6 Информационные технологии поддержки разработки месторождений нефти

6. Информационные технологии поддержки разработки месторождений нефти

Управление разработкой месторождений Сбор информации Геологическое моделировани е Гидродинамичес кое моделирование УВЕЛИЧЕНИЕ КИН ЧЕРЕЗ ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ГЕОМОДЕЛЕЙ ! Варианты разработки Экономическ ая оценка Защита проектов на Гос. комиссия х Передача проектов в ТПДН

1. Создание ГМ 2. Создание ФМ Сейсмические данные Приемка, анализ СЕЙСМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ Геологические данные Опробование Керновые данные Результаты ГИС Приемка, интерпретация, уточнение петрофизических связей, корреляции, фациальный анализ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ (ГМ) PVTсвойства Уточнение ГМ по новой информации Испытания, ГДИС ОФП k. ГИС=f(Кп) 3. Применение ФМ 4. Мониторинг по ФМ Приемка ФМ на мониторинг Приемка, анализ Внутренняя экспертиза Корректировка куба k по данным ГИС-ГДИС Анализ эффективности ГТМ НЕАДАПТИРОВАННАЯ ФИЛЬТРАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ (ФМ) Адаптация Текущие, ГДИС, ПГИ ФМ по ПГИ-ГДИС, трассировав эксплуат. нию и др. фонде Планирование ГТМ 5. Корректировка ФМ Экспертиза, при сдаче в ЦКР (при защите проекта) Адаптация История ФМ по разработки истории разработки с ГТМ (модификация ОФП и др. ) АДАПТИРОВАННАЯ ФИЛЬТРАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ (ФМ) Адаптация ФМ к новым данным ПГИ-ГДИС (по модифицированным ОФП) Новая адаптация ФМ к истории разработки УТОЧНЕННАЯ ФМ (ПДГТМ) Прогнозы, расчет показателей

Роль информационной системы промысловогеофизического контроля при поддержке разработки месторождений нефти Организация системы сбора геолого-промысловых данных • Глубинные стационарные ИИС ( «интеллектуальная» скважина) • Кустовые системы сбора и передачи данных со скважин • Оптимизация технологического режима (управление скважиной) • Развитие корпоративной БД, системы документирования Настройка моделей, секторное моделирование • Мониторинг бурения, определение фильтрационных потоков • Локализация и анализ зон с невыработанными запасами • Комплексная адаптация моделей к данным промысла, ГДИС • Настройка «проблемных» участков на секторных моделях • Экспертиза готовых моделей (экспертные системы) Контроль ГТМ, мониторинг разработки, оптимизация добычи • Планирование и контроль эффективности ГТМ • Обоснование заложения и прогноз продуктивности ГС, ВС • Авторский надзор по выполнению проектных решений

Сбор информации

Объемы исследований по контролю разработки в ОАО «Газпром нефть»

Сбор информации. Пример работы комплекса «Гидра-Тест» 2 Mb * транстелефон Основной сервер ДИТАТ, Гео. НАЦ г. Ноябрьск ТПДН «МН» Отдел АПИ Гео. НАЦ 10 клиентских мест * Локальный сервер 1 ТПДН «МН» Отдел АПИ Гео. НАЦ 1 клиентское место ННГГФ г. Ноябрьск 7 клиентских мест МУГР ННГФ г. Муравленково 6 клиентских мест 11 о р 2 Mb линейный 11 ЦДНГ 7 Месторожден. Сугмутское b M и ад * ВУГР ННГФ Пос. Вынгапуровский 3 клиентских места * Локальная сеть 10/100 Мb Локальный сервер 3 МУГР ННГГФ г. Муравленково * Локальный сервер 6 ООО «Сибнефть. Хантос» , г. Ханты. Мансийск 2 Mb линейный * Локальный сервер 2 ННГГФ г. Ноябрьск 2 Mb о 11 Mb о ади р ди * Локальный сервер 5 ООО «Сибнефть. Восток» , г. Томск ра Локальный сервер 0 НАЦ ОАО «Газпром нефть» г. Москва Mb НАЦ ОАО «Газпром нефть» 4 клиентских места 2 Mb Локальный сервер 4 ООО «ЗН» п. Вынгапуровский * ООО «ЗН» Отдел АПИ Гео. НАЦ 4 клиентских места ЦДНГ 8 Мест. Вынгаяхинское 1 клиентское место

Корпоративная система интерпретации и анализа результатов промыслового и геофизического контроля разработки месторождений НК «Газпром нефть»

Структура Базы Данных промысловых исследований Инклинометрия Стратиграфия Техническое состояние скважины Свойства заполнителя ствола Работа скважины Эксплуатационная скваж. Оборудование эксплуатацион. скважины Нагнетательная скважина Оборудование нагн. скваж. Профиль скважины Устьевая арматура Паспорт месторождения Паспорт скважины Объект эксплуатации Скважины, работающие с пластом Данные ГДИС Данные технологич. исследований (ТИ) Общая характеристика пласта Флюидальные контакты Статические геолого-технолог. парам. Статические петрофизические парам. Динамические геологотехнолог. парам. Насосно-компрес. трубы Перфорация Заколонные перетоки Общие сведения об интерпретации Пользователь Интервалы притока Обсадка скважины Герметич. Обсадн. колонны Описание залежи Средние параметры объекта Свойства пластовой нефти Свойства конденсата Коллектор, св-ва тверд. фаз Свойства пластов. жидкости Свойства пластовой воды Свойства пластового газа Состав пластового флюида Описание файлов протоколов Характеристики несоверш. вскрыт. Гидродинамические параметры Параметры неоднородности пласта Доп. характеристики ствола ГС Доп. характеристики гидроразрывного пласта Петрофизические параметры Единицы параметров, выбранные пользователем Геолого-технологические параметр. Геометрические параметры пласта

Комплексирование кустовой системы сбора данных ПЕРСПЕКТИВА

в) а) Рзаб, измеренное на забое hг” Рзаб, рассчитанное по динамическому уровню 20 -30 атм hп ” Hждин давление, атм Примеры регистрации изменения давления дистанционными датчиками «Phoenix» (на приеме насоса) - (а). Неточность определения Рзаб по динамическим уровням-(б). Оценки по ГГП структуры «пены» в затрубье-(в). hг’ hп’ время, ч hг б) 20 -30 атм hп Жидкость Пена Газ

Стационарные системы индивидуального контроля работы пластов (Р, Т, расход, состав) ПЕРСПЕКТИВА Непрерывная запись, датчики на забое (на 15. 12. 06 изготовлено 112 устройств) Манометр № 1, 2 Термометр № 1, 2 Расходомер, влагомер Дистанционная телеметрия

Современный этап – переходный от кабельного каротажа к системам скважинного глубинного мониторинга: • • • практически весь стандартный ГИС можно охватить современными навигационными системами бурения (типа MWD), которые становятся все более эффективными основные функции ГИС-контроля (ГДИС и ПГИ) готовы взять на себя дистанционно работающие забойные датчики (давления, расхода, состава) и оптико-волоконные системы наблюдения (за тепловыми полями) или телеметрии (уже применяются для датчиков давления) вероятно, что кабельный каротаж сохранит свои функции только для наиболее сложных видов ГИС (оценки текущей насыщенности, поточечные опробования толщин, оценки параметров технического состояния)

Роль информационной системы промысловогеофизического контроля при поддержке разработки месторождений нефти Организация системы сбора геолого-промысловых данных • Глубинные стационарные ИИС ( «интеллектуальная» скважина) • Кустовые системы сбора и передачи данных со скважин • Оптимизация технологического режима (управление скважиной) • Развитие корпоративной БД, системы документирования Настройка моделей, секторное моделирование • Мониторинг бурения, определение фильтрационных потоков • Локализация и анализ зон с невыработанными запасами • Комплексная адаптация моделей к данным промысла, ГДИС • Настройка «проблемных» участков на секторных моделях • Экспертиза готовых моделей (экспертные системы) Контроль ГТМ, мониторинг разработки, оптимизация добычи • Планирование и контроль эффективности ГТМ • Обоснование заложения и прогноз продуктивности ГС, ВС • Авторский надзор по выполнению проектных решений

Реализованные в компании «Газпром нефть» алгоритмы автоматизированной интерпретации при комплексировании данных ГДИС и ГИС при построении куба проницаемости (с учетом результатов ПГИ) ГИС ГДИС 3 D Кпр

Аналитическая аппроксимация коэффициентов фазовой проницаемости

Приближенная оценка насыщенности пласта по доле воды в продукции скважины

Способы оценки начальной проницаемости (КH_ов - проницаемость для нефти при остаточной воде) • По интегральной текущей подвижности (обработка ретро -данных ГДИС) • По текущим фазовым подвижностям (обработка текущих базовых ГДИС)

Оценка проницаемости по интегральной текущей подвижности «S» Текущее насыщение пласта (ГИС) «S» Текущее насыщение пласта (ПГИ) φ(S)=µНf. В(s)/ (µНf. В(s)+ µВf. Н(s)) µн, µв φ Доля воды в продукции (ПГИ) f. В(s) f. Н(s) Фазовые проницаемости по керну «k/µ» Текущая подвижность (ГДИС) Проницаемость по нефти при остаточной воде «k/µ» (ГДИС)

Оценка проницаемости по фазовым подвижностям «µВ» «µН» Вязкости компонент смеси f. В(s) f. Н(s) Фазовые проницаемости по керну «S» Текущее насыщение пласта (ГИС, опроб. и пр. ) φ Доля воды в продукции (ПГИ) «S» Текущее насыщение пласта (ПГИ) φ(S)=µНf. В(s)/ (µНf. В(s)+ µВf. Н(s)) «k. В/µВ» «k. Н/µН» Фазовые подвижности (ГДИС) «k. В» «k. Н» Фазовые проницаемости (ГДИС) Проницаемость по нефти при остаточной воде (ГДИС) КН_ов=КН/f. Н(S) КН_ов=КВ/f. В(S)

Комплексная методика определения ОФП по данным ГДИС-ПГИ-ИННК Циклические ГДИС ИННК при закачке меченного вещества фон отработка закачка ПГИ- оценка «состав-притока» Кпр м. Д 40 0. 3 0. 5 0. 7 0. 9

Построение карт и кубов проницаемостей, совместная интерпретация ГДИС, ПГИ и ГИС ГДИС Скин-фактор кольматации Неоднородность пласта по радиусу Кпр по ГИС по ГДИС Кпр глина 10 м. Д песчаник глина 1. 5 м 3 D Kпр 100 м. Д 150 м ГИС Корреляция ГИС

Примеры построения кубов проницаемости на основе совместных данных ГДИС-ГИС 0 60 120 180 240 м. Д

Распределение проницаемости в трехмерной геотехнологической модели – корректировка с учетом данных о профилях притока (приемистости) С Ю 98 ПГИ Фазовая проницаемость пласта, м. Д - интервал интенсивно работает, - интервал слабо работает, - интервал не работает.

Пример выделения зон с остаточными запасами (месторождение на поздней стадии разработки) по комплексному анализу данных ГДИС, ПГИ и промысловой информации. Сравнение с ГДМ Б А В ГДМ, подвижные запасы нефти на 2006 г. А – контуры остаточных запасов, оцененные по динамике отбора начальных запасов (продуктивности); Б - контуры остаточных запасов, оцененные по преимущественным направлениям выработки (тока); В – наиболее вероятные остаточные запасы м 3/м 2

Роль информационной системы промысловогеофизического контроля при поддержке разработки месторождений нефти Организация системы сбора геолого-промысловых данных • Глубинные стационарные ИИС ( «интеллектуальная» скважина) • Кустовые системы сбора и передачи данных со скважин • Оптимизация технологического режима (управление скважиной) • Развитие корпоративной БД, системы документирования Настройка моделей, секторное моделирование • Мониторинг бурения, определение фильтрационных потоков • Локализация и анализ зон с невыработанными запасами • Комплексная адаптация моделей к данным промысла, ГДИС • Настройка «проблемных» участков на секторных моделях • Экспертиза готовых моделей (экспертные системы) Контроль ГТМ, мониторинг разработки, оптимизация добычи • Планирование и контроль эффективности ГТМ • Обоснование заложения и прогноз продуктивности ГС, ВС • Авторский надзор по выполнению проектных решений

Пример оптимизации режимов работы скважин путем улучшения состояния призабойной зоны (контроль эффективности СКО, ГРП) ГДИС после перфорации (суммарное влияние частичного вскрытия и загрязнения пласта) S=56. 7 ГДИС после СКО (влияние частичного вскрытия пласта) S=18. 5 По результатам исследований выявлен аномально высокий положительный скин-фактор, связанный с загрязнением призабойной зоны, после проведения соляно-кислотной обработки продуктивность скважины выросла в 2. 5 раза ГДИС перед ГРП S=3. 2 ГДИС после ГРП S=-4. 7 По результатам исследований выявлен положительный скинфактор, было принято решение о гидроразрыве пласта, после ГРП образовалась трещина полудлиной около 50 м, скинфактор снизился -4. 7, продуктивность возросла в 3. 5 раза

Пример регулирования величины трещины гидроразрыва в нагнетательной скважины подбором оптимального режима закачки S=-3. 4 КП Д Работа с уменьшенным расходом S=0. 5 В процессе закачки воды при значительных репрессиях в пласте формируется незакрепленная трещина гидроразрыва, размеры которой зависят от фильтрационных и геометрических параметров пласта и расхода закачиваемой жидкости. По ГДИС оценивается изменение параметров трещины в зависимости от режима работы скважины и подбирается оптимальная интенсивность закачки (тем самым регулируется фронт заводнения пласта)

Оптимизация выбора положения горизонтальной скважины для достижения наибольшего коэффициента охвата выработкой (скв. 6001 Г) 120 м. Д (КВД) 78 р Dшт-2 мм Q-10. 2 м 3/сут 6001 Г 112 м. Д (ИД-КВД) 6004 6003 КВД Dшт-4 мм Q-24 м 3/сут 92 м. Д (КИИ-146) Dшт-3 мм Q-17. 4 м 3/сут По результатам ГДИС подтверждена однородность коллектора в районе скважин 78 Р, 6003, 6004. Эксплуатационная сетка сгущена бурением горизонтальной скважины 6001 Г (700 м), запускной дебит скважины - 550 м 3/сут, накопленная добыча на сегодняшний день составляет 230 тыс. тонн нефти

Мониторинг бурения по секторной модели Урманского месторождения с использованием ГДИС Кп Кп

Изучение остаточной нефтенасыщенности и характера выработки пластов

Адсорбция солей закачиваемой воды на стенках ЭК При ботборе после бурения При ботборе 117 м 3 После зкачки соленой воды 15 м 3 Закачка пресной подтоварной воды 1000 м 3 При ботборе после бурения При ботборе 117 м 3 Адсорбция солей закачиваемой воды После зкачки соленой воды 15 м 3 Закачка пресной подтоварной воды 1000 м 3

Пример аномалии ГК вследствие радиогеохимического эффекта (вытеснение р/а солей и их адсорбция на цементном камне) ГК РГЭ ВНК

Анализ «поршневого» вытеснения нефти водой по РГЭ (ΔJγ)

ГК Оценка поршневого вытеснения по РГЭ ГК

Рекомендовано ГРП – результаты ГРП: Qнеф=36 -20 м 3/сут, обводнен=90 -95% Результаты исследований по технологии ИННК с закачкой солевых растворов в скважине 6542

Рекомендовано ГРП Результаты исследований по технологии ИННК с закачкой солевых растворов в скважине 6536

ХАРАКТЕР НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ ЮРСКОЙ ЗАЛЕЖИ Ухудшение ФЕС в подошве J 11 J 12 Результаты ГИС-открытый ствол в скв. 2054 Г-пилотный ствол

Участки, на которых имеет место приобщение нижних низкопроницаемых толщин за счет двухратного увеличения закачки воды По результатам ПГИ за 2006 -2007 гг. отмечается плохой охват выработкой нижней части пласта (низкопроницаемой)

Эффект повышения коэффициента охвата пласта процессами выработки по толщине вследствие начала массированной закачки воды в соседних нагнетательных скважинах

Скважина 6571 Новогоднее месторождение, ГДИС от 07. 2006 г. Модель трещины ГРП Модель двойной проницаемости!!! ПГИ от 06, 11. 2006 г. ПС КС Высопроницаемый пропласток принимает более 95% закачиваемой жидкости Переток закачиваемой воды и вытесняемой нефти из низкопроницаемого в высокопроницаемый пропласток (модель двойной проницаемости) Кпр=17. 5 м. Д Пропласток приобщается к разработке при увеличении Qзак c 750 до 1200 м 3/сут ТЕРМОМЕТРИЯ Фон-статика Дренируемая зона (ограниченная) Кпр=0. 5 м. Д 30 м Трещина длиной 30 м локализована преимущественно в малопроницаемом пропластке Закачка Приобщение нижней части

Детальнее: ПГИ Скв. 6571. 07. -11. 2006 г. При средней репрессии работает на приемистость только верхняя часть пласта При репрессии выше критической приобщается (через трещину ГРП) и нижняя плохопроницаемая часть пласта

ПГИ в скв. 6602 от 12. 2006 г. Основной приток жидкости Работа нижней части Поршневое вытеснение нефти Небольшой приток газа сверху

ПГИ в скв. 6604 от 12. 2006 г. Основной приток жидкости Работа нижней части Поршневое вытеснение нефти Нет поршневого вытеснения в наиболее проницаемом прослое в центре!!!