Анализ системы ППД с помощью ГДМ

Последнее сообщение
Regina 9 0
2 нед.

Добрый день!

Коллеги, поделитесь пожалуйста опытом, какие инструменты используются при оценке эффективности системы ППД на гидродинамической модели? Знаю, что для определения скважин, до которых доходит закачиваемая вода, можно использовать закачку трассеров в нагнетательные скважины, также некоторую информацию могут дать линии тока. А можно ли получить количественную оценку? Например, какой прирост по добыче нефти был получен в конкретной скважине за счет организации ППД, какая нагнетательная скважина способствовала только обводнению пласта? В tNavigator есть функция "Заводнение", может кто-то поделиться опытом использования этой опции? Как мне кажется, она выдаёт не совсем коррекные значения или я неправильно интерпретирую.

Спасибо!

Alex_V 26 4
2 нед. #1

Закачка трассеров что-то покажет только в случае, если уже имеется промытый канал (трассер дошел до забоя добывающей скважины). Линии тока в этой ситуации более полную картину дают, т.к. связи скважин идентифицируются по направлению вектора потока (в этом случае прорыва еще нет, а связь есть). Но тут ситуация обратная, почему им часто не доверяют - линии тока могут связь показать в случае когда скважины сильно удалены друг от друга (но на самом деле такие связи легко отфильтровать по "времени полета" - оно в таких случаях запредельное, тысячи и миллионы лет...)

Количественная характеризация - более чем возможна, этим занимается не только tNavigator, но и Petrel (ряд возможностей есть и в базовой программе, некоторые продвинутые - у подключаемого модуля (плагина) Waterflood Analysis), также возможность количественной характеризации "на лету" есть у некоторых симуляторов, я как специалист по ПО Schlumberger могу назвать FrontSim (старый доб..., к сожалению не всегда добрый к пользователям) и INTERSECT (новее, стабильнее и добрее, хотя временами и загадочнее:)). Они оба умеют в результате расчета выдавать графики показателей типа "добыча, обеспечиваемая данной нагнетательной" или "закачка, потребляемая данной добывающей скважиной", плюс текстовый / экселевский файл с помесячным отчетом (ALLOC-файл, ALN-файл), где по каждой скважине расписывается ее добыча по всем связанным с ней (каждая фаза распределяется по своим отдельным коэффициентам), запасы нефти / воды, дренируемый поровый объем и давление в зоне дренирования.

Как пример количественного анализа - статья SPE 171229, там примерно описана методика и есть примеры применения. Также довольно часто доклады по этой теме звучат на тематических встречах SPE по зрелым месторождениям (было точно в 2017 и 2019, они вроде бы раз в 2 года проходят - посмотрим что готовит 2021:)).

Alex_V 26 4
2 нед. #2

И добавлю - данная тема упирается не столько в возможность расчета взаимовлияния скважин (это как раз не так сложно), сколько в методику дальнейшего анализа данных.

  • Те же графики "добычи, поддерживаемой нагнеталками" бывают зачастую зашумлены колебаниями - поди пойми, что с этими цифрами делать
  • Первое "рефлекторное" желание инженера - анализировать взаимодействие на модели с историей, для подбора ГТМ выбор не лучший. В большинстве случаев анализ покажет ГТМ, которые уже и без Вас нашли на промысле (и уже полгода как реализовали), и от такого анализа никакой пользы кроме того что "эффективность подхода подтверждена слепым тестом". В этом плане интереснее анализировать "базовый" прогноз - тогда и "шума" в данных из-за скачков режимов меньше, и анализ идет на фонде, который не имеет еще мероприятий (соответственно, и ситуаций с угадыванием ГТМ, сделанных полгода назад, не возникнет), и проблемы видны те, которые еще только возникнут в будущем (те проблемы что уже есть - анализом разработки ловятся, в т.ч. через ячейки заводнения, а вот потенциальные проблемы без модели с прогнозной способностью поймать сложнее).
  • Многие кто заводнением занимаются, стараются осреднять показатели за полгода / год или дольше, чтобы колебаний показателей избежать.
  • Наконец, самая большая боль - какие показатели на какие ГТМ указывают (как отличить скважину, которую надо закрыть, от скважины которую стоило бы просто "поджать" или перевести в ППД? Обводненная добыв. скважина - с ней самой что-то надо сделать (РИР / закрытие) или с источником прорыва воды (потокоотклонение)?)
  • Еще одна тема для анализа (тут, правда, много не подскажу, детально не изучал) - анализ взаимодействия скважин с законтурной областью (непродуктивная закачка и добыча за счет пластовой энергии). Как выявить - один вопрос и несложный, а вот что делать и стоит ли делать - тут все не так просто.
  • Учет многопластовости фонда (если добывающая скважина вскрывает 2 пласта и обводнена - откуда пришла вода и не поможет ли в этом случае РИР по обводненному интервалу?)

В общем, "Остапа понесло", тема весьма интересная и обширная:)

Regina 9 0
2 нед. #3

Спасибо за такой развёернутый ответ, тема действительно обширная.

Был опыт анализа слепым тестом на истории, а вопрос чаще стоит именно в подборе скважин для перевода под ППД на прогнозе. Тогда и делаем анализ на основе базового варианта, и эффективность перевода скважины под нагнетание оцениваем на основе базового расчёта. Только вот сталкиваешься иногда с такой ситуацией, что функция "Заводнение" в tNavigator выделяет реагирующие скважины и добытую ими нефть, благодаря скважине ППД, а в базовом расчёте эти же скважины добывали больше. Вот и непонятно для меня, вроде бы по сравнению с базовым по добыче только в минус ушли, а таблица дренирования выдаёт доп. добычу за счёт ППД.

Наверное надо смотреть шире, анализировать и другие факторы, которые бы могли повлиять на ситуацию)

PetroleumEng 280 4
2 нед. #4

Regina пишет:

Только вот сталкиваешься иногда с такой ситуацией, что функция "Заводнение" в tNavigator выделяет реагирующие скважины и добытую ими нефть, благодаря скважине ППД, а в базовом расчёте эти же скважины добывали больше. Вот и непонятно для меня, вроде бы по сравнению с базовым по добыче только в минус ушли, а таблица дренирования выдаёт доп. добычу за счёт ППД.

Наверное надо смотреть шире, анализировать и другие факторы, которые бы могли повлиять на ситуацию)

Ну тут понятно, у вас произошел кинжальный прорыв воды. Для таких случаев в придачу надо использовать ПАВ или потокооткланяющие гели или все вместе.

Alex_V 26 4
1 нед. #5

Regina пишет:

...Только вот сталкиваешься иногда с такой ситуацией, что функция "Заводнение" в tNavigator выделяет реагирующие скважины и добытую ими нефть, благодаря скважине ППД, а в базовом расчёте эти же скважины добывали больше. Вот и непонятно для меня, вроде бы по сравнению с базовым по добыче только в минус ушли, а таблица дренирования выдаёт доп. добычу за счёт ППД.

Наверное надо смотреть шире, анализировать и другие факторы, которые бы могли повлиять на ситуацию)

Тут ещ одна старая проблема есть - как оценивать прирост. Если сравнивать потоки по парам скважин ("пучкам линий тока") - физично но нелогично, по данной паре прирост и положительный эфффект а по соотв. добывающей скважине в целом проседание добычи (а все потому что с других направлений проседание было более сильным и суммарно тот прирост с лихвой погасило).

Для оценки эффекта есть другой метод - смотреть на эффект на реагирующей скважине в целом, а потом этот прирост / снижение по скважине раскидать по влияющим на основе коэффициентов влияния оптимизированного расчета. Картинка в этом случае получается более логичная (прирост это прирост, проседание это проседание), хотя понятно что физичность такого подхода под большим вопросом.

Go to top