири, показано, что разработанная ме-

"" Ключевые слова: Потенциал скважины, геолого-техническое мероприятие, расчет прогнозного дебита, гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны, обводненность продукции

тодика повышает количество успешных геолого-технических мероприятий в среднем на 15%, трудозатраты персонала на подбор скважин-кандидатов для проведения ГТМ существенно сокращаются.

METHODOLOGY FOR SELECTION OF CANDIDATE WELLS "AUTOSELECTION OF GEOLOGICAL AND TECHNICAL MEASURES" FOR GEOLOGICAL AND TECHNICAL MEASURES

RN-BashNIPIneft LLC Ufa, Russian Federation

At present, the state of development of oil and gas fields in Western Siberia is characterized by a decrease in the rate of oil production associated with the development of highly permeable reservoirs. In recent years,

* Для цитирования:

Полежаев В.О., Гимаев Р.Д., Жданов Л.М., Рамазанов Р.Р., Логачев Д.В. Методика подбора скважин-кандидатов «Автовыбор ГТМ» для проведения геолого-технических мероприятий // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №3. С. 15-21. DOI 10.24412/1728-5283-2023-3-15-21

oil reserves concentrated in low-permeability reservoirs have been actively developed. In order to maintain and increase the level of oil production, geological and technical measures (GTM) are carried out in such deposits, both during the commissioning of new wells and during their operation. The relevance of optimizing the selection of candidate wells for geological and technical operations is justified by the high water cut of the fund, the depletion of residual recoverable reserves and the unprofitability of their implementation. The study of the entire well stock and the search for suitable candidate wells for geological and technical operations using existing standard techniques requires a significant amount of working time. The article describes an optimized methodology for selecting candidate wells for geological and technical operations, developed by the authors based on an analysis of existing methods and parameters that ensure an increase in oil production. The methodology is based on the calculation forms “Technological mode of producing wells” and “Drilling rating”, into which the data selected by the expert are loaded. The result of applying the methodology is the calculation of an estimate of the increase in oil production after such geological and technical measures as hydraulic fracturing (HF) and acid treatment of the bottomhole formation zone (BFZ). The obtained calculated values of oil production growth for the fields of Western Siberia were verified, it was shown that the developed method increases the number of successful geological and technical measures

by an average of 15%, the labor costs of

Key words: Well potential, geological and technical measure, calculation of the predicted flow rate, hydraulic fracturing, treatment of the bottomhole zone, water cut

personnel for the selection of candidate wells for well interventions are significantly reduced.

Введение. Разработка месторождений Западной Сибири является важным направлением развития нефтегазовой промышленности России и требует постоянного внедрения новых технологий и повышения эффективности существующих процессов добычи. По состоянию на сегодняшний день разработка месторождений Западной Сибири характеризуется снижением темпов добычи нефти, связанным с выработкой высокопроницаемых коллекторов, в последние годы на месторождениях проводятся работы по разведке новых запасов нефти, включая глубоководные

скважины и запасы нефти в сланцевых отложениях. Кроме того, для повышения эффективности добычи нефти широко используются различные геолого-технические мероприятия, как при вводе новых скважин, так и в процессе их эксплуатации [1].

Обводнённость продукции после проведения ГТМ с каждым годом увеличивается, при этом прирост добычи нефти уменьшается (Рисунок 1). Данная тенденция может быть как свидетельством увеличения проводимых мероприятий в промытых зонах, так и ухудшения качества

Рисунок 1 - Тенденция изменения обводнённости продукции и прироста нефти по годам

А

подбираемых скважин-кандидатов. В этой связи задача оптимизации подбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ весьма актуальна и имеет высокий потенциал для интенсификации добычи нефти [2].

Методика «Автовыбор ГТМ». Классическая методика подбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ включает автоматизированный

поиск скважин, удовлетворяющих критериям отбора (Таблицы 1 и 2) и экспертную оценку успешности мероприятия на каждой скважине на основании полученных данных, расчёт прогнозного дебита жидкости и нефти после проведения ГТМ для удаления нерентабельных скважин из списка кандидатов.

Таблица 1 - Пример критериев подбора скважин-кандидатов для проведения ГРП в классической методике

№ пп Критерии Ед. изм. Значение

1 Прирост дебита нефти из скважин неработающего фонда (кроме ликвидированных) и действующего при Рн менее 10 т/сут т/сут > 8

2 Прирост дебита нефти из скважин действующего фонда при Рн более 10 т/сут т/сут + 70%

3 Текущие (подвижные) запасы нефти, приходящиеся на скважину тыс.т > 15

4 Допустимая максимальная обводнённость до ГТМ, % % 70

5 Отношение текущего пластового давления к начальному на объекте д. ед. > 0,7

6 Размер перемычки до обводнённого пропластка м > 6

Таблица 2 - Пример критериев подбора скважин-кандидатов на проведение ОПЗ в классической методике

№ пп Критерии Ед. изм. Значение

1 Прирост дебита нефти из скважин неработающего фонда (кроме ликвидированных) и действующего при Qн менее 10 т/сут т/сут > 4

2 Прирост дебита нефти из скважин действующего фонда при Qн более 10 т/сут т/сут + 40%

3 Текущие (подвижные) запасы нефти, приходящиеся на скважину тыс.т > 5

4 Допустимая максимальная обводнённость до ГТМ, % % 70

5 Отношение текущего пластового давления к начальному на объекте д. ед. > 0,7

Применение классической методики требует значительных временных затрат специалиста, который осуществляет большое количество итераций при поиске скважин-кандидатов для проведения ГТМ.

Методика «Автовыбор ГТМ» была разработана авторами для оптимизации процесса поиска скважин-кандидатов для ГТМ и уменьшения доли ручного труда. Методика использует для расчёта стандартные формы «Технологический режим добывающих скважин» и «Рейтинг буре-

ния». По всему фонду скважин рассчитываются прогнозные запускные дебиты жидкости и нефти после проведения операций ГРП или обработки призабойной зоны пласта; объединяются результаты расчётов потенциала каждой скважины после проведения ГТМ и ранжируются по приростам дебита нефти. Применение разработанной методики позволяет массово и одновременно рассчитывать прогнозные дебиты воды и нефти действующего фонда скважин после ГРП и ОПЗ по всем пластам, а работа специалиста по ГТМ

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ/

' 2023, том 48, № 3(111) IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIШ

сводится лишь к экспертному выбору оптимальных вариантов, предложенных после расчёта.

Более детально процесс работы методики «Автовыбор ГТМ» для подбора скважин-канди-датов состоит из следующих этапов.

Этап 1. Подготовка исходных данных

Эксперт готовит таблицу с исходными данными, определив критерии отбора скважин-кан-дидатов (добыча, запасы, обводнённость) по видам ГТМ:

- текущие параметры согласно технологическому режиму работы скважины (дебиты жидкости и нефти, обводнённость добываемой продукции, забойное и пластовое давление);

- проницаемость пласта по скважинам, мД;

- нефтенасыщенную мощность пласта, м;

- относительные фазовые проницаемости;

- геолого-физические характеристики (ГФХ) пласта и PVT-свойства флюидов.

Этап 2. Загрузка исходных данных

Происходит автоматическая загрузка подготовленных исходных данных в расчётные формы «Технологический режим добывающих скважин» и «Рейтинг бурения».

Этап 3. Расчёт потенциала скважин

На основании загруженных данных рассчитывается потенциал скважин в формах «Технологический режим добывающих скважин» и «Рейтинг бурения».

В методике рассчитывается потенциал дебита скважины после проведения ГТМ по действующим добывающим скважинам на основании данных за последний месяц. При расчёте потенциала дебита по неработающему (кроме ликвидированных) и транзитному фондам скважин используется среднее значение пластового давления и обводнённости добываемой продукции по соседним работающим скважинам, в пределах заданного радиуса, на среднюю глубину спуска электроприводного центробежного насоса (ЭЦН) для заданного пласта.

Для расчёта прогнозных показателей эксперт для всех скважин однократно подбирает значения проницаемости и нефтенасыщенной толщины:

- для ОПЗ используется перфорированная толщина;

- для ГРП используется вся эффективная мощность пласта;

определяет прогнозный скин-фактор:

- для ОПЗ скин-фактор равен значению невскрытого пласта, то есть нулю;

- для ГРП скин-фактор равен минимально возможному значению минус 4,6.

определяет прогнозную обводнённость:

- для ОПЗ обводнённость равна текущей обводнённости плюс 3%;

- для ГРП обводнённость равна текущей обводнённости +5..7%.

В методике «Автовыбор ГТМ», на основании загруженных в формы исходных данных, автоматически рассчитываются запускной дебит жидкости и нефти для каждой скважины в существующих формах «Технологический режим добывающих скважин» и «Рейтинг бурения». В форме «Технологический режим добывающих скважин» фиксируются технологические параметры работы скважины - дебиты, обводнённость, давление, частота тока, динамический уровень, глубина спуска ЭЦН и свойства погружного оборудования. Данную форму можно использовать для оценки потенциала скважины после мероприятий ГРП и ОПЗ, загрузив только данные по проницаемости, скин-фактору и нефтенасыщенной мощности пласта [3].

Расчётная форма «Рейтинг бурения» с алгоритмом расчёта дебита горизонтальной скважины (ГС) по методике «Метод источников» [4] используется в основном при обосновании запускных дебитов новых скважин и составления свода бурения по объектам.

Кроме того, возможно использование потенциала этой формы для прогноза дебитов жидкости и нефти после проведения ГРП на наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, а также дебита бокового ствола [5]. В этом случае для корректного расчёта потенциала каждой скважины необходимо однократно настроить проницаемость скважины по пластам, вручную корректно ввести свойства относительных фазовых проницаемостей пласта и добавить значения его эффективной мощности, все остальные параметры импортируются из формы «Технологический режим».

Визуализация рабочего процесса методики «Автовыбор ГТМ» приведена на Рисунке 2.

Г

Этап 4. Выбор скважин-кандидатов

На финальном этапе по результатам расчётов специалист делает экспертный выбор оптимального ГТМ, отбирая скважины с максимальным приростом добычи нефти с целью дальнейшего согласования.

Результаты расчёта двух форм «Рейтинг Бурения» и «Технологический режим добывающих скважин» в методике обобщаются и выводятся в виде итоговой таблицы (Таблица 3).

Рисунок 2 - Рабочий процесс методики «Автовыбор ГТМ»

Таблица 3 - Основные разделы итоговой таблицы расчётов методики «Автовыбор ГТМ

№ Наименование параметра

1 Общая информация по скважине и текущие параметры по скважине

2 Результаты расчёта потенциала каждой скважины после ОПЗ в расчётной форме «Технологический режим добывающих скважин», отсортированные от максимального к минимальному приросту дебита нефти

3 Результаты расчёта потенциала каждой скважины после ГРП по расчётной форме «Рейтинг бурения», отсортированные от максимального к минимальному приросту дебита нефти

4 Рекомендуемый вариант ГТМ по скважине - ГРП или ОПЗ

Выводы. С применением разработанной методики «Автовыбор ГТМ» был осуществлён расчёт прогнозных дебитов жидкости и нефти после проведения операций ГРП и ОПЗ по рассмотренному действующему фонду скважин по различным пластам, подобраны скважины-кандидаты для проведения 18 ГТМ. Дополнительная расчётная добыча нефти от реализации предло-

ЛИТЕРАТУРА

1. Давлетова А.Р., Колонских А.В., Фёдоров А.И. Направление трещины повторного гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2017. № 11.С. 114-117.

2. Савченко П.Д., Фёдоров А.И., Колонских А. В. Уразбахтин Р.Ф., Давлетова А.Р. Методика

женных ГТМ за предстоящие пять лет оценивается в 189,3 тыс. т.

Реализация разработанной методики позволит существенно сократить время подбора сква-жин-кандидатов для проведения ГТМ, повысить количество успешных геолого-технических мероприятий в среднем на 15%.

выбора скважин-кандидатов для проведения повторного гидроразрыва пласта на основе эффекта переориентации трещины // Нефтяное хозяйство. 2017. № 11. С. 114-117.

3. Рамазанов Р.Р., Харламов К.А., Летко И.И., Марценюк Р.А. Анализ эффективности геолого-технических мероприятий // Нефтяное хозяйство. 2019. № 6. С. 62-65.

4. Хасанов М.М., Ситников А.Н., Пустовс-ких А.А., Рощектаев А.П., Исмагилов Н.С., Падерин Г.В., Шель Е.В. Научный инжиниринг, как основа процессов моделирования при разработке месторождений / М.М. Хасанов, А.Н. Ситников, А.А. Пустовских, А.П. Рощектаев, Исмагилов Н.С., ГВ. Падерин, Е.В. Шель // Материалы международной научно-практической конференции «Моделирование геологического строения и процессов разработки - основа успешного освоения нефтяных и нефтегазовых месторождений». 4-5 сентября 2018 г., Казань: Слово, 2018. С. 83-89.

5. Фаик Саад А.Ф., Саранча А.В. Прогнозирование продуктивности и исследование нестационарных процессов в скважинах с большеобъёмным гидроразрывом пласта // Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук. 2018. 104 с.

REFERENSES

1. Davletova A.R., Kolonskikh A.V., Fedorov A.I. The direction of the crack of repeated hydraulic fracturing // Oil industry. 2017. No. 11. Pp. 114117.

2. Savchenko P.D., Fedorov A.I., Kolonskikh

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

начальник отдела,

ООО “РН-БашНИПИнефть”, ул. Революционная, д. 96/2,

450078, г Уфа, Российская Федерация

ORCID: 0009-0008-7505-1060

эл. адрес: PolezhaevVO@bnipi.rosneft.ru

ведущий специалист,

ООО “РН-БашНИПИнефть”, ул. Революционная, д. 96/2,

450078, г Уфа, Российская Федерация

ORCID: 0009-0002-0362-6474

эл. адрес: GimaevRD@bnipi.rosneft.ru

начальник управления,

ООО “РН-БашНИПИнефть”, ул. Революционная, д. 96/2,

450078, г Уфа, Российская Федерация

ORCID: 0009-0002-4313-2356

эл. адрес: ZhdanovLM@bnipi.rosneft.ru

A.V. Urazbakhtin R.F., Davletova A.R. Methodology for selecting candidate wells for repeated hydraulic fracturing based on the effect of fracture reorientation // Neftyanoe Khozyaistvo. 2017. No. 11. Pp. 114117.

3. Ramazanov R.R., Kharlamov K.A., Letko I.I., Martsenyuk R.A. Analysis of the effectiveness of geological and technical measures // Oil industry. 2019. No. 6. Pp. 62-65.

4. Khasanov M.M., Sitnikov A.N., Pustovskikh A.A., Roschektaev A.P., Ismagilov N.S., Paderin G.V., Shel E.V. Scientific engineering as a basis for modeling processes in field development / M.M. Khasanov, A.N. Sitnikov, A.A. Pustovskikh, A.P. Roschektaev, N.S. Ismagilov, G.V. Paderin, E.V. Shel // Proceedings of the international scientific-practical conference "Modeling of the geological structure and development processes - the basis for the successful development of oil and oil and gas fields." September 4-5, 2018, Kazan: Slovo, 2018. Pp. 83-89.

5. Faik Saad A.F., Sarancha A.V. Forecasting productivity and research of non-stationary processes in wells with large-volume hydraulic fracturing // Dissertation for the degree of candidate of technical sciences. 2018. 104 p.

Department head,

OOO RN-BashNIPIneft, st. Revolutionary, 96/2,

450078, Ufa, Russian Federation ORCID: 0009-0008-7505-1060 e-mail: PolezhaevVO@bnipi.rosneft.ru

Leading Specialist,

OOO RN-BashNIPIneft, st. Revolutionary, 96/2,

450078, Ufa, Russian Federation ORCID: 0009-0002-0362-6474 e-mail: GimaevRD@bnipi.rosneft.ru

Head of Department,

OOO RN-BashNIPIneft, st. Revolutionary, 96/2,

450078, Ufa, Russian Federation ORCID: 0009-0002-4313-2356 e-mail: ZhdanovLM@bnipi.rosneft.ru

главный специалист,

ООО “РН-БашНИПИнефть”, ул. Революционная, д. 96/2,

450078, г. Уфа, Российская Федерация

ORCID: 0009-0006-4545-3275

эл. адрес: RamazanovRR@bnipi.rosneft.ru

главный технолог отдела,

ООО “РН-БашНИПИнефть”, ул. Ленина, д. 86/1,

450006, г. Уфа, Российская Федерация

ORCID: 0009-0004-5789-1593

эл. адрес: LogachevDV@bnipi.rosneft.ru

ТУРАНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ

Chief Specialist,

OOO RN-BashNIPIneft, st. Revolutionary, 96/2,

450078, Ufa, Russian Federation ORCID: 0009-0006-4545-3275 e-mail: RamazanovRR@bnipi.rosneft.ru

chief technologist of the department,

OOO RN-BashNIPIneft, st. Lenina, d. 86/1,

450006, Ufa, Russian Federation ORCID: 0009-0004-5789-1593 e-mail: LogachevDV@bnipi.rosneft.ru

УДК 552.578 (574.14) DOI 10.24412/1728-5283-2023-3-21-29

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА АРКОЗОВЫХ ПЕСЧАНИКОВ В ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СКИФСКО-ТУРАНСКОЙ ПЛАТФОРМЫ*

г Краснодар, Российская Федерация

Триасовые отложения Скифско-Туранской платформы, с которыми связаны основные перспективы открытия новых скоплений углеводородов, претерпели значительные постседиментационные преобразования. Современные коллекторы, содержащие скопления нефти и газа, имеют, как правило, эпигенетичный характер. В этой ситуации локализация залежей углеводородов контролируется участками развития вторичных коллекторов, а резервуары приобретают сложную морфологию. Однако на отдельных площадях обнаружено сохранение первичной поровой емкости породами, залегающими в нижних горизонтах триасового разреза. Выяснение причин «консервации» первичного порового пространства в глубокопогруженных горизонтах триасового нефтегазоносного комплекса имеет не только научное, но и практическое значение. С этой целью было проведено макроописание кернов скважин, микроскопическое изучение шлифов. Для изучения емкостно-фильтрационных свойств пород проанализированы данные петрофизики, каротажные диаграммы. Выполнено литолого-стратиграфи-ческое расчленение и корреляция разрезов скважин с использованием данных всех видов каротажа, палеонтологических определений органических остатков. Детально исследованы особенности строения отдельных месторождений нефти и газа. В результате было установлено, что такие пласты-коллекторы приурочены к карбонатно-терригенной толще нижнего триаса, в составе которой присутствуют аркозовые песчаники, являющиеся продуктом разрушения гранитоидных интрузий палеозойского фундамента. Детальный литологический и формационный анализ палеозойских и триасовых отложений позволил восстановить палеотектоническую ситуацию конца палеозоя - начала раннего мезозоя. Выявлено не известное ранее крупное погребенное поднятие, являвшееся в это время областью

* Для цитирования:

Попков В.И., Попков И.В. Коллекторские свойства аркозовых песчаников в триасовых отложениях Скифско-Туранской платформы // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №3. С. 21-29. DOI 10.24412/1728-5283-2023-3-21-29

METHODOLOGY FOR SELECTION OF CANDIDATE WELLS "AUTO-SELECTION OF GEOLOGICAL AND TECHNICAL MEASURES" FOR GEOLOGICAL AND TECHNICAL MEASURES

Текст научной работы на тему «МЕТОДИКА ПОДБОРА СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ «АВТОВЫБОР ГТМ» ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ»