Применение результатов промыслового, геофизического и гидродинамического контроля

моделирования и проектирования разработки)

- продуктивность (приращение дебита на единицу депрессии), s - скин-фактор,

hраб, hобв, hэфф - толщины (работающие, обводненные, эффективные), So/w - насыщенность (по нефти/воде), ГТМ – геолого-технологические мероприятия, ГРП – гидроразрыв пласта

ОПК

проницаемостей в геомоделях
Пример корреляции параметров проницаемости и пористости (по данным

ГИС - керн) для неоднородных коллекторов – показатель низкой достоверности настроек моделей фильтрации по результатам ГИС

Карты отдела АПИ ГеоНАЦ

данным ГДИС, разработки и геологическим трендам
Карта H (геология)
К, мД
NTG

по ГМ 2006 г.

Кпрон_гдис от Кп

Кпрон_гдис от Heff

воде
6.Расчет прогнозного дебита
Динамическая модель
Выборочное сопоставление
Рзаб, Рпл по независимым данным

(шахматки, замеры ТМС, карты изобар)

Технология НТЦ:

*При некорректности или отсутствии данных загрузить ТИ из БД ГидраТест, Рпл взять с карты изобар

*Методика НТЦ
**Расчет по текущим параметрам в Excel или по алгебре карт. Отдельный расчет по жидкости и по нефти – 2 карты

С помощью алгебры карт из карт KНнефти, Рпл, по таблицам S рассчитать дебит нефти. Проверить соответствие с картой отборов

Прокси-моделирование

После опробования специалистами ОДИУР будет предложена к обсуждению технология Прокси-моделирование и границы ее применимости

Рзаб

Рпл

ТМС

Дин.
уровень

ГДИ, изобары

Пересчет по Кпрод

Необходимо наладить систему сохранения данных со Рзаб и Тзаб с ТМС
Сравнение методики определения Рзаб по дин.уровню и по данным ТМС

ГДИ

ГДИ, ПГИ
(учет тек.обводнености, ОФП-керн, ОФП-по данным разработки* )

Восстановление проницаемости по продуктивности**

ГДИ

проверка

Если нет ГДИ – исходя из классификации объектов с учетом специфики конкретного м-я

Если нет ГДИ - восстановление гидропроводности по продуктивности

1.Верификация текущих отборов
по тех.режимах

при обосновании трехмерного распределения проницаемости в модели
ГИС

трещин
Выявленные поглощающие воду
заглинизированные пропластки

Пример учета распространения трещины
выше

и ниже перфорированного пласта

Результативность методики адаптации ГДМ к ТИ-ГДИС-ПГИ

фильтрационных потоков

фактических дебитов

фонда
Не адаптированная фильтрационная модель

Корректировка куба проницаемости по ПГИ-ГДИС

Upscalling
История разработки

с ГТМ

Адаптированная фильтрационная модель

Геологическая модель

ГИС

Керн

PVT свойства

Палеоконструкции

Данные сейсмики

данные
Геологические данные
Керновые данные
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ
МОДЕЛЬ (ГМ)
PVT-
свойства
Приемка, анализ
СЕЙСМИЧЕСКАЯ
МОДЕЛЬ
Приемка, интерпретация,
уточнение петро-
физических связей,
корреляции,
фациальный анализ
Опробование
Приемка,

анализ

Испытания,
ГДИС

Результаты ГИС

ОФП

kГИС=f(Кп)

Корректировка
куба k по данным
ГИС-ГДИС

НЕАДАПТИРОВАННАЯ
ФИЛЬТРАЦИОННАЯ
МОДЕЛЬ (ФМ)

Адаптация
ФМ по ПГИ-ГДИС,
трассирова-
нию и др.

Адаптация
ФМ по
истории разработки
(модификация
ОФП и др.)

Текущие,
ГДИС, ПГИ
в эксплуат.
фонде

История
разработки
с ГТМ

Прогнозы,
расчет показателей

Экспертиза,
при сдаче
в ЦКР
(при защите
проекта)

Внутренняя
экспертиза

Приемка ФМ на мониторинг

Планирование
ГТМ

Анализ эффек-
тивности ГТМ

Адаптация
ФМ к новым
данным ПГИ-ГДИС
(по модифициро-
ванным
ОФП)

Новая
адаптация ФМ
к истории
разработки

УТОЧНЕННАЯ ФМ
(ПДГТМ)

АДАПТИРОВАННАЯ
ФИЛЬТРАЦИОННАЯ
МОДЕЛЬ (ФМ)

Уточнение
ГМ по новой
информации

5. Корректировка ФМ

Только для
«ключевых»
месторождений
(дополнительный
учет моди-
фицированных
ОФП)

отсутствии контроля разработки
Закачка воды
FOPR – дебит нефти, модель (м3/сут)
FOPRH –

дебит нефти, hist (м3/сут)
FWPR – дебит воды, модель (м3/сут)
FWPRH – дебит воды, hist (м3/сут)
FWIR - воды закачка, модель (м3/сут)
FWIRH - закачка воды , hist (м3/сут)
FPR – пластовое давление, (атм)

объем исследований; тщательный промыслово-геофизический контроль



Увеличение достоверности поля проницаемости и модели

в целом



Достоверная модель залежи, эффективное управление резервуаром

и трещины
мп – матричное
пространство,
тр - трещины
– размер блоков

между трещинами

2010-2011г. Российские компании перешли рубеж разработки нефтяных месторождений с фильтрационными

свойствами ниже 0.5-1.0 мД и Кн_своб_нач=0.2-0.25
В России открыты колоссальные геологические запасы нефти в низкопроницаемых коллекторах: ачимовские, баженовские и др. отложениях. Сделать их извлекаемыми и рентабельными – задача современной инженерии
Способы разработки таких объектов могут быть только комплексными:
Нетрадиционные системы ППД
Циклическая разработка и эксплуатация сложных по заканчиванию скважин
Горизонтальные и многоствольные скважины с множественными ГРП
Диагностика и управление трещинами ГРП и «автоГРП» (нагнетательный фонд)
Эксплуатация скважин, оборудованных системами совместно-раздельной эксплуатации (ОРЭ)
Горизонтальные и наклонно-направленные скважины с дистанционными системами управления контроля притока (УКП – эквалайзеры)
Скважины, максимально обустроенные глубинными и наземными стационарными ИИС с дистанционной (on-line) телеметрией
Экономичные «интеллектуальные» скважины (несопоставимые со стоимостью зарубежных аналогов, применяемых при эксплуатации шельфов с платформ)
Ведение разработки месторождений по принципу «интеллектуального месторождения» (с дистанционным управлением разработки из аналитического центра на основе ПДГТМ)

T, Q & %воды

пакер (Well Annular Barrier), WIV = внутрискважинный клапан-регулятор притока (Well

Inflow Valve), LH = подвеска хвостовика (Liner Hanger), ZI = разобщение зон (Zonal isolation ), IV = нагнетательный клапан (Injection Valve), VC = штуцер переменного диаметра (Variable Choke), CF = постоянный расход, клапан постоянного расхода (Constant Flow)

Типично 2 м

Пакер

Клапан-регулятор притока

Пакер (раскрытый)

системами индивидуального стационарного контроля ОРЭ с обратной связью (управляемые эквалайзеры

УКП / ICD), оперативная диагностика по стационарным датчикам и отсечение обводнившихся интервалов в горизонтальном стволе

горизонтальной скважины, эффект изоляции

Дополнительная добыча от изоляции
Эффекты от изоляции интервалов
Эффекты

от изоляции интервалов

промысловых и гидродинамических исследований скважин в рамках единого комплекса –

технолого-гидродинамических исследований.
Этим обеспечивается должный охват исследованиями эксплуатационного фонда при высоком качестве получаемой информации.
Развитие системы промыслового мониторинга стало возможным благодаря разработке и широкому внедрению стационарных информационно-измерительных систем.
Результаты промыслового мониторинга должны стать основным каналом информационного насыщения гидродинамических моделей. Повышение качества моделирования в свою очередь способствует повышению эффективности геолого-технологических мероприятий, что позволяет преодолеть тенденцию падения добычи на месторождениях нефти.

сейсмика) 2. Комплексный анализ промысловых данных и межскважинных исследований (ГДП, трассирование) 3.

Анализ результатов ПГИ (включая оценки Кнг-тек) 4. Анализ результатов ГДИС (включая оценки ФЕС пласта, радиальной неоднородности, геометрии залежи) 5. Настройка (экспертиза) гидродинамической модели по параметрам ФЕС (карты-кубы Кпр по ГДИС-ПГИ-ГИС)

русловым отложениям песчаника

слой
3 слой
2 слой
Карта песчанистости и неоднородности по данным каротажа

2001
июль 2001
апрель 2001
январь 2001
Карты движения нагнетаемой воды как функция времени!

Окна: литология (1), насыщение (2), работа пласта на даты (3).

1

1

2

2

3

3

3

3

3

на основе анализа промысловых и геофизических данных

реальных промысловых данных, как технология базовых ГДИС . Гидропрослушивание.
Данные измерений
Обработка

с применением секторного моделирования

Обработка (методом максимума)

н

н

н

задающей нагнетательной скважине
Скорость прихода трассера равна менее 1 суток !!!

(hраб,
hобв, Δqi, βi)

скважинах)
БС11

«WellTest»
1079
1434
1741
2648
861
979

карт изобар
(разработки)

методика определения ОФП по данным ГДИС-ПГИ-ИННК