Статьи

  • #
    Id статьи
    Название
    Дата
  • MRT
  • 1
    SPE-218600-MS
    Апр, 2024
    • Компании: KazakhTurkMunai, Sofoil LLC
    • Авторы: A. Zholaman, K. Yergaliyev, Y. Zharylgassov, V. M. Krichevsky, L. V. Surmasheva, R. R. Farakhova
    • Аннотация:

      The efficiency of waterflood becomes crucially important when initial reservoir pressure is depleted and the aquifer is proven to be weak. In order to maintain pressure, one must carefully calculate injection / production wells rate, injection targets, define the optimal locations for new injection wells or justify switching producers to water injection. All of these tasks require the cross-well pressure impact data. Paper describes solution of these tasks on a field in Aktobe region, Kazakhstan.

  • 2
    IPTC-23218-MS
    Фев, 2024
    • Компании: Petrogas Rima, Nafta College LLC, Sofoil LLC, Polykod LLC
    • Авторы: N. Al Harty, E. Rassuli, H. Al Lawati, A. M. Aslanyan, D. N. Gulyaev, A. N. Nikonorova
    • Аннотация:

      The paper presents a study of a heavy oil mature field in Oman with aggressive water cut growth and slightly exceeding the ultimate recovery as per the initial Master Development Plan expectations. The reserves have been naturally depleted for more than a decade before trying out the waterflood a few years back. The first results of the waterflood were not consistent due to high cross-well interference from one side and possible compartmentalization from another.

      The key objective of the current study was to assess the on-going waterflood efficiency, cross-well interference, possible production complications and assess possibility of improving further recovery. The key instrument of the cross-well interference analysis was based on multiwell deconvolution of the permanent downhole pressure gauges in response to the historical flow rate variations in offset wells. The water cut diagnostics was based on the large number of well-by-well metrics including recovery micro-modelling baselines, multiphase IPR analysis and multiphase productivity analysis. The mobile reserves’ potential was assessed through material balance, fractional flow analysis and decline curve analysis. Both watercut diagnostics and reserves evaluation have been facilitated by a digital assistant with a fully automated generator of numerous diagnostic metrics which otherwise would take an unrealistically long time to perform such a study.

      The study has come to the conclusion that all wells are fairly connected but confirmed the deterioration of connectivity between a few wells. The water injectors have confirmed a fair connectivity with all surrounding producers while the aquifer was found to be much weaker than the effect from water injection in these wells. The study suggests that this field still contains commercial volumes of hydrocarbon reserves which can be economically recovered, preferably via horizontal side-tracks from existing wells. It has been recommended to repressurize two main reservoir units independently. The study has spotted a few suspects of thief water production and recommended reservoir-orientated production logging to locate the water source, which was most probably occurring behind the casing. These wells have been recommended as primary candidates for side-tracking.

      The current study was extensively using a combination of bottomhole pressure deconvolution and advanced watercut diagnostics for heavy oil production to provide a holistic analysis of the remaining reserves. The study also provides the comparison of the results of pressure forecast between multiwell deconvolution technique (MDCV), artificial neural network (ANN) and capacitance-resistivity model (CRM).

  • 3
    SPE-217622-MS
    Ноя, 2023
    • Компании: LLC Irkutsk Oil Company, LLC Sofoil
    • Авторы: V. U. Kim, D. N. Gulyaev, K. A. Voron, A. A. Prilutckiy, I. N. Shigapov
    • Аннотация:

      Understanding reservoir pressure dynamics and crosswell interference is crucial for optimizing pressure maintenance systems in heterogeneous reservoirs with complex geology. This paper presents a case study from Eastern Siberia, highlighting the positive impact of applying Multi-Well Retrospective Test (MRT) machine learning technology on production enhancement.

      MRT technology relies on mathematical algorithms for annualizing long-term records of bottomhole pressure and surface rates from a group of wells through multiwell deconvolution. It requires historical data of bottomhole pressures for the tested well and flow rate history for all wells under study. Multiwell deconvolution involves a fully or semi-automated search for initial pressure and Unit-rate Transient Response (UTR) for tested wells and cross-well intervals, aligning actual pressure records with total sandface flow rate variation history. It also quantifies the accumulated pressure impact of surrounding wells on the tested well.

      The study area featured nine wells with declining production rates, including six producers and three injectors. The primary objective was to assess production enhancement potential, primarily through injection optimization. The seven-year dataset encompassed flow rate and pressure variations during production. Before employing machine learning, data were preprocessed to reduce the number of analysis points, synchronize flow rate and pressure change timings, and remove outliers. Mathematical deconvolution procedures were then applied to derive UTRs, with UTR convolution providing crosswell pressure impact. Two injection wells were found to have a significant cumulative pressure impact on production wells. Mathematical well shut-ins yielded reservoir pressure and well productivity index. UTR interpretation via pressure transient analysis algorithms offered insights into reservoir transmissibility, well skin, and interference-free drainage areas. Machine learning algorithms generated pressure/rate forecasts for different well targets, indicating that the optimal production increase could be achieved through a 1.5x increase in injection rate for one well and a 2.7x increase for another well, resulting in a twofold oil production increase with constant water cut.

      Field implementation demonstrated that MRT technology is a powerful tool for optimizing injection targets and increasing oil production. Additionally, MRT provides reservoir pressure data without well shut-ins, enabling the operator company to gather information for reservoir pressure mapping without production deferment, resulting in a significant increase in Net Present Value (NPV).

  • 4
    Июнь, 2023
    • Компании: ООО «Софойл», НОЦ «Газпромнефть — КФУ»
    • Авторы: В. М. Кричевский, Р. А. Мингараев, А. Н. Никонорова, Л. А. Зинуров
    • Аннотация:

      Введение. Данная статья посвящена изучению процесса развития трещин авто-ГРП с помощью специальных гидродинамических исследований. В работе рассматриваются вопросы диагностики наличия или отсутствия трещины и траектории ее распространения.

      Существует множество подходов к диагностике динамических трещин авто-ГРП как с помощью индикаторных исследований, так и по нестационарным ГДИС: факт наличия такой трещины достаточно надежно определяется существующими методами. Однако остается открытым вопрос геометрии этой трещины — распространяется ли она преимущественно по латерали либо растет в высоту, в том числе подключая другие пласты. При этом рост трещины в длину может положительно влиять на разработку, например, в рядных схемах площадного заводнения, ориентированных вдоль направления максимального стресса. Отметим, однако, что существует риск прямых прорывов из нагнетательных в добывающие скважины, расположенные иногда на расстоянии нескольких километров [1].

      Еще одним существенным риском является распространение трещины в высоту: в этом случае возможное приобщение других пластов к закачке может резко негативно сказаться на разработке [2, 3].

      Для оценки высоты трещины успешно используются промыслово-геофизические исследования, однако их применимость ограничена траекторией скважины. Уже при небольших отклонениях скважины от вертикали расстояние между ней и трещиной (которая в подавляющем большинстве случаев строго вертикальна) увеличивается с ростом расстояния от пластопересечения. Это приводит к тому, что «заколонные» методы, такие как шумометрия и термометрия, резко теряют чувствительность при определении движения по трещине и приобщения других пластов. Поэтому задачи диагностики роста трещины в высоту и определения ее полудлины методами ГДИС являются крайне актуальными.

      Цель данного исследования — обоснование и опробование диагностического комплекса для определения траектории авто-ГРП методами ГДИ. Задачами исследования являются: построение модели развития трещины авто-ГРП; обоснование программы исследований; выполнение исследований на скважине; обработка результатов и адаптация их в модели.

      Материалы и методы. Диагностический комплекс обосновывается на специально построенной численноаналитической модели. В модели рассчитывается состояние трещины (полудлина, профиль ширины и давления) в любой момент времени на основе сопряженного расчета гидродинамики, гидравлики и геомеханики.

      Результаты. В качестве результатов работы приведен пример применения специальных ГДИС на скважине с авто-ГРП и адаптации полученных результатов в модели.

      Выводы. В целом работа обосновывает комплекс специальных гидродинамических исследований для оценки геометрии нестабильных трещин, а также способ интерпретации полученных данных.

  • 5
    IATMI22-128
    Ноя, 2022
    • Компании: Petronas Malaysia, LLC Nafta College, LLC Sofoil
    • Авторы: A Hakim Basri, Nazim Musani Tajuddin, Arthur Aslanyan, Danila Gulyaev, Guruh Ferdyanto
    • Аннотация:

      An off-shore field in SE-Asia has high reservoir heterogeneity and consists of several highly permeable layers. The current field development challenges are to evaluate the potential for additional drilling and reveal the potential of production increase by injection optimization. Good Understanding of cross-well reservoir connectivity at the area, the shape and size of existing wells drainage area, reservoir properties distribution and cross-well pressure impacts are the key points for additional drilling projects and production enhancement.

      A1 reservoir in this field was at the focus of the study. This reservoir produces light oil and with the decrease in formation pressure, gas production has increased. A Multi-well Retrospective Testing (MRT) service was applied based on historical well pressure and production data to evaluate the reservoir compartmentalization, quantify well interference and drainage area. Historical data over 12 years (2007 to 2019), from an area consisting of 4 producers and 1 injector was analyzed using MRT. MRT extends the technique of single-well deconvolution to the analysis of pressure and production data to a group of wells. MRT was used to evaluate reservoir transmissibility between wells, cross-well interference, formation pressure history, productivity index dynamics and well drainage area. The deconvolved single unit-rate pressure drawdown transient recovered by multiwell deconvolution was interpreted to calculate formation properties around the pressure-tested well (self-transient response) and cross-well properties between offset wells (interference test response). This self-transient response is free of interference from dynamic boundaries of surrounding wells. Its interpretation by pressure transient analysis provided well drainage area, shape and aquifer/gas cap support for the well. Cross-well pressure transient responses revealed reservoir transmissibility between wells. MRT analysis found that all the offset wells were connected to the focus well. the reservoir transmissibility of the connected part of the formation between the wells was lower than expectations from open hole logs.

      MRT revealed weak pressure support from the aquifer and gas cap, that was insufficient to compensate field pressure for current throughputs. A formation pressure depletion trend was calculated resulting in gas liberation. However, the well drainage area was found to be extensive than expected. This could indicate a possible reservoir extension perhaps in the north-east direction. Further Geological and geophysical studies are required to address the uncertainties in the area.

      The results of the MRT study were used as inputs for numerical cross-well pressure modeling and then translated to conventional reservoir modeling language, to try to obtain a better understanding of MRT measured reservoir properties. he information from MRT study as used to optimize upcoming infill locations and other opportunities for production enhancement: well stimulation and injection increase.

  • 6
    arXiv:2203.01319
    Фев, 2022
    • Компании: LLC Nafta College
    • Авторы: A. M. Aslanyan
    • Аннотация:

      The paper provides introduction into the mathematical aspects of Multiwell Deconvolution (MDCV) and Capacitance Resistance Model (CRM) and connection between them. Both methods are trying to train a model over the long-term history of surface flowrates and bottomhole pressure readings and then predict bottomhole and formation pressure in response to a given production/injection flowrate scenario (called "rate control simulation") or alternatively may predict flowrate and formation pressure in response to a given bottomhole pressure scenario (called "pressure control simulation"). It has been shown that CRM can be viewed as a partial case of MDCV with a specific type of a drawdown and cross-well pressure transient responses which is not always met in practice. The paper also explains limitations which are common for both methods and specify additional limitations of CRM which MDCV can handle.

  • 7
    Ноя, 2021
    • Компании: ООО «Софойл»
    • Авторы: В.М. Кричевский, Л.А. Зинуров, Л.В. Сурмашева, Р.Р. Фарахова
    • Аннотация:

      Постоянный мониторинг разработки, в частности контроль работы скважин с помощью забойных манометров и устьевой контроль дебита и приемистости открывают возможности для применения широкого спектра аналитических методов. На протяжении последних десятилетий многие научные коллективы, а также нефтяные и сервисные компании осуществляют поиск, разработку и развитие новых подходов к анализу данных c целью повышения качества принимаемых решений по оптимизации разработки месторождений. Одним из перспективных подходов является технология мультискважинного ретроспективного тестирования (МРТ). В статье описывается данная технология и опыт ее применения на месторождениях Республики Казахстан.

  • 8
    SPE-206485-RU
    Окт, 2021
    • Компании: АО «ЕВРОТЭК-ЮГРА», ООО «Нафта Колледж», ООО «Софойл», ООО «Поликод»
    • Авторы: А. К. Мальцев, Н. В. Кудлаева, А. М. Асланян, В. М. Кричевский, Д. Н. Гуляев, Л. В. Сурмашева, В. В. Соловьёва
    • Аннотация:

      Основной целью работы являлась оценка рисков при длительной эксплуатации горизонтальных скважин и скважин с многозабойным заканчиванием при наличии близкорасположенных газовых пластов и подстилающей воды. Задачей проекта была оценка динамики работающей длины стволов геофизическими и гидродинамическими методами. В ходе исследования проанализированы полученные результаты на разных этапах отработки скважин.

      В ходе исследований выполнен анализ путем комплексирования гидродинамических и промыслово-геофизических данных, полученных при мониторинге работы скважин. Свойства пласта и характеристики контакта скважина-пласт определялись с помощью алгоритмов анализа добычи и динамики давления.

      Для оценки профиля притока анализировались данные распределенных оптоволоконных датчиков температуры, размещенных в скважинах на весь период ОПР. Особенностью исследований стала низкая контрастность аномалий, связанных с притоком жидкости. Кроме того, при рассмотрении температурных замеров выяснилось, что абсолютные показания DTS на глубине пласта испытывали влияние суточных перепадов поверхностной температуры, что потребовало внесения поправок и применения в расчетах относительных показаний температуры вместо абсолютных.

      Основной особенностью гидродинамических исследований явилась работа в условиях малой длительности: при такой геометрии заканчивания и фильтрационных свойствах пласта радиальный режим не мог быть достигнут за все время ОПР. Несмотря на эти ограничения, в результате интерпретации была определена динамика суммарной работающей длины стволов. Первоначальное значение работающей длины составило в среднем около 70% от пробуренной длины, после 7 - 10 месяцев работы наблюдается некоторое ее сокращение.

      При анализе оптоволоконной термометрии был определен интегральный профиль притока. По анализу изменения относительных температурных аномалий в момент запусков и остановок скважин были оценены доли притока из боковых стволов.

      Дополнительным источником информации о распределении притока послужили точечные автономные датчики температуры / давления, расположенные в компоновке скважин вдоль горизонтального ствола и обеспечившие непрерывную запись в течение всего периода ОПР. Разность их показаний была обусловлена в том числе средней величиной дебита на отрезке между датчиками, что позволило дать независимую оценку профиля притока.

      По результатам проведенной работы были сняты ряд рисков и неопределенностей, в том числе получена информация о динамике изменения работающей длины горизонтальных стволов в скважинах сложной конструкции, являющаяся важным входным параметром при оценке перспективы полномасштабной разработки месторождения. Кроме того, разработана экспрессметодика для оценки работающей длины ствола при отсутствии ярко выраженных аномалий, связанных с интервалами притока.

  • 9
    SPE-206498-RU
    Окт, 2021
    • Компании: Самотлорнефтегаз, ООО «Нафта Колледж», ООО «Софойл», ООО «Поликод»
    • Авторы: Д. Ю. Писарев, И. Ф. Шарипов, А. М. Асланян, Д. Н. Гуляев, А. Н. Никонорова
    • Аннотация:

      Исследуемое нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе ХантыМансийского автономного округа. Месторождение располагается в зоне Нижневартовского свода. Геологический разрез месторождения представлен мощной толщей (2740- 2870 метров) осадочных пород мезо-кайнозойского возраста от юрских до четвертичных включительно, которые несогласно залегают на поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента. Продуктивные пласты месторождений нефти и газа на рассматриваемом месторождении представлены в основном песчано-алевролитовыми коллекторами.

      Анализируемый пласт XX11-2 представлен сильно глинистыми, тонкопереслаивающимися породами. На западе и юго-западе месторождения нефтенасыщенные толщины изменяются в среднем в пределах 5–10 м, к северу толщины увеличиваются до 10–20 м.

  • 10
    SPE-206507-RU
    Окт, 2021
    • Компании: ЛУКОЙЛ-Инжиниринг, ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ, ПермНИПИнефть, ООО «Софойл», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ООО «Поликод»
    • Авторы: Р. Ф. Исмагилов, И. А. Черных, А. С. Чухлов, С. Е. Никулин, Д. Н. Гуляев, Л. А. Зинуров
    • Аннотация:

      Анализируемое нефтяное месторождение расположено в Соликамской депрессии, на северовостоке территории Пермского края. Этаж нефтеносности месторождения включает отложения турнейско-фаменского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов. В данной статье рассмотрен анализ карбонатных отложений Тульского горизонта по технологии мультискважинного ретроспективного теста (MRT).

      На текущей стадии система разработки сформирована, ведется уплотняющее бурение и адресное увеличение депрессии в отдельных скважинах. Начато формирование системы поддержания пластового давления (ППД). На момент начала данных исследований на участке наблюдался тренд снижения добычи, причины которого не были полностью ясны. С целью выявления причин падения добычи в карбонатном коллекторе на месторождении, была использована технология анализа исторических данных по динамике добычи и забойного давления - мультискважинный ретроспективный тест (MRT).

      Для анализа выделено четыре участка, на тестовых скважинах данного участка с помощью MRT восстановлена динамика изменения пластового давления и коэффициента продуктивности, выполнена оценка влияния скважин окружения на тестовые скважины, а также определены гидропроводность в межскважинном пространстве и скин-факторы тестовых скважин.

  • 11
    SPE-206490-RU
    Окт, 2021
    • Компании: Оренбургнефть, ООО «Софойл»
    • Авторы: А. А. Беляков, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский, А. Н. Никонорова, Р. Э. Искибаев
    • Аннотация:

      Изучаемый объект является газонефтяным месторождением Оренбургской области, расположенным в 40 км от г. Бузулука.

      Месторождение является многокупольным и многопластовым. В его разрезе выделяется 11 продуктивных пластов. Всего на месторождении выделены 21 нефтяная и две газовые залежи.

      Анализируемый пласт А4 приурочен к кровельной части башкирского яруса и имеет повсеместное распространение. Коллекторами пласта служат пористые известняки и доломиты, разделенные непроницаемыми прослоями. Эффективные нефтенасыщенные толщины по скважинам варьируют в пределах 1,1-38,4 м, в среднем составляя 11,8 м. Покрышкой залежи нефти пласта А4 является глинисто-алевролитовая пачка верейского горизонта.

      Разработка исследуемого месторождения ведется преимущественно вертикальным бурением. Кроме того, на месторождении организованна система подержания пластового давления (ППД) со 100% компенсацией.

  • 12
    SPE-207025-RU
    Окт, 2021
    • Компании: ТОО «СП« Казгермунай», ООО «Нафта Колледж», ООО «Софойл»
    • Авторы: Б. Шиланбаев, Б. Балимбаев, А. М. Асланян, Р. Р. Фарахова, Л. А. Зинуров, Р. А. Мингараев, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский
    • Аннотация:

      Изучаемое месторождение состоит из четырех залежей. Начато пробное формирование системы поддержания пластового давления с нагнетанием воды.

      Основной проблемой данного месторождения является наличие высоко и низко амплитудных разломов с неочевидной проводимостью. В связи с этим становится критически важным понимание геологии месторождения и проводимости разломов до того, как приступить к полномасштабному внедрению заводнения.

      Результаты проведенных трассерных исследований указывают наличие связи (где-то значительной, где-то слабой) между нагнетательной и добывающими скважинами в том числе, находящимися за разломом.

      Поскольку скважины были оборудованы постоянными забойными манометрами, появилась возможность расшифровать наличие межскважинной связи с использованием мультискважинного ретроспективного тестирования (Multiwell Retrospective Testing = MRT), основанного на алгоритме многоскважинной деконволюции (multiwell deconvolution = MDCV).

      Результаты MRT-исследования показали отсутствие существенной связи между нагнетательной и добывающими скважинами за разломом, за исключением одной добывающей скважины, которая показала сильную реакцию через разлом, прошедшую по другому пласту.

      С помощью корреляции результатов MRT с сейсмическим профилем с учетом заканчивания скважин стало возможным установить взаимовлияние между отдельными блоками залежи, отделенных разломом.

      Данная статья также содержит несколько пунктов о том, как можно сопоставить результаты межскважинных трассеров и MRT с точки зрения оценки свойств коллектора.

  • 13
    SPE-205810-MS
    Окт, 2021
    • Компании: MontD’Or Oil Tungkal ltd, LLC Nafta College, LLC Sofoil
    • Авторы: A. Kurniawan, R. Erany, A. M. Aslanyan, D. N. Gulyaev, S. Joshi, G. Ferdyanto
    • Аннотация:

      Target reservoir and production characterization study was carried out in Pematang Lantih field, Jambi, Indonesia. The Talang Akar Formation has 10 underlying reservoirs from 600 m to 900m TVDSS. This multi-layers sandstone structure is driven by regional tectonic stress and complicated by several faults. Sharp oil well production decline was observed during 3 years period since initial production in 2015, with GOR increase. Arresting production decline was the key objective for efficiency increase, hence improved reservoir characterization was needed, as cross-well reservoir properties/interference were unclear. Multiwell Retrospective Test (MRT) is a recent development used to study reservoirs by carrying out automatic matching of historical production rates and bottom hole. It provides practical, fast yet robust analysis for reservoir evaluation. It can quantify inter-well pressure interference and evaluate cross-well reservoir properties. The main goal of this study was to get better reservoir understanding and evaluate ability of this technique to deliver additional value at current reservoir conditions, considering initial data availability/quality.

      The key technology element used is multi-well pressure deconvolution, which is a highly parallelizable decoding algorithm running on multi-core workstation. The analysis is carried out on historical well pressure and production data. Hence no field operation is needed and there is no production deferment since it does not require additional field data acquisition. The technique delivers formation pressure history and productivity index history in tested well reconstruction. It is also proficient to reconstruct cross-well interference and estimate cross-well transmissibility from offset wells towards the tested well. Another result is evaluation of formation pressure decline impact on oil production of the existing wells.

      The study area has reservoir pressure that dropped below bubble point and continues declining. Historical data over 3 years, from a cell consisting of 4 producers was analyzed using this technique. The analysis found uniform formation transmissibility between the analyzed wells at Pematang Lantih field. Transmissibility was estimated by analyzing cross-well transient responses (CTR) calculated with multi-well deconvolution. CTR is a function representing BHP response to neighbor well single rate production. CTR is interpreted with interference test technique thus estimating transmissibility values.

      The analysis result confirmed that all 3 offset wells have a pressure impact towards the pressure-tested well (PLT-X) with quantified values. Connectivity analysis showed the expectation of rapid production decline if there was no pressure maintenance system. The recommendation was to estimate the economics of pressure maintenance system implementation in order to improve production performance.

      By using multi-well deconvolution analysis, the entire 3-years cell production history was converted into a single unit-rate pressure transient that enabled deep reservoir investigation and calculation of field reserves undisturbed by dynamic well boundaries.

  • 14
    OTC-30101-MS
    Ноя, 2020
    • Компании: PJSC Rosneft, TNNC, Bashneft-Petrotest, LLC Nafta College, LLC Sofoil
    • Авторы: I. Yamalov, V. Ovcharov, A. Akimov, E. Gadelshin, A. M. Aslanyan, V. M. Krichevsky, D. N.Gulyaev, R. R. Farakhova
    • Аннотация:

      The massive industry digitalization creates huge data banks which require dedicated data processing techniques.

      A good example of such a massive data bank is the long-term pressure records of Permanent Downhole Gauges (PDG) which became very popular in the last 20 years and currently cover thousands of wells in Company RN.

      Many data processing techniques have been applied to interpret the PDG data, both single-well (IPR, RTA[1]) and multi-well (CRM [2] - [5] and various statistical correlation models).

      The ability of any methodology to predict the pressure response to rate variations and/or rate response to pressure variations can be easily tested via numerical modelling of synthetic fields or via comparison with the actual field production history.

      This paper presents a Multi-well Retrospective Testing (MRT, see  Appendix A and [6] - [9]) methodology of PDG data analysis which is based on the Multi-well Deconvolution (MDCV, see  Appendix B and [10] - [20]) and the results of its blind testing against synthetic and real fields.

      The key idea of the MDCV is to find a reference transient pressure response (called UTR) to the unit-rate production in the same well (specifically called DTR) or offset wells (specifically called CTR) and then use convolution to predict pressure response to arbitrary rate history with an account of cross-well interference.

      The MRT analysis is using the reconstructed UTRs (DTRs and CTRs) to predict the pressure/rates and reconstruct the past formation pressure history, productivity index history, cross-well interference history and reservoir properties like potential and dynamic drainage volumes and transmissibility.

      The results of the MRT blind testing have concluded that MRT could be recommended as an efficient tool to estimate the current and predict the future formation pressure without production deferment caused by temporary shut-down for pressure build up. It showed the ability to accurately reconstruct the past formation pressure history and productivity index. It also reconstructs the well-by-well cross-well interference and reservoir properties around and between the wells.

      The blind-test also revealed limitations of the method and the way to diagnose the trust of the MRT predictions.

      Engineers are now considering using MRT in Company RN as a part of the selection/justification package for the new wells drilling, conversions, workovers, production optimization and selection of surveillance candidates.

  • 15
    SPE-202566-RU
    Окт, 2020
    • Компании: ПАО«Татнефть», ООО «Софойл», ООО «Нафта Колледж»
    • Авторы: Б. Ганиев, А. Лутфуллин, Р. Р. Фарахова, Д. Н. Гуляев, Л. А. Зинуров, А. А. Асланян
    • Аннотация:

      Как на зрелых, так и на разбуриваемых месторождениях весьма актуальным является вопрос уточнения геологического строения месторождения для планирования системы поддержания пластового давления (ППД) и ее модификации при необходимости. При этом для оценки ее эффективности весьма полезным является анализ межскважинной интерференции с помощью Мультискважинного Ретроспективного Тестирования (МРТ), что и являлось главным инструментом, используемым в данной работе, выполненной на одном из месторождений Татарстана.

      Традиционно задача уточнения геологического строения и оценки связности коллектора решается с помощью инструментов, требующих много затрат, выполнения полевых работ и занимающих много времени. Такими инструментами являются сейсмические исследования, проведение палеотектонического анализа рассматриваемого района, проведения трассерных исследований и гидропрослушиваний. У каждого из данных методов имеются широко известные недостатки: слабая чувствительность сейсмики к низкоамплитудным разломам, низкая детальность тектонического анализа, высокая длительность проведения трассерных исследований и их низкая представительность в условиях наличия техногенных трещин и несоответствия их распространения латеральной анизотропии коллектора, большие потери добычи при проведении гидропрослушиваний с остановкой реагирующих скважин. В связи с этим авторами выбрана технология МРТ в качестве основного инструмента диагностики системы ППД на зрелом месторождении. Данная технология является зрелой и находится на этапе масштабного внедрения, пройдя этап многочисленных тестирований как на синтетических, так и на реальных месторождениях (Aslanyan, 2019) (Aibazarov, 2019) (Ganiev, 2019) (Kovalenko, 2018) (Krichevsky, 2017). На основе зарегистрированных во время плановой эксплуатации кривых забойного давления и истории работы группы анализируемых скважин с помощью алгоритмов мультискважинной деконволюции восстановлена история межскважинной интерференции и подготовлены предложения мероприятий для повышения добычи.

      На основе проведенных исследований уточнено строение анализируемого участка, выявлены неэффективно работающие скважины системы ППД и рекомендовано перераспределение нагнетания для ее балансировки для увеличения добычи нефти.

  • 16
    SPE-196839-RU
    Окт, 2019
    • Компании: ООО «Нафта Колледж», ПАО «Татнефть», ООО «Софойл», ООО «Поликод»
    • Авторы: А. М. Асланян, Б. Ганиев, А. Лутфуллин, М. Швыденко, И. Каримов, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский, Р. Р. Фарахова, Л. А. Зинуров
    • Аннотация:

      Данная статья описывает первое применение метода МРТ (Мультискважинный ретроспективный тест) на девонских отложениях Ромашкинского месторождения.

      В статье дается введение в технологию МРТ, описаны ее преимущества в определении взаимовлияния скважин и пластового давления (4-7).

      Приведенный в статье пример описывает конкретную реализацию МРТ, называемую "радиальной деконволюцией", при которой центральная (тестовая) скважина оборудована датчиком забойного давления, в данном случае ГИК (глубинно - исследовательский комплекс). В результате оценивается влияние окружающих нагнетательных и добывающих скважин на тестовую скважину, а так же оцениваются параметры скважины и пласта с учетом интерференции с окружающими скважинами. Одним из преимуществ данной технологии является возможность оценки пластового давления без остановки скважины. При проведении данной работы был проведен сравнительный тест, в котором пластовое давление, предсказанное МРТ, проверялось полевым исследованием.

  • 17
    SPE-196925-RU
    Окт, 2019
    • Компании: Карчаганак Петролеум Оперейтинг, Российский государственный университет нефти и газа НИУ имени И.М. Губкина, ООО «Софойл»
    • Авторы: М. Аибазаров, Б. Калиев, Г. Муталиев, В. Емануэле, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский, А. Буянов
    • Аннотация:

      Выбор оптимального расстояния между скважинами является важным моментом на этапе разбуривания месторождения, что, несомненно, сказывается на экономической эффективности его разработки. После ввода месторождения в эксплуатацию очень важно понимать, насколько интенсивно истощаются запасы для дальнейшей оптимизации их выработки. Такая задача была поставлена и успешно решена на исследуемом участке западной части Карачаганакского газоконденсатного месторождения, которое отличается сложной геологией с массивными пластами, сложенными гетерогенными карбонатный разрезом каменноугольного возраста. Отличительной особенностью является тот факт, что PVT свойства пластового флюида значительно меняются с глубиной. Для максимального охвата рассматриваемый участок вырабатывается горизонтальными скважинами. Мультискважинное ретроспективное тестирование (МРТ) на основе мультискважинной деконволюции истории забойного давления и дебита исследуемых скважин помогло выявить зону дренирования и интерференцию добывающего окружения (1 – Асланян 2018, 2 – Асланян 2017, 3 – Асланян 2019). Исследование МРТ показывает довольно сильное истощение резервуара и хорошую гидродинамическую связь между скважинами в определенных зонах.

  • 18
    УДК 622.276.1.4
    Сен, 2019
    • Компании: ООО «Нафта Колледж», ООО «Поликод», ООО «Газпромнефть НТЦ», ООО «Газпромнефть-Хантос»
    • Авторы: А.М. Асланян, Д.Н. Гуляев, В.М. Кричевский, Х.З. Мусалеев, А.С. Маргарит, Р. Н. Асмандияров, В. С. Котежеков, И. С. Каешков, М. М. Биккулов
    • Аннотация:

      Постоянный мониторинг разработки, контроль работы скважин с помощью забойных манометров и устьевой контроль дебита и приемистости позволяют применять широкий спектр аналитических методов. Компания «Газпром нефть» осуществляет поиск, разработку и развитие новых подходов к анализу данных c целью повышения качества принимаемых решений по оптимизации разработки месторождений. Одним из важных направлений является анализ исторических данных, одной из перспективных технологий – технология мультискважинной деконволюции. В статье описывается данная технология и опыт компании в ее применении на существующем месторождении.

  • 19
    SPE-193712-MS
    Дек, 2018
    • Компании: LLC Nafta College, Gazpromneft STC, Messoyahaneftegas, LLC Sofoil
    • Авторы: A. M. Aslanyan, I. Kovalenko, I. Ilyasov, D. N. Gulyaev, A. Buyanov, K. Musaleev
    • Аннотация:

      A waterflood study has been performed on a high viscosity saturated oil deposit with bottom water aquifer and complex geometry driven by regional tectonic stress and numerous shale breaks. The commercial production is on-going for the last 2 years with medium length (1,000 m) horizontal wells and start facing formation pressure decline.

      The foremost challenge was to check if injection pressure is transmitted through the oil pay without leaking into the bottom water aquifer. The next question was whether the full net pay is engaged in pressure support under water injection. The last question was to check on permeability anisotropy.

      The transmissibility between wells have been assessed with multi-well retrospective testing (MRT) of permanent downhole gauges (PDG) historical data records which are a part of standard ESP telemetry. The fluid mobility and hydrodynamic average thickness between water injector and oil producers have been estimated with cross-well pulse-code pressure pulsations (PCT) based on pre-designed rate variation sequence [1 – 8]. The pulse-code sequence was designed in full-field 3D dynamic model to ensure capturing response in two contrast scenarios: with pressure propagating via aquifer and via oil pay, which have a high degree (30:1) of fluid mobility contrast. The data processing and interpretation was performed in PolyGon™ software [18] using the pulse-code decomposition for PCT tests and multi-well deconvolution for MRT tests.

      The cross-well mobility in injector-producer pairs from PCT was indicating that pressure was fairly propagating via oil pay. The effective thickness of PCT-scanned area turned to be in-line with net oil column thickness from 3D geological model.

      The MRT-scanned area was showing much lower transmissibility than 3D geological model prediction which was interpreted as the most part of the oil pay in this area has intermittent connectivity due to severe shale breaks development. This gives strong indication on searching the way to commingle production from isolated reservoir elements in this area [8 – 14].

      The areal analysis of permeability in PCT-scanned and MRT-scanned areas has indication for 1:2 permeability anisotropy transversal to the regional stress direction which should be reconfirmed by a dedicated study.

  • 20
    SPE-187791-RU
    Окт, 2017
    • Компании: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина,, ООО «Поликод», ООО «Газпромнефть НТЦ»
    • Авторы: Д.М. Лазуткин, Д.Н. Гуляев, Н.А. Морозовский
    • Аннотация:

      В работе показано, что результаты интерпретации измерений стационарных контрольных датчиков на электроцентробежных погружных насосах (ЭЦН) совместно с данными об изменении исторического дебита скважин позволяют выполнять обоснование и сопровождение целевых геолого-технологических мероприятий (ГТМ) а также анализ эффективности выполненных ГТМ посредством оценки текущего скин-фактора скважин и пластового давления. В частности, выявлены скважины, в которых наблюдается ухудшение скин-фактора во времени. Для них подобрано оптимальное время выполнения повторных ГТМ для улучшения скин-фактора и повышения отборов из скважин.

      Отдельные результаты работы представляет экспресс-методика подбора оптимального времени перевода скважин в ППД для оптимизации добычи участка месторождения на основе данных телеметрии датчиков на ЭЦН. При этом прогнозы отборов были выполнены на базе экспресс-моделей (2D) в ПО «Topaze», что существенно увеличивает скорость выполнения работ по сравнению с полноценным 3D моделированием, причем точность прогнозов остается довольно высокой. 

      В работе представлено, что результаты исторического дебита скважин и телеметрии насосов являются хорошим информационным базисом для применения нового метода анализа межскважинного взаимодействия – мультискважинной деконволюции (МДКВ).

      Таким образом, без потери добычи на базе алгоритмов интерпретации ГДИС проведен комплексный анализ результатов падения производительности скважин и обоснованы рекомендации ГТМ, направленных на повышение добычи. 

  • 21
    SPE-187776-RU
    Окт, 2017
    • Компании: ООО «Сакура», ООО «Поликод»
    • Авторы: А. М. Асланян, А. К. Гильфанов, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский, М. Р. Тимербаев
    • Аннотация:

      При разработке карбонатных пластов с длительной историей, для достоверной локализации остаточных запасов и выявления перспективных для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) областей необходимо провести тщательный анализ не только выработки запасов и источников обводнения, но и определить области, принявшие значительные объемы длительно закачиваемой воды. При решении данной задачи дополнительные сложности возникают в случае разработки коллекторов со сложной структурой порового пространства и нагнетания при больших репрессиях и в объемах, существенно превышающих отбор жидкости.

      Для поиска и локализации остаточных извлекаемых запасов и выбора наиболее эффективных ГТМ использовался подход, предусматривающий анализ геологических данных, результатов работы скважин и результаты геофизического контроля разработки. При оценке взаимодействия скважин опробована новая технология анализа межскважинного взаимодействия на основе исторических данных - мультискважинная деконволюция (МДКВ).

  • 22
    SPE-187792-RU
    Окт, 2017
    • Компании: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, ООО «Софойл»
    • Авторы: Х. Мусалеев
    • Аннотация:

      Работа посвящена созданию комплексной методики определения фильтрационных свойств пластов в нагнетательных скважинах с нестабильной трещиной авто-ГРП по результатам промыслово-геофизических (ПГИ) и гидродинамических (ГДИС) исследований скважин.

      Как известно, нагнетательные скважины в процессе эксплуатации могут создавать неконтролируемые трещины, так называемые нестабильные трещины авто-ГРП. Их наличие связано с превышением давления закачки предела прочности пласта. Распространение данных трещин может происходить как по высоте, так и по длине, в зависимости от темпа нагнетания.

      Риск возникновения нестабильных трещин особенно велик при эксплуатации пластов низкой проницаемости. Их влияние на разработку приводит к негативным последствиям. Так, рост трещины по высоте может привести к подключению дополнительных толщин, тем самым существенно изменить распределение закачиваемой жидкости в пласты.

      Комплексный анализ ПГИ и ГДИС на разных режимах закачки позволяет не только диагностировать трещину и определить ее параметры, но и оценить дополнительные работающие толщины, подключаемые к закачке. Для решения этой задачи предлагается проводить циклические исследования при разной репрессии на пласт и в остановленной скважине. Предлагаемая методика интерпретации получаемых результатов основана на том, что при изменении репрессии меняется высота трещины, а значит и подключаемые к закачке работающие толщины. Совместный анализ результатов ГДИС и ПГИ в циклах позволяют диагностировать и количественно оценить эти изменения.

  • PCT
  • 1
    SPE-212156-RU
    Ноя, 2022
    • Компании: ПАО «Татнефть», ООО «Софойл», ООО «Поликод»
    • Авторы: Б. Ганиев, А. Луфуллин, И. Каримов, И. Мухлиев, В. М. Кричевский, Л. А. Зинуров, Р. А. Мингараев, Д. Н. Гуляев, Р. Р. Фарахова
    • Аннотация:

      В настоящее время многие месторождения, запущенные в добычу десятки лет назад, находятся на поздних стадиях разработки. Большинство добывающих скважин характеризуются высокой обводненностью, что само по себе удорожает процесс нефтедобычи. Однако причина высокой обводненности скважин может быть не связана ни с обводнением по пласту от нагнетательных скважин, ни с подтягиванием подошвенных вод. Зачастую причиной обводнения добывающих скважин являются заколонные и внутриколонные циркуляции, негерметичности эксплуатационной колонны (НЭК), негерметичность забоя и др, при этом запасы углеводородов вокруг подобных скважин остаются невыработанными. Благодаря проведению ремонтноизоляционных работ (РИР) на скважинах с подобными нарушениями можно снизить обводненность и вовлечь в разработку слабо дренируемые запасы. Настоящая работа направлена на выявление «проблемных» скважин с высокой обводненностью и потенциально невыработанными запасами для дальнейшего проведения ремонтно-изоляционных работ и в конечном счете – повышения рентабельности добычи.

  • 2
    УДК 550.8.053
    Окт, 2021
    • Компании: Казанский федеральный университет, ИПЭН АН РТ
    • Авторы: Ю. В. Волков , Р. А. Мингараев , М.Р. Фаткулин, Р.Р. Хазиев, Е.Е. Андреева, Л.А. Зинуров
    • Аннотация:

      В настоящей работе рассмотрен метод импульсно-кодового гидропрослушивания (ИКГ) на одной из площадей месторождения Волго-Уральской провинции с целью оценки локализованных запасов углеводородов (УВ) и целесообразности проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), таких как зарезка бокового ствола (ЗБС) для их выработки и увеличения конечной нефтеотдачи до значения, установленного проектным документом. В ходе проведения ИКГ были решены следующие задачи: оценены остаточные запасы УВ в исследуемом районе; рассчитаны прогнозные показатели жидкости, нефти после проведения ЗБС; оценено влияние возмущающей скважины Y1 на скважины окружения.

  • 3
    SPE-206493-RU
    Окт, 2021
    • Компании: ООО «Нафта Колледж», ООО «Софойл», ООО «Поликод»
    • Авторы: А. М. Асланян, Р. Р. Фарахова, Д. Н. Гуляев, Р. А. Мингараев, Р. И. Хафизов
    • Аннотация:

      Целью работы являлось проведение сравнительного анализа следующих технологий межскважинных исследований: импульсно-кодового гидропрослушивания (ИКГ) и закачки индикаторных жидкостей (трассерные исследования) в процессе разработки месторождений углеводородов со сложным геологическим строением. Построена серия синтетических моделей с рядом популярных геологических осложнений, в частности наличие разломов, вертикальной и латеральной неоднородности и выклинивания.

      Особое внимание уделено количественному сравнению полученных параметров резервуара по ИКГ и трассерным исследованиям с параметрами истинной модели. Таким образом определены преимущества и недостатки рассматриваемых методов в различных геологических условиях.

      Сущность технологии ИКГ заключается в создании возмущения поля давления в пласте путем серии значительных снижений или остановок закачки или добычи с последующим возобновлением закачки или добычи в возмущающих скважинах по заранее подготовленному плану ("коду") и мониторинге распространения данных возмущений в реагирующих скважинах. При использовании высокочувствительных кварцевых манометров появляется возможность сканировать большие межскважинные расстояния, либо сократить время полевых операций для типовых межскважинных интервалов.

      Трассерные (индикаторные) исследования основаны на закачке химических маркеров и регистрации этих маркеров в устьевых пробах окружающих скважин. Современные маркеры являются доступными по цене и могут быть зарегистрированы в очень низких концентрациях, тем самым позволяя сканировать большие межскважинные расстояния.

      Для синтетических моделей с вертикальной неоднородностью результаты ИКГ дают близкие значения интегральных параметров пласта (гидропроводность и пьезопроводность).

      Для синтетических моделей с латеральной неоднородностью результаты ИКГ дают достоверные оценки дренируемой толщины и проницаемости пласта.

      Трассерные исследования не позволяют оценить дренируемую толщину пласта.

      Популярные методы оценки проницаемости по трассерам показывают значительное расхождение с истинной проницаемостью резервуара для неоднородных резервуаров.

      Это свидетельствует о том, что наиболее надежное применение трассерных исследований — это качественная оценка связи скважин по пласту и количественная оценка проницаемости для вертикально-латерально однородных пластов.

      Решение более сложных задач требует применения ИКГ, проводимых с применением высокочувствительных манометров в соответствии с предварительно выполняемым дизайном исследований.

      Впервые приведено количественное сравнение результатов трассерных исследований и импульсно-кодового гидропрослушивания.

      Сопоставление выполнено на синтетических моделях месторождений, описывающих разные типы геологических осложнений, часто присутствующих при разработке месторождений. Наличие численных моделей позволяло выполнить объективную оценку методов, применяемых для исследования межскважинного пространства.

  • 4
    SPE-201918-RU
    Окт, 2020
    • Компании: ПАО «Татнефть», ООО «Софойл», ООО «Поликод», ООО «Нафта Колледж»
    • Авторы: Б. Ганиев, А. Лутфуллин, И. Каримов, И. Мухлиев, Д. Н. Гуляев, Р. Р. Фарахова, Л. А. Зинуров, Р. А. Мингараев, А. М. Асланян
    • Аннотация:

      Для высокой эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) при разработке залежей со сложной структурой порового пространства крайне важным является понимание того, как эксплуатационные скважины влияют друг на друга, что и являлось целью работы на одном из месторождений Татарстана с помощью специальных межскважинных исследований.

      Традиционно задача оценки связности коллектора решается с помощью интерпретации сейсмических исследований, анализа тектоники и седиментологии рассматриваемого региона, проведения трассерных исследований, гидропрослушивания и анализа добычи. Однако у всех приведенных методов существуют существенные недостатки: низкая чувствительность сейсмики к низкоамплитудным разломам, низкая детальность тектонического анализа, не представительность прихода трассеров при несоответствии латеральной анизотропии наиболее проницаемых прослоев и основной части пласта, огромные потери добычи при проведении гидропрослушиваний с остановкой реагирующих скважин и неоднозначность оценки интерференции по анализу добычи. В связи с этим авторами выбрана технология импульсно-кодового гидропрослушивания (ИКГ) (Kamal, M. M. 1983; Ahn, S. et al. 2010; Aslanyan, A. et al. 2015; Aslanyan, A. et al. 2016) для решения поставленной задачи без потерь добычи. На основе зарегистрированных в реагирующих скважинах времени прихода и амплитуды возмущения давления вследствие изменения режима работы скважины-генератора рассчитаны значения пьезопроводности и гидропроводности пласта. На основе полученных импульсов возмущения давления при проведении ИКГ оценены значения влияния месячной закачки на давление в реагирующих скважинах (Myakeshev, N. 2017). Полученное значение влияния нагнетания на добывающие скважины крайне низко, и косвенно говорит низкой эффективности системы ППД, связанной с наличием непродуктивной закачки (Zheng, S. 2010).

      На основе последовавших промыслово-геофизических исследований подтвердилась наличие существенной непроизводительной закачки, приводящее к низкой эффективности системы ППД на анализируемом участке. Запланирована программа расширенных исследований для подбора оптимального режима работы нагнетательных скважин для повышения эффективности системы ППД и увеличения добычи.

  • 5
    SPE-200542-MS
    Янв, 2020
    • Компании: Irkutsk Oil Company, LLC Nafta college, LLC Sofoil
    • Авторы: V. Kim, A. M. Aslanyan, D. N. Gulyaev, R. R. Farakhova
    • Аннотация:

      The waterflood performance depends on two major components: the sweep efficiency and displacement efficiency.

      The sweep efficiency depends on proper understanding of the vertical and lateral distribution of reservoir properties.

      One of the methods to check and calibrate this understanding is to perform pressure interference test (PIT) in few cross-well intervals.

      Unfortunately, a proper implementation of traditional step-response PIT with objective for quantitative interpretation requires shutting-down the wells, preferably the whole area around receiving well resulting in punishing production deferment.

      This was a bottle-neck for wide spread of quantitative PIT for many decades.

      This paper describes the experience with a specific implementation of PIT – Pressure Pulse Code Test (PCT) – which allows data acquisition under scheduled production.

      The trade-offs are usually acceptable: longer field operations, high resolution downhole gauges, more complex and longer data processing, advanced software tools and as result – a more expensive service, which anyway comes much cheaper than production deferment.

      The paper shows how PCT can be qualified using the synthetic field tests and real field tests and shows a typical application of PCT findings in one of the Eastern Siberian carbonate reservoirs.

  • 6
    SPE-196338-MS
    Окт, 2019
    • Компании: LLC Nafta college, PJSC Tatneft, LLC Sofoil, LLC Polykod
    • Авторы: A. M. Аslanyan, B. G. Ganiyev, А. А. Lutfullin, L. Sagidullin, I. Karimov, I. Mukhliev, R. R. Farakhova, L. Gainutdinova, L. A. Zinurov
    • Аннотация:

      The paper is sharing experience on using the cross-well pressure pulse-code testing (PCT) to locate the remaining reserves for the waterflood infill drilling.

      R Field is a very mature giant field in Volgo-Ural region of Russia and has been under production for more than 70 years.

      One of the key challenges at this stage is to locate the remaining reserves which have been migrating over the field following the waterflood patterns with a lot of areal and vertical flow profile complications.

  • 7
    SPE-193712-MS
    Дек, 2018
    • Компании: LLC Nafta college, Gazpromneft STC, Messoyahaneftegas, LLC Sofoil
    • Авторы: A. M. Аslanyan, I. Kovalenko, I. Ilyasov, D. N. Gulyaev, A. Buyanov, K. Musaleev
    • Аннотация:

      A waterflood study has been performed on a high viscosity saturated oil deposit with bottom water aquifer and complex geometry driven by regional tectonic stress and numerous shale breaks. The commercial production is on-going for the last 2 years with medium length (1,000 m) horizontal wells and start facing formation pressure decline.

      The foremost challenge was to check if injection pressure is transmitted through the oil pay without leaking into the bottom water aquifer. The next question was whether the full net pay is engaged in pressure support under water injection. The last question was to check on permeability anisotropy.

      The transmissibility between wells have been assessed with multi-well retrospective testing (MRT) of permanent downhole gauges (PDG) historical data records which are a part of standard ESP telemetry. The fluid mobility and hydrodynamic average thickness between water injector and oil producers have been estimated with cross-well pulse-code pressure pulsations (PCT) based on pre-designed rate variation sequence [1 – 8]. The pulse-code sequence was designed in full-field 3D dynamic model to ensure capturing response in two contrast scenarios: with pressure propagating via aquifer and via oil pay, which have a high degree (30:1) of fluid mobility contrast. The data processing and interpretation was performed in PolyGon™ software [18] using the pulse-code decomposition for PCT tests and multi-well deconvolution for MRT tests.

      The cross-well mobility in injector-producer pairs from PCT was indicating that pressure was fairly propagating via oil pay. The effective thickness of PCT-scanned area turned to be in-line with net oil column thickness from 3D geological model.

      The MRT-scanned area was showing much lower transmissibility than 3D geological model prediction which was interpreted as the most part of the oil pay in this area has intermittent connectivity due to severe shale breaks development. This gives strong indication on searching the way to commingle production from isolated reservoir elements in this area [8 – 14].

      The areal analysis of permeability in PCT-scanned and MRT-scanned areas has indication for 1:2 permeability anisotropy transversal to the regional stress direction which should be reconfirmed by a dedicated study.

  • 8
    OTC-28601-MS
    Март, 2018
    • Компании: Petronas, TGT Oilfield Services, LLC Nafta College, LLC Sofoil
    • Авторы: A. Sabzabadi, R. Masoudi, D. Arsanti, I. Y. Aslanyan, M. Y. Garnyshev, R. Minakhmetova, R. Karantharath, A. M. Aslanyan, R. R. Farakhova, D. N. Gulyaev
    • Аннотация:

      The paper describes a practical case of using multi-well pressure Pulse-Code Testing (PCT) for assessment of inter-well connectivity and potential reserves for placement of new wells in off-shore environment. The study was based around two PCT cells (one calibration and one scanning) which were surveyed on the same platform within one month.

      The calibration PCT cell was set around injectors in peripheral area to eliminate the uncertainty in reservoir saturation, and provided estimation of macroscopic reservoir permeability (ka) and macroscopic rock compressibility (cr) in cross-well intervals. The reservoir permeability was found to be in good correlation with core-calibrated log prediction, while rock compressibility turned out to be twice higher than expected. Additionally, the calibration PCT cell picked the seismic fault as being impermeable and provided accurate values of its proximity to the pulsing well and its extension in the north direction. The sealing nature of this fault explains poor aquifer support in the southwest of the field. The acquired information helped to improve matching of formation pressure in the dynamic model.

      The scanning PCT cells identified the baffle in the southern part of the field, which was later interpreted as the bank failure of the meandering river flow. The study concluded that injection in river bedding is detrimental to uniform water flood pattern and should be avoided. The vertical sweep efficiency from PCT study was varying in different directions and helped to calibrate facies distribution and shale breaks. Some wells showed anomalous PCT behavior and were suspected of water production from thief zones, which was later picked by advanced production logging, based on spectral noise logs and temperature modelling.

      The fine-grid 3D model was calibrated both on static and dynamic data including the newly acquired framework of PCT and advanced production logging. The analysis of the new model has located the areas of low mobility oil due to poor communication between injectors and producers in these areas. These areas were recommended for infill drilling as well as for rearranging the water injection pattern to improve the sweep and pressure support pattern. The production and water cut of the newly drilled horizontal well showed a good match with the calibrated model prediction.

  • 9
    SPE-189258-MS
    Ноя, 2017
    • Компании: KazahOil Actobe, Sakura LLC, Sofoil LLC, Polykod LLC
    • Авторы: N. Myakeshev, A. M. Aslanyan, R. R. Farakhova, L. Gainutdinova
    • Аннотация:

      The key parameters in water flood planning are permeability and formation thickness which define both water front propagation and pressure support.

      The fluid flow in low permeability carbonate reservoirs is often happening through micro-fractures which are difficult to capture with cores and when captured are not abundant in statistics and usually not representative for porosity correlation. This leads to difficulties in modelling, forecasting and specifically water-flood planning.

      Pressure interference testing is well known approach to capture cross-well permeability and thickness in-situ. But usual well testing procedures require shutting down receiving wells which is punishing for production targets. This well known problem may be addressed with high resolution quartz gauges and pulse-code decomposition mathematics which allow receiving wells to produce normally while recording the pressure data and then decipher the response from a generating well.

  • 10
    SPE-187927-RU
    Окт, 2017
    • Компании: ПАО «Татнефть», ООО «Сакура», ООО «ТГТ Сервис», ООО «Софойл»
    • Авторы: В. Таипова, Р. Рафиков, А. Асланян, И. Асланян, Р. Минахметова, А. Трусов, В. Кричевский, Р. Фарахова,
    • Аннотация:

      Данная статья демонстрирует опыт применения технологии мультискважинного импульснокодового гидропрослушивания (ИКГ) для верификации запасов в окрестности вновь пробуренной горизонтальной скважины; также приводится введение в технологию ИКГ, описываются ее преимущества над традиционными ГДИ (как односкважинными, так и классическими мультискважинными гидропрослушиваниями).

      Приведенный в статье пример показывает конкретную реализацию ИКГ, называемую “кросс - сканирующая”, при которой возмущение давления в нагнетательной скважине распространяется по площади с механизированными добывающими скважинами и регистрируется удаленными нагнетательными скважинами следующего ряда, таким образом получив информацию о большом участке пласта без вмешательства в добычу. При последующих работах по гидроразрывам пласта (ГРП) на исследуемой сважине прогнозы, данные по результатам исследований, полностью подтвердились, что указывает на достоверность полученной в процессе ИКГ информации о запасах.

      В статье затронуты три относительно новые технологии:

      • импульсно-кодовая декомпозиция для минимизации потерь добычи,
      • автоматизированная мультискважинная адаптация для улучшения точности оценки параметров межскважинных интервалов,
      • кросс-сканирование во избежание КРС и СПО в механизированных скважинах.
  • 11
    SPE-181555-MS
    Сен, 2016
    • Компании: TGT Oilfield Services, Sofoil LLC
    • Авторы: A. M. Aslanyan, I. Y. Aslanyan, R. R. Farakhova
    • Аннотация:

      The paper describes advanced inter-well pressure interference testing used for 3D model calibration accounting for formation layering and rock compressibility in a mature Siberian waterflood field.

      The new interference test is based on pulse-code testing (PCT) and can scan inter-well zones without a longterm production shutdown, normally required for conventional pressure interference testing (PIT).

      There are numerous applications of this technique but this paper shows only two of them:

      • Calibration of a geological model with respect to shale breaks by determining effective formation thickness by PCT and then its correlation with a production flow profile determined by Spectral Noise Logging and temperature modelling

      • Determination of rock compressibility distribution throughout a 3D simulation grid by estimating formation compressibility from PCT and correlating it with formation porosity from open-hole logs

      The importance of compressibility calibration cannot be overestimated because it defines the formation pressure response to the non-compensated or over-compensated withdrawals across the field and different pay zones.

      Conventional PIT can assess formation transmissibility and hydraulic diffusivity between wells. These two properties can be further converted to some basic 3D model inputs, for example effective formation thickness and compressibility, if permeability, SCAL, PVT and formation saturation are known. The main limitation of the conventional PIT is that it requires a receiving well to be shut-in to avoid contamination from production and that the pressure signal should not be contaminated by interference with other wells except the selected pulsing one. This limitation makes conventional PIT impractical for quantitative reservoir characterisation.

      PCT generates coded flow-rate pulses in one well and provides a mathematical technique to decode a pressure signal in receiving wells into components from each pulsing well. This allows running PCT in multiple working wells with pre-set rate variation without shutting down production and assessing several inter-well intervals in parallel. A one-month PCT described in this paper resulted in 5% production loss, while conventional PIT would need three months with 60% production loss and a high risk of failure due to pressure contamination from remote processes.

  • 12
    SPE-175550-MS
    Сен, 2015
    • Компании: TGT Oilfield Services, Sofoil LLC
    • Авторы: A. M. Aslanyan, I. Y. Aslanyan, R. R. Farakhova
    • Аннотация:

      One of the common applications of Pressure Transient Analysis and Pressure Pulse Testing is the evaluation of formation permeability that is referred to as dynamic permeability and is then used to calibrate permeability distribution from a geological model before running full-field flow simulations.

      In practice, though, the correlation between permeability from pressure tests and that predicted from open-hole logs is often poor and does not provide consistent calibration because of many factors including poor core data, poor porosity-permeability, complex pressure transient responses and others. In many cases, inaccurate dynamic permeability values are due to misinterpretation of flowing thickness.

      In this paper, we demonstrate how Spectral Noise Logging can pick the boundaries of actual flow units and enable the accurate determination of effective thickness to substantially improve the correlation between dynamic and open-hole permeabilities.

  • DOM
  • 1
    Сен, 2022
    • Компании: ООО «Газпромнефть НТЦ», ООО «Нафта Колледж», ООО «Софойл», Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
    • Авторы: Д. Н. Гуляев, И. А. Жданов, А. А. Ридель, Е. С. Пахомов, М. В. Колесников, А. М. Асланян, Р. Р. Фарахова, В. М. Кричевский, Р. В. Гусс
    • Аннотация:

      Изучаемым объектом является нефтегазовое месторождение в Западной Сибири, основной продуктивный пласт представлен тремя пачками, существенно различающимися по своим свойствам. При сравнительно близких значениях пористости пород по всему разрезу существенно более проницаемые части пласта находятся в верхней его части, а средняя и нижняя пачки, выделенные в рамках дополнительных петрофизических исследований, характеризуются крайне низкими значениями проницаемости.

      На анализируемом месторождении разрабатываемая залежь полностью разбурена как вертикальными, так и горизонтальными скважинами. В подавляющем большинстве скважин выполнен гидроразрыв, организована длительно функционирующая система поддержания пластового давления. Разработка ведется более тридцати лет, и месторождение находится на стадии падающей добычи.

      Цель. Повышение добычи на зрелом месторождении.

      Материалы и методы. Первичный анализ разработки, калибровка петрофизической модели, анализ межскважинной интерференции, гидродинамическое моделирование разработки, многовариантное прогнозирование разработки.

      Результаты. Выработана и применена на практике технология комплексного анализа разработки месторождения, адресных полевых исследований, калибровка ГДМ и мультисценарного планирования разработки для повышения добычи на зрелом месторождении. Эффективность проекта будет оценена по результатам ГТМ, выполнение которых запланировано в текущем году.

  • 2
    SPE-206494-MS
    Окт, 2021
    • Компании: ООО «Сакура», ООО «Газпромнефть НТЦ», АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», ООО «Софойл»
    • Авторы: А. М. Асланян, А. Ю. Попов, И. А. Жданов, Е. С. Пахомов, Н. П. Ибряев, М. А, Кузнецов, В. М. Кричевский, М. Ю. Гарнышев, Р. В. Гусс
    • Аннотация:

      В данной статье представлены результаты проекта локализации остаточных извлекаемых запасов, оценки их состояния и плана их доразработки одного из блоков (60 скважин) крупного нефтяного месторождения Западной Сибири (> 1,000 скважин) находящегося на поздней стадии разработки после 30 лет эксплуатации.

      Низкая проницаемость, неоднородная структура запасов по разрезу, многочисленные ГРП на добывающем фонде и многочисленные авто-ГРП с незакрепленными трещинами на нагнетательном фонде, вкупе с многочисленными заколонными перетоками практически по всему фонду привели к сильной неоднородности выработки запасов как по площади так и по разрезу, что в свою очередь привело к отставанию темпов выработки запасов от проектных и сильно осложнили оценку текущего состояния запасов и дальнейшего планирования доразработки.

      Классические методы анализа разработки и исследований скважин (ГДИС и ПГИС) не позволяют сделать однозначный вывод о текущем состоянии запасов. Это потребовало привлечения более глубоких и сложных методов анализа запасов и проектирования доразработки.

      Рабочий процесс управления разработкой (Development Opportunities Management) включает в себя набор взаимосвязанных мероприятий по анализу истории разработки, гидродинамическим и промыслово-геофизическим исследованиям скважин, моделированию разработки и проектированию доразработки на основе цифрового двойника месторождения. (Ganiev, B., 2021)

      Результатом реализации рабочего процесса Управления Разработкой стало построение цифрового двойника месторождения, который включает в себя экономику актива, трехмерной модели месторождения, откалиброванной на прямые данные о параметрах межскважинного пространства и профилей продуктивности и пластового давления по разрезу, полученных при полевых исследованиях, а также типовые осложнения эксплуатационных характеристик скважин (такие как авто-ГРП и ЗКЦ). Бурение транзитных скважин подтвердили оценки структуры запасов, выявленных в рамках данного проекта.

      Построенный цифровой двойник был использован для интерактивного мультисценарного проектирования разработки и выработке оптимального инвестиционного сценария на основе мультивариантных расчетов с применением цифровых помощников.

      Помимо этого, благодаря простоте пользовательского интерфейса и клиент-серверной конструкции цифровой двойник позволил оперативно протестировать различные пакеты мероприятий, в том числе бурение, ремонт скважин, перевод под нагнетание, вовлекая в этот процесс широкий круг специалистов, в том числе не обладающих практическими навыками гидродинамического моделирования.
      Все мероприятия, проводимые в рамках цифрового двойника, автоматически формируют полный пакет инвестиционных метрик для оценки экономической эффективности каждого пакета и выбора наиболее подходящего решения для дальнейшей реализации на месторождении.

      По итогам выполненного рабочего процесса был выбран перспективный блок скважин и сформирован план доразработки, основанный на адресном бурении ЗБГС, выводе некоторых скважин ППД из бездействия и тонкая настройка режимов всех скважин ППД.

      Результаты реализации мероприятий по доразработке представляют собой предмет отдельной публикации.

  • 3
    SPE-205172-MS
    Окт, 2021
    • Компании: PJSC Tatneft, LLC Nafta college, LLC Sofoil
    • Авторы: I. Z. Farhutdinov, B. G. Ganiyev, А. А. Lutfullin, A. M. Аslanyan, D. N. Gulyaev, R. R. Farakhova, L. A. Zinurov, A. N. Nikonorova
    • Аннотация:

      The residual reserves localization and geology specification for oil recovery increase by production enhancement operations play main role for brown fields with production decline. The set of solutions includes targeted recommendations for additional well surveys followed by workovers in production and injection wells, whole wellbore or selective stimulation, hydraulic fracturing and side tracking. As a result, previously poorly drained areas are involved in production, which increases the current rates and the final oil recovery.

      The integrated technology of residual reserves localization and production increase includes:

      1. Primary analysis of the production history for blocks ranking by production increase potential.
      2. Bottom-hole pressures and production history advanced analysis my multi-well deconvolution for pressure maintenance system optimization and production enhancement.
      3. Advanced production logging for flow profile and rate layer-by-layer allocation
      4. Conducting pulse-code interference testing for average saturation estimation
      5. 3D reservoir dynamic model calibration on tests findings
      6. Multi-scenario development planning for the biggest NPV scenario regarding surface infrastructure

      The presented integrated technology consists of several stages. The results of the first stage allow for a toplevel assessment of the current development opportunities of the area, evaluate current residual reserves (estimate displacement factor, assess conformance factor), as well as the available production increase potential for various blocks of the studied field.

      Results of the second stage carried out on the block with the maximum potential allow identifying problems and offer solutions and the necessary set of studies for localization of current reserves. For the purpose an advanced logging and testing operations are used, which includes both single-well and multi-well studies.

      Pulse-code interference tests, multi-well retrospective tests and reservoir-oriented production logging make it possible to scan the reservoir laterally and vertically, which is especially important for multi-layer fields.

      The reservoir parameters from the test results are used to calibrate dynamic reservoir model. The effects of production enhancement operations are calculated on 3D model. The set of possible activities is evaluated in terms of their financial efficiency based on the economic model of the operator company by multiscenario approach.

      The uniqueness and novelty of this approach consist of integrated usage of advanced production logging and well-testing technologies, as well as further calibration of the dynamic reservoir model on test results.

      Paper presents how to apply the test results for the reservoir model calibration and increase forecast reliability by reducing the model ambiguity, how brown field profit increase.

  • 4
    УДК 550.812
    Сен, 2020
    • Компании: ООО «Газпромнефть НТЦ», Санкт-Петербургский горный университет, ООО «Нафта Коллледж», ООО «Софойл», Российский государственный университет нефти и газа НИУ имени И.М. Губкина, 6 ООО «Поликод»
    • Авторы: И. А. Жданов, Е. С. Пахомов, А. М. Асланян, Р. Р. Фарахова, Д. Н. Гуляев, Л. И. Гайнутдинова, М. И. Гарнышев, Р. В. Гусс
    • Аннотация:

      В представленной работе показан пример комплексного анализа исторических данных и дополнительных исследований месторождения, находящегося на поздней стадии разработки. По результатам анализа повышается достоверность геолого-гидродинамического моделирования (ГГДМ), уточняется текущее состояние выработки запасов и выявляются зоны, наиболее перспективные для проведения геологотехнических мероприятий (ГТМ), направленных на увеличение как текущих отборов, так и конечной выработки. При этом комплексный анализ имеющихся данных включает такие инструменты, как первичный анализ истории работы (Прайм) для верхнеуровневой локализации запасов, мультискважинное ретроспективное тестирование (МРТ) и импульсно-кодовое гидропрослушивание (ИКГ) для уточнения геологического строения, охвата пласта выработкой и уточнения текущего насыщения, геологогидродинамическое моделирование с выделением петрофаций и обязательной адаптацией модели к результатам промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин, МРТ, ИКГ и базовых гидродина ических исследований скважин (ГДИС), мультисценарное планирование разработки для предложения наиболее экономически оправданных ГТМ и сопровождение их выполнения. Мультисценарное планирование основывается на использовании несколькими командами инженеровнефтяников web приложения PolyPlan, позволяющего оперативно конвертировать предложения команд проведения различных мероприятий (таких как бурение, ремонт скважин, перевод под нагнетание, проведение ПГИ и т.д.) в расчеты на гидродинамической модели и возвращать отчетные формы, включающие не только отклик пласта на проводимые мероприятия, но и экономические параметры, на основе которых можно легко выбрать наиболее эффективные ГТМ. Проведен Прайм анализ, выполнены промысловые исследования и закончен этап построения модели и ее калибровки к результатам исследований.

  • PRIME
  • 1
    SPE-219008-MS
    Март, 2024
    • Компании: LLC Nafta college, LLC Sofoil, LLC Polykod, MaxPro
    • Авторы: A. M. Аslanyan, I. Y. Aslanyan, D. N. Gulyaev, M. Y. Garnyshev, R. Karantharath
    • Аннотация:

      The petroleum industry maintains a keen interest in asset assessment tools. This paper presents a practical case study involving high-level geological and dynamic data analysis to evaluate petroleum asset potential for further investment aimed at optimizing secondary recovery. The economic model, grounded in the balanced waterflood flow approach, determines the optimal injection volumes and the associated number of oil-producing and water-injecting wells.

      Analyzing production data is complex, relying on numerous diagnostic metrics such as reserve properties analysis, reservoir energy diagnostics and watercut/GOR diagnostics, productivity measures, and economic factors. This analysis facilitates rapid modeling of future performance and forecasts economic outcomes in response to redevelopment investments.

      Automation has revolutionized modern production analysis, enabling the generation of comprehensive diagnostic metrics with a simple "mouse click"—a process that typically spans months. Newly developed diagnostic metrics improve upon traditional production/injection performance analysis, especially those based on automatically generated numerical 3D micro-models that simulate expected rock/fluid properties.

      Well interference is assessed through mathematical algorithms for multiwell deconvolution, utilizing extensive bottomhole pressure and surface rate data. This deconvolution, either fully or semi-automated, searches for initial pressure and unit-rate transient responses in tested and adjacent wells, aligning them with actual pressure records and aggregate flow rates.

      Further advancements include the automated analysis of these diagnostic metrics, supported by AI-based digital tools that offer economic insights for enhancing production.

      The case study in Western Siberia identifies deposits and wells where not all proven recoverable reserves are being tapped. It advocates for side-tracking from current wells and implementing multi-stage fracking to activate these reserves and sustain pressure. The economic model generated by this study proposes investment scenarios with a profitability index (PI) of 1.4, an attractive prospect considering the reserves’ current maturity.

      The application of deconvolution in cross-well pressure interference analysis has fine-tuned production and water injection targets, yielding a 6% uplift in field oil production without the need for well interventions.

      This paper presents a couple of examples of waterflooding efficiency assessment and a ranked list of investment opportunities to unlock field potential. Integrating open-hole data with meticulous well-by-well production analysis, we pinpoint prospective drilling sites. Advanced production analysis notably accelerates the analysis process, thereby diminishing the risk of overlooking enhancement opportunities.

  • 2
    IPTC-23218-MS
    Фев, 2024
    • Компании: Petrogas Rima, LLC Nafta college, LLC Sofoil, LLC Polykod
    • Авторы: N. Al Harty, E. Rassuli, H. Al Lawati, A. M. Аslanyan, D. N. Gulyaev, A. N. Nikonorova
    • Аннотация:

      The paper presents a study of a heavy oil mature field in Oman with aggressive water cut growth and slightly exceeding the ultimate recovery as per the initial Master Development Plan expectations. The reserves have been naturally depleted for more than a decade before trying out the waterflood a few years back. The first results of the waterflood were not consistent due to high cross-well interference from one side and possible compartmentalization from another.

      The key objective of the current study was to assess the on-going waterflood efficiency, cross-well interference, possible production complications and assess possibility of improving further recovery. The key instrument of the cross-well interference analysis was based on multiwell deconvolution of the permanent downhole pressure gauges in response to the historical flow rate variations in offset wells. The water cut diagnostics was based on the large number of well-by-well metrics including recovery micro-modelling baselines, multiphase IPR analysis and multiphase productivity analysis. The mobile reserves’ potential was assessed through material balance, fractional flow analysis and decline curve analysis. Both watercut diagnostics and reserves evaluation have been facilitated by a digital assistant with a fully automated generator of numerous diagnostic metrics which otherwise would take an unrealistically long time to perform such a study.

      The study has come to the conclusion that all wells are fairly connected but confirmed the deterioration of connectivity between a few wells. The water injectors have confirmed a fair connectivity with all surrounding producers while the aquifer was found to be much weaker than the effect from water injection in these wells. The study suggests that this field still contains commercial volumes of hydrocarbon reserves which can be economically recovered, preferably via horizontal side-tracks from existing wells. It has been recommended to repressurize two main reservoir units independently. The study has spotted a few suspects of thief water production and recommended reservoir-orientated production logging to locate the water source, which was most probably occurring behind the casing. These wells have been recommended as primary candidates for side-tracking.

      The current study was extensively using a combination of bottomhole pressure deconvolution and advanced watercut diagnostics for heavy oil production to provide a holistic analysis of the remaining reserves. The study also provides the comparison of the results of pressure forecast between multiwell deconvolution technique (MDCV), artificial neural network (ANN) and capacitance-resistivity model (CRM).

  • 3
    Июнь, 2022
    • Компании: ООО «Газпромнефть НТЦ», ООО «Нафта Колледж», ООО «Софойл», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, Научно-образовательный центр «Газпромнефть-Политех»
    • Авторы: А. Ю. Попов, И. А. Жданов, Е. С. Пахомов, А. М. Асланян, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский, Р. Р. Фарахова, М. Ю. Гарнышев, Р. В. Гусс, И. В. Старостин, М. А. Кузнецов, Н. П. Ибряев, Л. И. Гайнутдинова
    • Аннотация:

      Изучаемым объектом является нефтегазовое месторождение в Западной Сибири, основной продуктивный пласт представлен тремя пачками, существенно различающимися по своим свойствам. При сравнительно близких значениях пористости пород по всему разрезу существенно более проницаемые части пласта находятся в верхней его части, а средняя и нижняя пачки, выделенные в рамках дополнительных петрофизических исследований, характеризуются крайне низкими значениями проницаемости.

      На анализируемом месторождении разрабатываемая залежь полностью разбурена как вертикальными, так и горизонтальными скважинами. В подавляющем большинстве скважин выполнен гидроразрыв, организована длительно функционирующая система поддержания пластового давления. Разработка ведется более тридцати лет и месторождение находится на стадии падающей добычи. 

      Цель. Целью проведенных работ являлось повышение добычи за счет проведения эффективных геологотехнических мероприятий (ГТМ), как дорогостоящих — уплотняющее бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов, так и сравнительно недорогих — вывод из бездействия, стимуляции и ремонтные работы.

      Материалы и методы. Для подготовки рекомендаций по проведению эффективных ГТМ необходимо было выполнить полный анализ истории разработки, на основе которого выявить наиболее перспективные районы для проведения дополнительных односкважинных и межскважинных исследований. Кроме того, провести адаптацию геолого-гидродинамической модели по результатам межскважинных и промысловогеофизических исследований, что позволяет составить план геолого-технических мероприятий, локализовать остаточные запасы и заложить в проект разработки бурение боковых стволов, направленных на добычу углеводородов из зон остаточных запасов, и поднять добычу на зрелом месторождении.

      Результаты. Результатом проведенных работ стал мультисценарный проект разработки зрелого месторождения на базе первичного анализа исторических данных месторождения, анализа межскважинных исследований (ИКГ — импульсно-кодовое гидропрослушивание, МРТ — мультискважинное ретроспективное тестирование), а также калибровки действующей гидродинамической модели на полученные сведения о межскважинном пространстве.

      Выводы. Мультисценарный проект разработки данного месторождения позволил выбрать экономически оптимальную стратегию дальнейших шагов по исследованиям и мероприятиям, направленных на повышения нефтедобычи.

  • 4
    Июнь, 2022
    • Компании: ООО «Нафта Колледж», ООО «Софойл»
    • Авторы: А. М. Асланян, М. Ю. Гарнышев, Р. В. Гусс
    • Аннотация:

      Цель. Эффективная добыча углеводородов из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки с каждым годом становится все актуальнее в связи с истощением имеющихся месторождений и уменьшающимся количеством открываемых новых месторождений. Эта задача не может быть решена без организации эффективной системы поддержания пластового давления и анализа выработки запасов. В статье приведены результаты применения продвинутой технологии анализа большого массива имеющихся у недропользователя данных для решения этой задачи.

      Материалы и методы. Традиционно для решения задачи повышения эффективности системы поддержания пластового давления и увеличения выработки запасов используются сложные методы исследований, включающие значительные затраты на полевые операции, такие как промыслово-геофизические исследования, многоцикловые гидродинамические исследования скважин, межскважинные трассерные исследования, межскважинные гидропрослушивания и др. При этом нестандартный анализ имеющихся промысловых данных обладает высоким потенциалом применения и позволяет получить полезные выводы.

      В статье показано, что во многих случаях простая корреляция обводненности с дебитом скважины может с высокой вероятностью подсказать, содержит ли добываемая вода непродуктивную компоненту, связанную с наличием заколонных перетоков из водоносных пластов или с поступлением воды из таких пластов в скважину через образовавшуюся негерметичность эксплуатационной колонны.

      Заключение. По результатам представленного анализа динамики обводненности скважин выявляются эксплуатационные скважины с нарушениями в работе и непродуктивной добычей воды. Для данных скважин становится возможной корректировка режима работы в случае обводнения по динамически открывающимся и закрывающимся трещинам в коллекторах с нестандартными геомеханическими свойствами. Кроме того, по результатам анализа принимаются взвешенные решения о проведении адресных промыслово-геофизических и гидродинамических исследованиях скважин. Помимо этого, в ряде случаев становится возможным сразу принимать решения о планировании ремонтно-изоляционных работ на скважинах, что повышает экономическую эффективность разработки месторождений, продлевает время жизни месторождений и повышает полноту выработки запасов углеводородов.

  • 5
    SPE-204641-MS
    Дек, 2021
    • Компании: LLC Nafta college, Gazpromneft STC, LLC Sofoil, LLC Polykod
    • Авторы: A. M. Аslanyan, A. Margarit, A. Y. Popov, I. A. Zhdanov, E.S. Pakhomov, M. Y. Garnyshev, D. N. Gulyaev, R. R. Farakhova
    • Аннотация:

      The paper shares a practical case of production analysis of mature field in Western Siberia with a large stock of wells (> 1,000) and ongoing waterflood project.

      The main production complications of this field are the thief water production, thief water injection and non-uniform vertical sweep profile.

      The objective of the study was to analyse the 30-year history of development using conventional production and surveillance data, identify the suspects of thief water production and thief water injection and check the uniformity of the vertical flow profile.

      Performing such an analysis on well-by-well basis is a big challenge and requires a systematic approach and substantial automation.

      The majority of conventional diagnostic metrics fail to identify the origin of production complications. The choice was made in favour of production analysis workflow based on PRIME metrics, which automatically generates numerous conventional production performance metrics (including the reallocated production maps and cross-sections) and additionally generates advanced metrics based on automated 3D micro-modelling.

      This allowed to zoom on the wells with potential complications and understand their production/recovery potential.

      The PRIME analysis has also helped to identify the wells and areas which potentially may hold recoverable reserves and may benefit from additional well and cross-well surveillance.

  • 6
    SPE-206513-RU
    Окт, 2021
    • Компании: ООО «Нафта Колледж», ПАО «Татнефть», ООО «Софойл», ООО «Поликод»
    • Авторы: А. М. Асланян, Б. Г. Ганиев, А. А. Лутфуллин, И. З. Фархутдинов, М. Ю. Гарнышев, Р. Р. Фарахова, А. Н. Мустафина
    • Аннотация:

      В статье представлен практический случай анализа добычи на одном из зрелых нефтяных месторождений Волго-Уральского нефтяного бассейна с большим фондом скважин, разрабатываемого по схеме внутриконтурного заводнения. Анализ такой обширной истории является большим вызовом и требует системного подхода.

      Основными осложнениями этого месторождения, как и большинства на поздних стадиях разработки, является неравномерная выработка целевых объектов, осложненная нецелевой закачкой и добычей воды. Основным вызовом является выявление таких проблемных зон для дальнейшего увеличения нефтеизвлечения путем проведения адресных ГТМ.

      В условиях данного объекта разработки традиционные одиночные методы анализа добычи (динамика добычи нефти, динамика обводненности, динамика пластового и забойного давлений, динамика продуктивности, классические исследования КВД и ПГИ) в подавляющем большинстве случаев не дают однозначной диагностики производительности скважины и оценки состояния дренируемых ее запасов. Для эффективного анализа разработки такого объекта необходимо привлекать новые диагностические средства и эффективные методы комплексирования имеющихся данных разработки.

      В данной работе в качестве такого решения был использован Прайм-анализ (PRIME), который представляет собой комплексный аналитический подход на основе набора традиционных и нетрадиционных диагностических метрик. Особую эффективность показывают те PRIME метрики, которые основаны на результатах 3D гидросимуляций, автоматически собранных по данным РИГИС. Также продемонстрировано, что PRIME дает первичное представление о характеристиках скважины, пласта и состояния дренируемых запасов, чтобы определить кандидатов для уплотняющего бурения, ППД, ремонтных работ, изменений режимов работы скважин или для проведения дополнительных исследований.

      В данной статье описан рабочий процесс PRIME начиная с верхнеуровневого анализа промысловых данных, выбора перспективного участка и заканчивая формированием итогового списка с диагностиками скважин, обоснованиями и рекомендациями.

  • MSDP
  • 1
    Июнь, 2022
    • Компании: ООО «Газпромнефть НТЦ», ООО «Нафта Колледж», ООО «Софойл», ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, Научно-образовательный центр «Газпромнефть-Политех»
    • Авторы: А. Ю. Попов, И. А. Жданов, Е. С. Пахомов, А. М. Асланян, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский, Р. Р. Фарахова, М. Ю. Гарнышев, Р. В. Гусс, И. В. Старостин, М. А. Кузнецов, Н. П. Ибряев, Л. И. Гайнутдинова
    • Аннотация:

      Изучаемым объектом является нефтегазовое месторождение в Западной Сибири, основной продуктивный пласт представлен тремя пачками, существенно различающимися по своим свойствам. При сравнительно близких значениях пористости пород по всему разрезу существенно более проницаемые части пласта находятся в верхней его части, а средняя и нижняя пачки, выделенные в рамках дополнительных петрофизических исследований, характеризуются крайне низкими значениями проницаемости.

      На анализируемом месторождении разрабатываемая залежь полностью разбурена как вертикальными, так и горизонтальными скважинами. В подавляющем большинстве скважин выполнен гидроразрыв, организована длительно функционирующая система поддержания пластового давления. Разработка ведется более тридцати лет и месторождение находится на стадии падающей добычи. 

      Цель. Целью проведенных работ являлось повышение добычи за счет проведения эффективных геологотехнических мероприятий (ГТМ), как дорогостоящих — уплотняющее бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов, так и сравнительно недорогих — вывод из бездействия, стимуляции и ремонтные работы.

      Материалы и методы. Для подготовки рекомендаций по проведению эффективных ГТМ необходимо было выполнить полный анализ истории разработки, на основе которого выявить наиболее перспективные районы для проведения дополнительных односкважинных и межскважинных исследований. Кроме того, провести адаптацию геолого-гидродинамической модели по результатам межскважинных и промысловогеофизических исследований, что позволяет составить план геолого-технических мероприятий, локализовать остаточные запасы и заложить в проект разработки бурение боковых стволов, направленных на добычу углеводородов из зон остаточных запасов, и поднять добычу на зрелом месторождении.

      Результаты. Результатом проведенных работ стал мультисценарный проект разработки зрелого месторождения на базе первичного анализа исторических данных месторождения, анализа межскважинных исследований (ИКГ — импульсно-кодовое гидропрослушивание, МРТ — мультискважинное ретроспективное тестирование), а также калибровки действующей гидродинамической модели на полученные сведения о межскважинном пространстве.

      Выводы. Мультисценарный проект разработки данного месторождения позволил выбрать экономически оптимальную стратегию дальнейших шагов по исследованиям и мероприятиям, направленных на повышения нефтедобычи.

  • 2
    SPE-208970-MS
    Март, 2022
    • Компании: LLC Nafta college, Gazpromneft STC, LLC Sofoil, LLC Polykod
    • Авторы: A. M. Аslanyan, A. Y. Popov, I. A. Zhdanov, E.S. Pakhomov, D. N. Gulyaev, R. R. Farakhova, R. V. Guss, M. Dementeva
    • Аннотация:

      This paper presents a practical case of Field Development Planning (FDP) process with extensive use of petroleum asset digital twin facilities. The paper explains the process of setting up both the digital twin and the performance metrics which were used to steer the multivariate trials on redevelopment activities towards the optimal investment scenario.

      The petroleum asset is represented by a block of the large oilfield in Western Siberia with ongoing waterflood project at mature stage.

      The process of building FDP was performed through a series of interactive sessions with the petroleum asset digital twin which includes three major group of functionalities:

      • Convert redevelopment activities (drilling, workovers, production optimization and surface facilities) into the production response and basic investment indicators including NPV, PI, IRR, MIRR, ROI

      • Provide technical performance metrics (such as formation pressure, watercut and recovery responses, potential case of integrity failures, behind casing channelings, spontaneous formation fracturing, surface pipeline pressure losses) that can help understand the results of the FDP activities

      • Provide well and cross-well surveillance simulations (pressure tests, production and integrity logging) to help identify the candidates for future monitoring.

      Two different multidisciplinary teams undertook 12 FDP iterations over two different 3D full-field model realizations to arrive at the best investment scenarios for each model.

      After that the FDP team has picked up the best practices from both FDPs in the form of those field development actions which turned to be financially successful in both model realizations. All those cases were prioritized and merged into the ultimate FDP scenario and verified across both digital asset realizations.

      The new FDP suggested the new drilling opportunities, few integrity workovers, few conversions and a new production target strategy for producers and injectors. Apart from investment benefits, the new FDP provides substantial accelerated oil withdrawals and increase in ultimate recovery comparing to the no-future-activity scenario.

  • XPM
  • 1
    IATMI22-128
    Ноя, 2022
    • Компании: LLC Sofoil, LLC Nafta college, Petronas Malaysia, LLC Polykod
    • Авторы: A H. Basri, N. M. Tajuddin, A. M. Аslanyan, D. N. Gulyaev, G. Ferdyanto
    • Аннотация:

      An off-shore field in SE-Asia has high reservoir heterogeneity and consists of several highly permeable layers. The current field development challenges are to evaluate the potential for additional drilling and reveal the potential of production increase by injection optimization. Good Understanding of cross-well reservoir connectivity at the area, the shape and size of existing wells drainage area, reservoir properties distribution and cross-well pressure impacts are the key points for additional drilling projects and production enhancement.

      A1 reservoir in this field was at the focus of the study. This reservoir produces light oil and with the decrease in formation pressure, gas production has increased. A Multi-well Retrospective Testing (MRT) service was applied based on historical well pressure and production data to evaluate the reservoir compartmentalization, quantify well interference and drainage area. Historical data over 12 years (2007 to 2019), from an area consisting of 4 producers and 1 injector was analyzed using MRT. MRT extends the technique of single-well deconvolution to the analysis of pressure and production data to a group of wells. MRT was used to evaluate reservoir transmissibility between wells, cross-well interference, formation pressure history, productivity index dynamics and well drainage area. The deconvolved single unit-rate pressure drawdown transient recovered by multiwell deconvolution was interpreted to calculate formation properties around the pressure-tested well (self-transient response) and cross-well properties between offset wells (interference test response). This self-transient response is free of interference from dynamic boundaries of surrounding wells. Its interpretation by pressure transient analysis provided well drainage area, shape and aquifer/gas cap support for the well. Cross-well pressure transient responses revealed reservoir transmissibility between wells. MRT analysis found that all the offset wells were connected to the focus well. the reservoir transmissibility of the connected part of the formation between the wells was lower than expectations from open hole logs.

      MRT revealed weak pressure support from the aquifer and gas cap, that was insufficient to compensate field pressure for current throughputs. A formation pressure depletion trend was calculated resulting in gas liberation. However, the well drainage area was found to be extensive than expected. This could indicate a possible reservoir extension perhaps in the north-east direction. Further Geological and geophysical studies are required to address the uncertainties in the area.

      The results of the MRT study were used as inputs for numerical cross-well pressure modeling and then translated to conventional reservoir modeling language, to try to obtain a better understanding of MRT measured reservoir properties. he information from MRT study as used to optimize upcoming infill locations and other opportunities for production enhancement: well stimulation and injection increase.

  • 2
    SPE-196338-MS
    Окт, 2019
    • Компании: LLC Nafta college, PJSC Tatneft, LLC Sofoil, LLC Polykod
    • Авторы: A. M. Аslanyan, B. G. Ganiyev, А. А. Lutfullin, L. Sagidullin, I. Karimov, I. Mukhliev, R. R. Farakhova, L. Gainutdinova, L. A. Zinurov
    • Аннотация:

      The paper is sharing experience on using the cross-well pressure pulse-code testing (PCT) to locate the remaining reserves for the waterflood infill drilling.

      R Field is a very mature giant field in Volgo-Ural region of Russia and has been under production for more than 70 years.

      One of the key challenges at this stage is to locate the remaining reserves which have been migrating over the field following the waterflood patterns with a lot of areal and vertical flow profile complications.

  • PROLOG
  • 1
    Окт, 2021
    • Компании: ООО «Газпромнефть НТЦ», ООО «Оптомониторинг», ООО «Газпромнефть-Ямал», OOO «Софойл»
    • Авторы: А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий, И. С. Каешков, М. В. Колесников, А. А. Ридель, В. В. Милокумов, Р. М. Гилемзянов , Д. Н. Гуляев
    • Аннотация:

      Целью данной работы является демонстрация возможностей современных инструментальных средств стационарного дистанционного геомониторинга выработки пласта на примере длительного исследования эксплуатационной фонтанирующей газонефтяной горизонтальной скважины.

      Материалы и методы. Информационной основой полученных в статье результатов являются данные долговременного мониторинга температуры в стволе с помощью распределенного по стволу оптоволоконного датчика (DTS).

      Одновременно в скважине выполнялся мониторинг гидродинамических параметров, а также сейсмоакустические и межскважинные исследования по гидропрослушиванию [1], по результатам которых определены гидродинамические параметры системы «скважина—пласт», а также установлена возможность проведения межскважинных исследований с помощью скважинного оборудования — DTS-DAS.

      Результаты исследований позволили оценить информативные возможности долговременного мониторинга в условиях многофазного притока и сложного многокомпонентного заполнения ствола. В частности, на информативность исследования сильное влияние оказала сегрегация фаз в прискважинной области пласта.

      Заключение. В процессе исследований решены задачи по выходу на уверенный уровень количественного определения профиля и состава притока, а также его изменения в процессе работы скважины. Достоверно установлены интервалы, работающие преимущественно газом, а также количественно определено распределение добычи по стволу как для периодов запуска, так и для периодов стабильной работы.