CC BY
134
УДК 622.276.26
А.Н. Шорохов1, М.А. Азаматов2
'ООО «НОВАТЭК НТЦ», shorohov.an@gmail.com 2Филиал «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефтъ-ННГ», azamatov.ma@yamal.gazprom-neft.ru
ВНЕДРЕНИЕ ПРОГРАММНОГО МОДУЛЯ ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ ИСТОЧНИКА ОБВОДНЕНИЯ НА НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
Для месторождений, разрабатываемых большим количеством скважии, выполнение анализа источника обводнения по существующим методикам занимает значительное количество времени, из-за чего может пострадать оперативность принятия решений. На данном этапе особую значимость приобретает автоматизация процесса диагностики. Данная статья посвящена результатам автоматизации процесса определения источника обводнения посредством разработки встроенного модуля для программного пакета хранения и анализа данных работы скважин КвТ-Ятай и о задачах, которые он позволяет оперативно решать при разработке месторождений в Филиале «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ».
Ключевые слова: обводненность, источник обводнения, экспресс-метод, нефтяная добывающая скважина, программный модуль, КвТ^тай.
Высокая обводненность на скважинах - одна из наиболее актуальных проблем для современной нефтегазовой промышленности. Выбор эффективного метода борьбы с данной проблемой зависит от правильного определения источника обводнения. Разработано немало различных методов диагностики источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах. Однако эффективность данных методик сильно зависит от наличия и качества требуемых исходных данных.
На данный момент многие месторождения Западной Сибири находятся на поздних стадиях разработки, что сопровождается постоянным снижением темпов добычи нефти и сокращением количества фонда скважин в силу нерентабельности за счет роста обводненности добываемой продукции. Поскольку данные месторождения разрабатываются большим количеством скважин, выполнение анализа по определению источника обводнения по существующим методикам занимает значительное количество времени, из-за чего может пострадать оперативность принятия решений. На данном этапе особую значимость приобретает автоматизация процесса диагностики.
Наиболее эффективные методики диагностики источников обводнения были протестированы и реализованы в едином экспресс-методе (подробное описание метода приведено в работах (Азаматов, Шорохов, 2011; Шорохов, Азаматов, 2011; Шорохов, 2011)):
- метод Меркуловой-Гинзбурга, основанный на построении специального графика в декартовых координатах, отображающего изменение накопленных объемов воды и нефти относительно времени (Меркулова, Гинзбург, 1986);
- метод диагностических графиков, основанный на специальном графике в логарифмических координатах, отображающим изменение производной водо-нефтяного отношения относительно времени (Chan, 1995);
- оценка результатов промыслово-геофизических исследований на определение технического состояния эксплуатационной колонны, источника обводнения и наличия заколонных перетоков;
- химический метод, основанный на
Анализ Меркуловой-Гинзбурга
Заколонные перетоки
сравнении данных химического анализа попутно добываемой воды с критериями из лабораторных исследований о композиционном составе пластовой и нагнетаемой воды.
Применение экспресс-метода направлено на определение следующих источников обводнения (Рис. 1):
- подтягивание пластовой воды;
- прорыв нагнетаемой воды;
- заколонный переток из-за плохого качества цементирования эксплуатационной колонны;
- негерметичность эксплуатационной обсадной колонны.
Рассмотренные методики не требуют проведения дополнительных исследований и основаны на базовой исторической информации, сопровождаемой по каждой скважине: данные месячных эксплуатационных рапортов (МЭР), результаты химического анализа попутно добываемой воды (ХАЛ), результаты промыслово-геофизичес-ких исследований (ПГИ). Несмотря на доступность исходных данных реализация экспресс-метода требует значительных трудозатрат на обработку большого количества статистических данных по каждой скважине отдельно, что делает очень трудоемким процесс анализа по целой группе скважин или объекту.
Реализация экспресс-метода посредством Visual Basic Application в Microsoft Excel значительно сократила время проведения анализа, но по-прежнему требовало выполнения обработки исходной информации для загрузки в данный программный продукт. В основном это связано с хранением каждого вида исходной информации (ХАЛ, МЭР,
Методы диагностики
Рис. 1. Источники обводнения, диагностируемые экспресс-методом.
Заключения ПГИ
т
Метод диагностических графиков
Хим. анализ воды
Негерметичность э/к, заколонные перетоки
Нагнетаемая или пластовая вода
Нагнетаемая или пластовая вода
^ научно-технически и журнал
2 (52) 2013 Георесурсы
Рис. 2. Окно программы NЮТ-БшаП при запуске модуля определения источника обводнения.
ПГИ) в отдельной программе с различными форматами выдачи отчетов. Инженерам, использующим данный продукт, было необходимо вручную выгружать каждую категорию исходных данных и конвертировать данную информацию в формат Microsoft Excel, что отнимало большое количество времени и создавало значительные неудобства.
На текущий момент многим российским нефтегазодобывающим компаниям (РОСНЕФТЬ, Газпромнефть) удалось организовать систематизацию сбора и анализа базовой исторической информации в едином пакете программного обеспечения (ПО) NGT-Smart, разработчик - Уфимский НТЦ (Рис. 2). В связи с этим наиболее рациональным решением в данной ситуации было выполнить разработку встроенного программного модуля для ПО NGT-Smart, обеспечивающего автоматизацию экспресс-метода определения источника обводнения.
Данный подход был реализован совместно со специалистами Уфимского НТЦ и позволил решить следующие задачи:
1.Автоматизация загрузки исходных данных (ПГИ, МЭР, ХАЛ) без необходимости предварительной выгрузки и обработки исходной информации из других программ;
2. Автоматизация методов анализа (Химический, Меркуловой-Гинзбурга, Диагностических графиков) с возможностью гибкой настройки параметров каждого метода индивидуально для каждого объекта разработки;
3. Получение детальной информации о результатах анализа для каждой скважины в течение всего периода её работы.
Таким образом, процесс определения источника обводнения на скважинах был автоматизирован посредством создания данного модуля в программном пакете NGT-Smart. К сожалению, на данном этапе не удалось автоматизировать оценку источника обводнения по результатам промыслово-геофизических исследований в Рис. 3. Окно результатов анализа модуля по определению источника обводнения. связи с невозможностью обработки заключений
v l z' интерпретации, несущих смысловую
нагрузку, доступную для понимания только человеку. Однако, специалистам по геофизическим исследованиям было рекомендовано разработать систему стандартизации результатов интерпретации данных ПГИ для последующей автоматизации процесса их анализа в экспресс-методе.
Алгоритм работы с программным модулем включает в себя следующие шаги.
1. На карте накопленных или текущих отборов выбирается определенная скважина, для ко-Рис. 4. Карта накопленных торой необходимо выполнить отборов. анализ (Рис. 2).
накопленный отбор воды, тыс.т
накопленный отбор нефти, тыс.т
^« научно-технический журнал
ШЛ. Георесурсы 2 (52) 2013
Скважина 5504
Рис. 5. График параметров работы скважины №5504.
2. В главном меню выбирается вкладка Сервис => Модули => Анализ источника обводнения (Рис. 2).
3. Программа производит анализ по трем методам (Химический, Меркуловой-Гинзбурга, Диагностических графиков) и выводит результаты по всем методам в сводной таблице (Рис. 3). По каждой скважине существует возможность просмотра графиков, соответствующих тому или иному методу, для детальной оценки во временном разрезе или возможной ошибки интерпретационного алгоритма модуля на случай некорректных исторических данных.
4. На данном этапе человек, опираясь на совокупность результатов всех задействованных методов в программном модуле и результаты интерпретации, ПГИ может сделать вывод об источнике обводнения на отдельно взятой скважине или группе скважин.
Данный инструмент был реализован и успешно применятся в Филиале «Гапзромнефть-Муравленко» ОАО «Газ-промнефть-ННГ» при решении следующих важных задач:
1. Подбор скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ: гидравлический разрыв пласта, очистка призабойной зоны, зарезка бокового ствола) для оценки рисков получения повышенной обводненности продукции по результатам анализа источника обводнения на группе соседних скважин согласно комплексной методике обоснования ГТМ, реализованной в Филиале «Газпромнефть-Муравленко» (Шорохов и др., 2012а; 2012б);
2. Оптимизация системы поддержания пластового давления - для выявления прорывов нагнетаемой воды для группы скважин и последующего перераспределения фильтрационных потоков путем реализации циклического заводнения;
3. Подбор скважин-кандидатов для реализации методов ограничения водопритока: выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин (ВПП) или закачка модификаторов относительной фазовой проницаемости в добывающие скважины. Выбор того или иного метода значительно зависит от выявленного источника обводнения;
4. Подбор скважин-кандидатов под проведение трас-серных исследований.
Рассмотрим типовой пример применения модуля по определению источника обводнения при подборе скважин-кандидатов для проведения мероприятий по ограничению водопритока, в данном случае ВПП нагнетательной скважины.
Скважины №5504 и №692 расположены в зоне сформированной системой разработки (Рис. 4). В добывающей скважине №5504 наблюдается аномальный резкий рост обводненности (Рис. 5).
Выполнив диагностику при помощи программного модуля NGT-Smart, удалось установить, что согласно результатам анализа по двум методам (химический и диагностических графиков) скважина обводняется нагнетаемой водой (Рис. 3). Поскольку в данной области пласта поддержание пластового давления ведется непосредственно нагнетательной скважиной №692, то следует сделать вывод, что источником обводнения является именно она. В результате было принято решение о проведении ВПП на скважине №692, что позволило изолировать специальным составом промытые пропластки и продолжить процесс поддержания пластового давления в данном регионе. Через месяц после проведения мероприятия наблюдается значительное снижение обводенности добываемой продукции скважины №5504 и восстановление утраченного дебита нефти после прорыва нагнетаемой воды (Рис. 5).
При решении подобных задач разработанный модуль по определению источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах ПО NGT-Smart зарекомендовал себя как очень эффективный инструмент анализа разработки, позволяющий поднять работу геологических служб нефтегазодобывающих предприятий на новый более высокий уровень по направлению подбора скважин-кандидатов под ГТМ и оптимизации системы поддержания пластового давления.
Литература
Chan K.S. Water control diagnostic plots. SPE 30775. 1995.
Азаматов M.A., Шорохов А.Н. Внедрение метода оперативной диагностики источников обводнения нефтяных добывающих скважин. Нефтяное хозяйство. №12. 2011. С.63-65.
Меркулова Л.И., Гинзбург A.A. Графические методы анализа при добыче нефти. М.: «Недра». 1986.
Шорохов А.Н. Применение аналитических методов для оперативной диагностики источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах. Вестник ЦКР Роснедра. №6. 2011. С.7-10.
Шорохов А.Н., Азаматов М.А. Разработка и внедрение экспресс-метода по определению источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах. Наука и ТЭК. 2011. №6. С.58-62.
Шорохов А.Н., Азаматов М.А., Бахурский В.Ю. Комплексная методика обоснования геолого-технических мероприятий для месторождений Филиала «Муравленковскнефть» ОАО «Газпромнефть-ННГ». Наука и ТЭК. №2. 2012а. С.11-14.
Шорохов А.Н., Азаматов М.А., Бахурский В.Ю. Унифицированная методика подбора геолого-технических мероприятий для нефтяных добывающих скважин. Вестник ЦКР Роснедра. №3. 2012б. С.9-13.
2 (52) 2013
научно-технический журнал
11айЯ
А.И. Сухарев
Филиал ООО «Лукойл-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», г. Когалым
suharev@nipi.ws.lukoil.com
ГЕОЛОГО-СТРУКТУРНЫЙ ФАКТОР РАСПРОСТРАНЕНИЯ
ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ОСАДОЧНОМ ЧЕХЛЕ БОЛЬШЕХЕТСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)
Анализируется характер распространения залежей углеводородов в отложениях неокома в зависимости от типа погребенных структур доюрского комплекса Большехетской синеклизы. Выделяется серия этапов активизации глубинных процессов, определивших структуру ее фундамента. Выделяются литогеохимические и тер-мобарогеохимические параметры отложений неокома и отмечаются индивидуальные особенности состава углеводородов, отражающие типы данных структур.
Ключевые слова: структура, гидротермальный метасоматоз, углеводороды.
УДК 622.276 (571.1)
В основу анализа влияния геолого-структурного фактора на характер распространения залежей углеводородов неокома в осадочном чехле Большехетской синеклизы на севере Западно-Сибирской плиты положен принцип зеркального отражения погребенных тектонических элементов нижних структурных этажей в перекрывающих их отложениях. Их зеркальное отражение фиксируется как в виде собственно дизъюнктивных деформаций сплошности стратифицированных комплексов неокома, так и в виде физико-механических напряжений, возникающих в периоды активизации глубинных процессов.
После завершения в триасе активной фазы формирования Колтогорско-Уренгойской рифтовой системы выделяют раннеплитный и собственно плитный этапы структурной перестройки Западно-Сибирской плиты. В период со среднего триаса до средней юры выделяется раннеп-литный этап, характеризующийся по сравнению со смежными территориями более интенсивным прогибанием фундамента с неравномерными темпами компенсации осадконакопления. Собственно плитный этап выделяется с поздней юры до раннего палеогена. По мнению ряда исследователей «на протяжении его развития фиксируются эпизоды стремительных «обрушений» дна осадочного бассейна (ОБ), обусловивших некомпенсированную седиментацию» (Япаскурт, Сухов, 2004). Данное утверждение находит свое подтверждение в особенностях стратификации терригенно-осадочных отложений и в разви-
тии серии этапов с индивидуальными условиями осадко-накопления. В кайнозое выделяется инверсионная стадия развития региона: по расчетам Э.А. Конторовича, амплитуда поднятий не превышала одного километра.
Развитие многочисленных и разнообразных палеофа-циальных обстановок осадконакопления и выделение широкого спектра фациальных районов и подрайонов, особенно в пределах Большехетской синеклизы, указывает на активную структурную перестройку фундамента Западно-Сибирской плиты. На этом основании собственно плитный этап можно подразделить на ранне-среднеюрский, по-зднеюрский, среднеберриасский-раннеаптский, апт-альб-сеноманский и позднемеловой без сеномана этапы, характеризующиеся индивидуальными условиями осадко-накопления. В частности, смена ранне-среднеюрского по-зднеюрским этапом осадконакопления зафиксирована развитием келловей-позднеюрской трансгрессии.
Исследования радиологического возраста магматических комплексов Западной Сибири позволили увязать смену условий осадконакопления с этапами активизации глубинных процессов (Федоров и др., 2004). Один из этапов гидротермальной активизации глубинных процессов зафиксирован КЪ-Бг датированием метасоматитов в Уренгойской зоне Колтогорско-Уренгойского рифта. Возраст данных метасоматитов, развивающихся по пермо-триасо-вым вулканитам, составил 90-91 млн. лет (Кременецкий, Гладких, 1997).
Окончание статьи А.Н. Шорохоеа, М.А. Азаматоеа «Внедрение программного модуля оперативной диагностики источника обводнения...»
A.N. Shorokhov, M.A. Azamatov. The introduction of rapid diagnostic software module of watering source on the oil producing wells
For deposits developed by a large number of wells, performance analysis ofthe watering source by existing methods takes a considerable amount of time, because of what decision making efficiency could suffer. At this stage the diagnostics process automation takes a particular significance. This paper focuses on the results of automation process of watering source determination through the development of built-in software package for data storage and analysis of the ngt-smart wells operation data and the challenges that are allowed to solve at the field development in the branch of «GazpromNeft-Muravlenko» of JSC «Gazprom Neft-NNG».
Keywords: water content, watering source, rapid method, oil producing well, software module, NGT-smart
Алексей Николаевич Шорохов
Заместитель начальника отдела интенсификации пласта
ООО «НОВАТЭК НТЦ», 625000, Тюмень, ул. Челюскинцев, д. 6, корп. 1. Тел.: +7(929) 262-86-45.
Марат Альбертович Азаматов
Начальник управления проектирования, мониторинга ГТМ и сводного планирования добычи - заместитель главного геолога Филиала «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ», Ямало-Ненецкий автономный округ, г.Муравленко, ул. Ленина, д.82/19. Тел.: +7(922) 060-02-00.
•— научно-технический журнал
I еоресурсы 2 (52) 2013
