Способ определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях

Изобретение относится к нефтегазовой области, в частности к способам повторной разработки зрелых обводненных месторождений в поисках целиков нефти. Обеспечивает повышение добычи и конечной нефтеотдачи залежей. Сущность изобретения: по способу на месторождении выбирают все перспективные скважины, в зонах дренирования которых могли бы находиться целики нефти. Их прогнозируют по резко возросшей обводненности нефти в добывающих скважинах и местах повышенного контраста в пласте-коллекторе между его максимальной и минимальной проницаемостью в вертикальном и горизонтальном направлениях, когда производная отношения вода-нефть принимает значения, большие единицы. Анализируют обводненность, отношение вода-нефть, коэффициент извлечения нефти при заводнении, по результатам анализа - смещению извлечения нефти к конечному коэффициенту ее извлечения определяют места концентрации целиков нефти, их количество и расположение. Размеры целиков нефти принимают обратно пропорциональными достигнутому коэффициенту. По анализу кривой падения добычи во всех скважинах в местах концентрации целиков нефти и вокруг них получают динамические пластовые параметры в местах концентрации целиков нефти - коэффициент нарушения коллекторских свойств пласта-коллектора и его проницаемость. Это проверяют на геологической модели. Прогнозируют объем добычи запланированного нового ствола и выбирают скважину, из которой будут забуривать новый ствол. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой области, в частности к способам повторной разработки зрелых обводненных месторождений в поисках целиков нефти с целью повышения добычи и конечной нефтеотдачи таких залежей.

Зрелые месторождения или так называемые «brown fields» все больше и больше привлекают внимание поисково-разведочных и добывающих компаний, которые возвращаются к ним и проводят повторную оценку их потенциала с целью стимуляции добычи и повышения конечной нефтеотдачи. Для повышения добычи и конечной нефтеотдачи наиболее перспективным способом может стать разработка неизвлеченных залежей нефти в зрелых обводненных месторождениях. Большинство мировых запасов нефти лежат в водонапорных областях. Поэтому зрелые обводненные месторождения охватывают самый высокий процент неизвлеченных залежей нефти.

Известен способ сейсмической разведки, в котором прогноз коллекторских свойств пластов или нефтенасыщенной мощности пласта осуществляется по отраженным волнам, полученным при суммировании по принципу общей глубинной точки. ("Методика интерпретации данных сейсморазведки при интегрированном изучении нефтегазовых резервуаров", А.Г.Авербух. "Геофизика", №1, 1998 г., стр.13-19). Недостатком способа является то, что интерпретация отраженных волн не позволяет с достаточной точностью определять расположение целиков нефти на зрелых обводненных месторождениях.

Известен способ сейсмической разведки массивных геологических пород, в котором выделяют рассеянную компоненту путем дополнительного подавления отраженных и многократных волн (патент РФ №2168187). Недостатком данного способа является то, что при обработке данных, получаемых от случайной или неслучайной совокупности точек рассеяния, расположенных на значительном по площади пространстве, выделение областей с целиками нефти по интерференционным волновым полям происходит недостаточно точно, что приводит к потере информации об изучаемом объекте.

Известен способ сейсмической разведки объектов (патент RU 2248014), в котором выбирают такой вариант селекции отраженных, дифрагированных и рассеянных волн, который обеспечивает наилучшее выделение объектов на фоне помех. Примером практического применения способа является поиск обводненных зон по пониженному рассеянию волн.

Однако все перечисленные способы требуют для реализации сложного технического оборудования и не позволяют с достаточной точностью проводить диагностику наличия целиков нефти.

Повышение точности определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях достигается за счет применения нового способа анализа информации и применения принципов технологического проектирования объекта исследования, по которому на месторождении выбирают все перспективные скважины, в зонах дренирования которых могли бы находиться целики нефти, которые прогнозируют по резко возросшей обводненности нефти в добывающих скважинах и местах повышенного контраста в пласте-коллекторе между его максимальной и минимальной проницаемостью в вертикальном и горизонтальном направлениях, когда производная отношения вода-нефть принимает значения, большие единицы, анализируют обводненность, отношение вода-нефть, коэффициент извлечения нефти при заводнении, по результатам анализа - смещению извлечения нефти к конечному коэффициенту ее извлечения определяют места концентрации целиков нефти, их количество и расположение, при этом размеры целиков нефти принимают обратно пропорциональными достигнутому коэффициенту, по анализу кривой падения добычи во всех скважинах в местах концентрации целиков нефти и вокруг них получают динамические пластовые параметры в местах концентрации целиков нефти - коэффициент нарушения коллекторских свойств пласта-коллектора и его проницаемости, что проверяют по геологической модели, после чего прогнозируют объем добычи запланированного нового ствола и выбирают скважину, из которой будут забуривать новый ствол.

Предложенный способ рассматривает неизвлеченные залежи на примере целиков нефти. Забуривание новых стволов из существующих скважин в места расположения целиков нефти сразу же повышает добычу и конечную нефтеотдачу отработанных обводненных месторождений с использованием имеющихся средств, за счет чего данный способ может быть успешно применен.

В основе предложенного способа лежит способ фильтрации и анализа на основе принципов технологического проектирования, и поэтому он более удобен при определении мест концентрации целиков нефти в залежи, чем классические подходы к технологиям исследования и разработки коллекторов.

Большинству зрелых месторождений более 30 лет. Для любого из этих месторождений трудно найти полные данные. Более того, во многих случаях остается под вопросом источник и качество информации. Способ анализа, основанный на принципах технологического проектирования, сосредотачивается на поведении каждой скважины в процессе добыч с целью проведения анализа механизма нефтеотдачи. Для его проведения требуются лишь данные динамики добычи, спорадические значения давления, основные данные о скважинном флюиде и основные промысловые параметры, которые чаще всего бывают известны. По сравнению с этим при моделировании разработки пласта для адаптации к истории разработки необходимо создать подробную геологическую модель и иметь подробные данные по давлению. Следовательно, объем имеющихся данных больше подходит для подхода, использующего технологическое проектирование, чем для исследования методом моделирования разработки пласта.

Кроме того, способ не требует больших затрат времени. По сравнению с исследованиями методом моделирования разработки пласта при его использовании достаточно небольшого количества входных данных, а также не требуется создавать сложную модель и добиваться совпадения комплексного моделирования с историей разработки. Таким образом, значительно сокращается время, затрачиваемое на сбор данных и создание модели. Более того, представленный здесь подход позволяет отфильтровывать наиболее перспективные зоны уже в начале анализа. Он позволяет объединить все имеющиеся ресурсы на этих зонах для проведения детального анализа в кратчайшие сроки, следовательно, способ позволяет добиться результатов в кратчайшие сроки.

Предложенный способ основывается на следующих этапах:

Этап 1: От уровня месторождения к перспективным зонам

Первый этап заключается в отборе на месторождении всех скважин, в зонах дренирования которых могли бы находиться целики нефти. Зоны вокруг таких скважин относятся к перспективным.

Если целики нефти оказываются в зоне дренирования скважины, то в скважине наблюдается преждевременный прорыв воды (ПВ). Динамика изменения добычи для скважины позволяет четко выявить преждевременный прорыв воды. Учитывая вышеизложенное, был разработан способ фильтрации, обеспечивающий отбор всех скважин месторождения с потенциальными целиками нефти в зонах дренирования.

Этап 2: От перспективных зон к местам концентрации целиков нефти

На этом этапе необходимо уточнить места концентрации целиков нефти в перспективных зонах, определить их количество и расположение. Углубленный анализ данных добычи и нагнетания воды для всех скважин перспективной зоны и вокруг нее позволяет описать процесс вытеснения. По результатам анализа уточняются все места концентрации целиков нефти, определяется их количество и расположение.

Этап 3: Параметризация мест концентрации целиков нефти в залежи

Для дальнейшего проведения анализа необходимо получить динамические пластовые параметры в местах концентрации целиков нефти.

Углубленный анализ кривой падения добычи во всех скважинах в местах концентрации целиков нефти и вокруг них позволяет получить динамические параметры в самих местах концентрации.

Этап 4: Прогнозирование объема добычи

Итак, на основе параметризации места концентрации целиков нефти в залежи прогнозируется объем добычи запланированного нового ствола. Начальный дебит нового ствола можно рассчитать, исходя из параметризации места концентрации целика нефти, полученной ранее. По кривым падения добычи близлежащих скважин можно прогнозировать кривые падения добычи в новом стволе. С учетом полученных результатов прогнозируется весь объем добычи нового ствола.

Этап 5: Выбор скважины для забуривания нового ствола

В сотрудничестве со специалистами по строительству скважин выбирается скважина, из которой будет забуриваться новый ствол, и ведутся расчеты стоимости работ.

Этап 6: Оценка рентабельности проекта

Наконец, выполняется детальный анализ экономической эффективности, что позволяет урегулировать все риски, связанные с анализом.

По данным прогнозирования объема добычи, первоначальным капиталовложениям, стоимости нефти и затратам на добычу выполнено моделирование методом Монте-Карло по чистой приведенной стоимости до вычета налогов. Исходя из полученной чистой приведенной стоимости, рассчитанной с вероятностью Р10/Р50/Р90, принимается окончательное решение по забуриванию нового ствола или проведению повторной оценки проекта на детальной автономной модели разработки пласта.

1.1. Теоретическое обоснование применяемого принципа анализа данных

В предложенном способе для анализа используются основные показатели динамики добычи для определения скважин с возможными целиками нефти в зонах дренирования. Для этого необходимо знать следующее:

- Собственно процесс вытеснения,

- Соответствующие показатели динамики добычи,

- Способы выявления целиков нефти в залежи.

1.1.1. Процесс вытеснения

Бакли и Леверетт разработали теорию (Buckley S.E. and Leveret, "Mechanism of Fluid Displacement in Sands", AIME, 1942, V.146, p.107), описывающую одномерный процесс вытеснения нефти и воды в однородной породе в условиях вытеснения постоянным давлением.

Теория описывает прохождение воды от струйных насосов через продуктивные пласты к добывающим скважинам во фронте ударной волны. Фронт ударной волны вытесняет нефть, пока он не достигнет добывающих скважин, и не произойдет так называемый прорыв воды. В этой и различных других связанных между собой теориях достаточно хорошо описан процесс вытеснения, и они находят широкое применение в нефтяной промышленности.

1.1.2. Основные показатели динамики добычи

Обводненность продукта (ОП) и коэффициент извлечения нефти при заводнении (КИН) добывающих скважин являются основными показателями динамики добычи, отражающими ход процесса вытеснения и связанные эффекты пропуска целиков.

Метод, который предложил Велж (Welge, H.J., "A Simplified Method for Computing Oil Recoveries by Gas or Water", AIME, 1952, V.195, P.91), позволяет количественно определить водо- и нефтенасыщенность пласта-коллектора в процессе вытеснения в зависимости от свойств флюида и пласта, а также от хода процесса вытеснения. С помощью данного метода можно увязать все вышеперечисленное с обводненностью продукта добывающей скважины.

Эффективность процесса вытеснения и обратно пропорциональная ей степень эффектов пропуска целиков отражены в КИН, достигнутом в процессе вытеснения.

Таким образом, эффекты процесса вытеснения могут быть определены с помощью основных показателей динамики добычи.

1.1.3. Эффекты пропуска целиков

Пропуск целиков обусловлен неоднородностью породы на микро- и макроуровне. Только пропуск целика на макроуровне наряду с преобладающей неоднородностью породы приводит к появлению целиков нефти в пласте, пригодных для забуривания новых стволов скважин.

На микроскопическом уровне нефть застревает в породе выше остаточной нефтенасыщенности из-за микроскопической неоднородности породы. Вода лишь просачивается сквозь породу и удерживает нефть в небольших карманах. В основном это случается, если скорость вытеснения выше критической. Такие микроскопические карманы нефти не отличаются мобильностью на макроскопическом уровне и являются целью кампании по добыче нефти вторичными методами, а не процессов забуривания нового ствола скважины из существующего, как подробно описал П.Дж.Вейт (Wight, G.P., "Waterflooding", Society of Petroleum Engineers Textbook Series, Second Edition 1986, ISBN 1555630057).

На Фиг.1А) показано, что в этом случае добыча нефти непрерывно повышается до момента прорыва воды. Затем она падает за счет мгновенно возросшей обводненности продукта. КИН стремится к конечному КИН. Если вытеснение происходит со скоростью ниже критической, то, по всей вероятности, будет достигнут максимальный конечный КИН с экономической точки зрения.

На макроскопическом уровне эффект неоднородности в вертикальном и горизонтальном направлении, а также гравитация приводят к пропуску целиков нефти в карманах, размеры которых дают достаточно оснований для забуривания нового ответвления.

В таком случае, вода в основном вытесняет нефть в регионах с высокой проводимостью. Она прокладывает каналы вдоль путей высокой проводимости к добывающим скважинам, вытесняя нефть вдоль этих путей и пропуская ее в регионах с низкой проводимостью. В итоге, вода прорывается в добывающие скважины. После этого нагнетаемая вода продолжает течь по образованным путям высокой проводимости, минуя области с низкой проводимостью. Таким образом, из карманов нефть не вытесняется и остается в пласте.

Важно понять, что чем больше степень неоднородности в пласте-коллекторе с точки зрения параметризации, что означает повышенный контраст между, например, максимальной и минимальной проницаемостью, тем больше оказывается пропущенный целик нефти в пласте. Более того, важно иметь в виду, что чем больше степень неоднородности в пласте-коллекторе с точки зрения распределения в нем нефти, т.е. чем больше единичные места с определенной, например, проницаемостью, тем больше единичные места концентрации целика нефти.

В пласте-коллекторе с неоднородной параметризацией и однородным распределением вода прокладывает каналы вдоль различных путей повышенной проводимости. Фронт ударной волны процесса вытеснения интенсивно разделяется в зависимости от неоднородности породы. Таким образом, до добывающей скважины он не доходит мгновенным и единым фронтом, а растекается в течение некоторого времени. В результате непрерывно повышается обводненность продукта и кривая коэффициента извлечения в соответствии с Фиг.1В).

Очевидно, конечный КИН снижается за счет неоднородности параметризации породы. Карманы целика нефти, вероятнее всего, слишком малы для забуривания нового ствола скважины из-за однородности распределения.

По сравнению с пластом с неоднородной параметризацией и неоднородным распределением, вода, а значит, и основной ударный фронт процесса вытеснения движется вдоль преобладающей неоднородности, как показано на Фиг.1С).

В этом случае вода следует за так называемым преждевременным прорывом воды главным образом по преобладающей неоднородности. Таким образом, обводненность продукта мгновенно повышается, так как происходит прорыв воды, и извлечение смещается к конечному КИН. Это указывает на концентрацию целиков нефти в карманах, размеры которых обратно пропорциональны достигнутому КИН, и дает достаточно оснований для забуривания нового ствола скважины.

Аналогичный эффект может наблюдаться в однородном пласте-коллекторе, если нагнетаемая вода за счет силы тяготения течет ниже нефти.

Это ясно показывает, как неоднородность породы приводит к пропуску водой целиков нефти. Кроме того, это показывает, что можно различать разное влияние неоднородности при наличии общего представления о геологической ситуации и подробно проанализированных основных показателях динамики добычи.

1.2. Принцип фильтрации

Фильтрующая программа отыскивает признаки целика нефти среди показателей динамики добычи во всех скважинах с целью определения перспективных зон. Сначала анализируется обводненность продукта. Обводненность продукта указывает на прорыв воды и преобладающую неоднородность. Затем анализируется отношение вода-нефть (ОВН). Отношение вода-нефть (ОВН) позволяет четко проверить прорыв воды и источник обводнения. Наконец, анализируется КИН. Это позволяет выявить места концентрации целиков нефти и определить их количественные характеристики.

1.2.1. Обводненность продукта

В процессе вытеснения нефти водой резкое повышение обводненности продукта в добывающей скважине до уровня фронта ударной волны процесса вытеснения указывает на прорыв воды, как изложено выше и подробно описано Бакли и Левереттом (Buckley и Leverett).

Из кривых капиллярного давления в продуктивном пласте можно вывести кривые движения отдельных фаз в пласте. Метод, предложенный Велжем (Welge), позволяет генерировать ожидаемое насыщение фронта ударной волны и связанную с ним обводненность продукта. Поскольку любой преждевременный прорыв воды возникает в зоне с преобладающей неоднородностью, как указывалось выше, важно рассчитать кривую движения отдельных фаз для максимальной предполагаемой подвижности воды. Таким образом, степень обводненности каждой скважины, испытавшей прорыв воды, должна быть равна или больше этого значения.

В случае прорыва воды также быстро повышается обводненность продукта в скважине. Производная от ОП (ОП') показывает это наилучшим образом. Из результатов изучения нескольких месторождений видно, что в случае прорыва воды обводненность продукта возрастает более чем на 50% пунктов в год (значение изменяется в зависимости от состояния месторождения). На то, что с большой вероятностью произошел прорыв воды, указывает значение производной от ОП большее 1,5·10 Р^-3P в сутки.

Таким образом, конечная ОП, равная или превышающая ОП, связанную с фронтом ударной волны, и максимальное значение ОП' больше 1,5·10 Р^-3P в сутки четко указывают на прорыв воды. Однако неясно, преждевременный это прорыв воды или результат процесса вытеснения по преобладающей неоднородности или, например, заколонный водоприток.

1.2.2. Отношение вода-нефть

Отношение вода-нефть и его производная (ОВН') позволяют установить причины высоких значений обводненности продукта и прорыва воды. Отношение вода-нефть и его производная, вычерченные на двойной логарифмической шкале, широко используются в диагностике в условиях обводненности, как указано Бейли и др. (Bailey В., Crabtree, M., Tyrie J., Elphick J., Kuchuk F., Romano C., Roodhart L, "Water Control", Schlumberger Oilfield Review, Q1 / 2000, p.30). ОВН и ОВН' позволяют провести различие между причинами прорыва воды, такими как вытеснение водой, заколонный водоприток и образование конуса обводнения согласно К.С.Чан и др. (Chan K.S. "Water Control Diagnostic Plots", SPE 30775, Dallas, Texas, 2225 October, 1995).

Вытеснение вдоль преобладающей неоднородности в конечном итоге приводит к резкому увеличению отношения вода-нефть при прорыве воды с максимальным значением ОВН' больше единицы, что описано И.С.Ертсосом и др. (Yortsos Y.C., Choi Y., Yang Z., Shah P.C., "An Analysis and Interpretation of Water-Oil-Ratio in Waterfloods", SPE 38869, San Antonio, Texas, 5-8 October, 1997).

\\Завершивший свое образование конус обводнения мог бы также указывать на целики нефти, что послужило бы основанием для забуривания нового ответвления согласно Хиллу и др. (Hill D., Neme E., Ehlig-Economides С., Mollinedo M., "Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields", Schlumberger Oilfield Review, Q3 /1996, P.4). Конус с самого начала показывает повышение в ОВН и уменьшение ОВН'. Если конус заканчивает свое образование до степени, когда он сдерживает добычу, то его эффект аналогичен действию прорыва воды.

Таким образом, все случаи прорыва воды, обусловленные вытеснением водой вдоль преобладающей неоднородности или образованием конуса обводнения, могут быть четко установлены с помощью анализа ОВН и ОВН'.

1.3. Нефтеотдача и коэффициент извлечения нефти (КИН)

И, наконец, необходимо проанализировать динамику добычи с целью уточнения возможности забуривания нового ответвления для извлечения целиков нефти. В основе анализа лежит объемный расчет, при котором используются основные параметры пласта каждой скважины.

КИН согласно вышеизложенному, находится в зависимости от суммарного отбора и промышленной нефтеотдачи при условиях, приведенных к устьевым. Отклонение КИН к постоянному значению указывает на размер целика нефти, обратно пропорциональный добытым до сих пор объемам. Значение, близкое к нулю для производной КИН, (КИН') позволяет определить отклонение КИН в направлении постоянного значения. Для того чтобы убедиться в значительности запасов неизвлеченной нефти, конечный КИН должен быть менее некоего определенного предела, представляющего собой остаточные текущие запасы, достаточно крупные для экономически оправданного забуривания нового ответвления.

Важно понять, что в зонах дренирования двух или более скважин могут находиться целики нефти, образующие одну перспективную область для забуривания нового ответвления. Таким образом, целесообразно объединить расчет предельного КИН и поправочного коэффициента, который учитывает данный эффект.

Следовательно, КИН и КИН' позволяют, в конечном счете, определить процесс нефтедобычи, который был лимитирован, и отбирать только такие скважины, извлечение целиков нефти из которых было бы экономически обоснованным. Это делает устаревшим вопрос о том, был ли прорыв воды преждевременным. Более того, с его помощью можно определить объем целиков нефти для каждой скважины.

Таким образом, как видно из Фиг.2, в зонах дренирования всех скважин, отфильтрованных на месторождении по данным критериям, по всей вероятности, могут наблюдаться концентрации целиков нефти. Зоны вокруг них, следовательно, считаются перспективными.

1.4. Метод анализа

Представленный метод анализа - это пошаговый подход, посредством которого уточняется наличие целиков нефти, определяется их объем и размещение в перспективных зонах с последующим установлением мест концентрации целиков нефти. Это достигается анализом интересующего процесса вытеснения:

- Основная геологическая ситуация,

- Источники воды и пути, по которым она проходит мимо целиков нефти,

- Недоступные зоны.

Кроме того, представлена методика получения динамических пластовых параметров для определения мест концентрации целиков нефти главным образом путем углубленного анализа кривой падения добычи.

Для этого с точки зрения рентабельности целесообразно классифицировать скважины или группу скважин по потенциальной величине целиков нефти. Далее, провести экспресс-анализ КИН мест концентрации с целью выявления случаев, когда запасы одной скважины были бы или будут извлечены через соседнюю скважину. И, наконец, изучить историю каждой скважины и исключить особые случаи, которые не стоит анализировать.

1.4.1. Геологическая ситуация

Правильное понимание существующей геологической ситуации перспективной зоны позволяет определить наиболее вероятные пути движения воды.

Вода стремится сконцентрироваться в области с высокой проводимостью, что обусловлено благоприятными для нее свойствами продуктивного пласта. Отображение на плоскости различных параметров пласта, например пористости, проницаемости, эффективной мощности пласта и исходного водонасыщения, позволяет установить наличие таких областей и провести оценку предпочтительных путей движения воды. Каротажные данные позволяют разобраться в вертикальной структуре перспективной области, в том числе переслаивании и разрывном залегании пород, а также провести оценку вертикальных связей в данной области. Объединив результаты анализа в этих двух плоскостях, можно разработать модель существующей геологической ситуации.

Особое внимание следует уделить таким геологическим объектам как разрывное залегание пород, которое влияет на пути движения воды, наряду с параметризацией продуктивного пласта. Кроме того, следует обратить внимание на места, в которых вода, вероятно, протекает под нефтью из-за неоднородности пласта и/или из-за гравитационного эффекта.

1.4.2. Процесс вытеснения

Сочетание имеющейся геологической модели и взаимосвязи водоисточников и обводненных скважин позволяет определить пути, по которым с наибольшей вероятностью идет вытеснение.

Для этого строится зависимость обводненности продукта (ОП) от времени для перспективной зоны. Исходя из этого, можно установить, где и как вода проходит в пределах перспективной зоны, как показано на Фиг.3.

Необходимо иметь в виду, что такие графики получаются на основе изучения перспектив скважин. На них показаны значения, полученные интерполяцией, и выявляются не каналы, а области с высокой концентрацией воды в зависимости от времени для нагнетающих и добывающих скважин.

Далее, проводится анализ потока, который увязывает водонагнетательные скважины с добывающими. Исходя из результатов анализа, единичные нагнетательные и добывающие скважины связываются между собой в части истории нагнетания и добычи и взаимного расположения скважин. Таким образом, направления, по которым происходил процесс вытеснения, устанавливается более точно в зонах возрастающего водонасыщения.

Необходимо иметь в виду, что анализ основного потока не касается существующих геологических условий, если только для этого не поставлена специальная задача. Следовательно, сочетание взаимосвязи водоисточников и обводненных скважин с существующей геологической моделью зависит от приложения сил и знаний инженерного состава.

Путем комбинирования двух подходов становится возможным провести различие между основными водоисточниками, например водоносными пластами (светлый) и нагнетающими скважинами (темный), и определить их эффективность вытеснения по зонам с высокой проводимостью к основным добывающим скважинам (Фиг.4). Это позволяет проверить наличие целиков нефти и уже дает указание на их местоположение.

1.4.3. Недоступные зоны

Определение недоступных зон необходимо для окончательного установления местоположения и количественной оценки запасов в целиках нефти.

Следовательно, зона притока в продуктивном пласте добывающих, а значит и нагнетающих скважин изображена в виде круга в предположении, что пластовые условия однородны (в случае известной анизотропии он легко преобразуется в эллипс).

Построение радиусов притока и их объединение с установленными путями потока и графиками остаточных запасов позволяет окончательно установить места концентрации целиков нефти.

Размер целиков нефти определяется путем объединения неизвлеченных запасов, рассчитанных для каждой скважины во время фильтрации, так как ожидается, что все они вносят вклад в расположенный между ними целик нефти.

1.4.4. Параметризация продуктивного пласта

Для прогнозирования потенциальной продуктивности нового ответвления необходимо определить основные параметры зоны концентрации целиков нефти. Основные динамические пластовые параметры, такие как динамический коэффициент нарушения коллекторских свойств пласта и проницаемость, требуются наряду с основными параметрами флюида и продуктивного пласта. Получить их можно путем углубленного анализа кривой падения добычи и анализа методом узловых потенциалов.

На первом этапе углубленный анализ кривой падения добычи позволяет вывести основные динамические пластовые параметры по основным данным динамики добычи и данным о давлении путем сопоставления их с кривыми особого типа, как подробно описали Т.А.Бласингэм и Дж.С.Палацио (Palacio J.C., Blasingame T.A. "Decline Curves Analysis using Type Curves: Analysis of Gas Well Production Data", SPE 25909, Denver, Colorado, 12-14 April 1993). Качество углубленного анализа сильно зависит от уникальности совпадения, на что главным образом указывает правильность выведенного радиуса зоны дренирования, а также от принятого отношения вертикальной проницаемости пласта к горизонтальной.

Согласно объяснению Даблет и др. (Doublet L.E., Pande P.K., MeCnIltIm T.I., Blasmgame T.A." Decline Curve Analysis Using Type Curves-Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time: Application to Field Cases", SPE 28688, Mexico, 10-13 October 1994) без точного совпадения радиуса дренирования четкий углубленный анализ кривой падения добычи провести невозможно. Таким образом, результаты анализа кривой падения добычи могут быть приняты только при надлежащем радиусе дренирования. Достаточно хорошее приближение радиуса дренирования может быть получено из расчета материального баланса или из простого объемного вычисления. Более того, представление о радиусе дренирования дает сетка расстановки скважин.

Отношение вертикальной проницаемости пласта к горизонтальной может быть выведено по данным каротажа или отбора кернов, а также по общим предположениям в части геологических условий или типа породы.

Затем полученные параметры необходимо проверять на том же программном обеспечении, которое использовалось для прогнозирования добычи, чтобы обеспечить систематическое соответствие между сопоставляемой и спрогнозированной добычей.

Настройка для каждой скважины и сопоставление фактических показателей добычи используются для проверки полученных параметров. Только если такое соответствие достигнуто, прогнозирование исходного установившегося дебита нефтеотдачи будет соответствовать фактическим показателям.

И, наконец, на основе результатов углубленного анализа кривой падения добычи, проверки на модели и базовой геологической модели можно вывести динамическую проницаемость зоны расположения целиков нефти.

Величины динамической проницаемости породы во всех скважинах, окружающих места концентрации целиков нефти, сопоставляются с геологической моделью, усредняются их значения для мест концентрации целиков нефти относительно модели.

Аналогичным образом можно рассчитать динамический коэффициент нарушения коллекторских свойств пласта. Необходимо разбить коэффициент нарушения коллекторских свойств пласта на составляющие, относящиеся к вскрытию продуктивного пласта, перфорациям и повреждению продуктивного пласта. Только коэффициент нарушения коллекторских свойств пласта, вызванный повреждением продуктивного пласта, может быть спрогнозирован исходя из динамических коэффициентов нарушения коллекторских свойств пласта скважин, окружающих место концентрации целиков нефти. Коэффициент нарушения коллекторских свойств пласта, обусловленный вскрытием продуктивного пласта и перфорированием, рассчитывается для нового ответвления на основе запланированного вскрытия пласта и перфораций.

Необходимо рассчитать исходное/низкое/высокое значение динамической проницаемости и коэффициента нарушения коллекторских свойств пласта для обнаружения всех неопределенностей, связанных с анализом прогнозирования объема добычи.

1.5. Прогнозирование объема добычи

На основании заданных и выведенных параметров, становится возможно спрогнозировать объем добычи в запланированном ответвлении методом узловых потенциалов и эмпирического анализа кривой падения добычи.

В 40-е годы прошлого столетия Дж. Арпс (Arps, J.J., "Analysis of Decline Curves", AIME, 1945 V. 160, p.228) разработал основной принцип современного эмпирического анализа кривой падения добычи. В данной модели показатель кривой падения эмпирически выражает характер истощения скважины в зависимости от времени.

При анализе показателей экспонент падения добычи в перспективной зоне необходимо учитывать различные периоды добычи. Периоды главным образом отличаются друг от друга за счет суммарного дебита и нагнетания в анализируемой зоне. Для прогнозирования показателей истощения нового ответвления должны быть использованы данные только тех периодов, которые отражают условия добычи при его забуривании.

Кроме того, руководством к определению показателя экспоненты падения добычи является сопоставление основных методов разработки месторождений и результатов изучения различных месторождений, широко обсуждаемых в специальной литературе. Разработка сценариев для базового/низкого/высокого значения выявляет любые неопределенности и на этом этапе анализа.

По сравнению с этим эмпирическим подходом использование расчета материального баланса для описания истощения нового ответвления внесло бы неопределенность задания граничных условий. Трудность представляет и сбор данных о влиянии нагнетания воды в перспективную зону на анализ поведения одиночной скважины. Таким образом, наиболее подходящим методом анализа падения добычи представляется эмпирический.

И, наконец, комбинирование различных исходных установившихся значений дебита скважины и показателей падения дебита позволяет получить базовой/низкий / высокий сценарий для прогнозирования общего дебита.

1.6. Выбор скважины для забуривания нового ответвления

Забуривание нового ответвления от скважины, указывающей на наличие целика нефти, не всегда бывает рентабельным. Поэтому вопрос - из какой скважины забуривать новый ствол в выбранное место концентрации целика нефти необходимо решать отдельно для каждого случая с учетом требований, в соответствии с которыми планировалось строительство скважины. На начальном этапе отбора перспективных скважин скважины-кандидаты определяются на основе полученных характеристик близлежащих скважин:

- Максимальное расстояние до цели,

- Состояние скважины и экономические перспективы,

- Геологическое строение и перспективы заканчивания скважины,

- Операции по увеличению дебита скважины и история добычи.

1.7. Экономическое обоснование

При проведении оценки экономической эффективности проекта учитываются все неопределенности анализа, и на этом основании выносится окончательное решение о забуривании или переоценке проекта путем детального автономного моделирования, которое опирается на дополнительные данные, например новые каротажные диаграммы. Для этого используется моделирование методом Монте-Карло по чистой приведенной стоимости проекта до вычета налогов.

Таким образом, предложенный способ предназначен для отбора скважин, в зонах дренирования которых могли бы оказаться целики нефти, цель которого - уточнение, определение количества и размещения таких целиков нефти. Кроме того, описан подход к прогнозированию дебита скважины в потенциальных ответвлениях. И, наконец, он увязывает анализ экономической эффективности планируемого ответвления с моделированием методом Монте-Карло, что позволяет урегулировать все риски, связанные с анализом. Для проведения анализа необходим минимум входных данных, в результате чего во многих случаях он более удобен и не требует больших затрат времени по сравнению с классическими подходами к технологиям исследования и разработки пластов-коллекторов (Фиг.5).

Способ определения скважин для забуривания новых стволов на зрелых обводненных месторождениях, согласно которому на месторождении выбирают все перспективные скважины, в зонах дренирования которых могли бы находиться целики нефти, которые прогнозируют по резко возросшей обводненности нефти в добывающих скважинах и местах повышенного контраста в пласте-коллекторе между его максимальной и минимальной проницаемостью в вертикальном и горизонтальном направлениях, когда производная отношения вода-нефть принимает значения, большие единицы, анализируют обводненность, отношение вода-нефть, коэффициент извлечения нефти при заводнении, по результатам анализа - смещению извлечения нефти к конечному коэффициенту ее извлечения определяют места концентрации целиков нефти, их количество и расположение, при этом размеры целиков нефти принимают обратно пропорциональными достигнутому коэффициенту, по анализу кривой падения добычи во всех скважинах в местах концентрации целиков нефти и вокруг них получают динамические пластовые параметры в местах концентрации целиков нефти - коэффициент нарушения коллекторских свойств пласта-коллектора и его проницаемости, что проверяют на геологической модели, после чего прогнозируют объем добычи запланированного нового ствола и выбирают скважину, из которой будут забуривать новый ствол.