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.

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.

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.

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.