РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ АНАЛИТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСТОЧНИКА ОБВОДНЕНИЯ НА НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ | Опубликовать статью ВАК, elibrary (НЭБ)

Шорохов А.Н.

Заместитель начальника отдела интенсификации пласта , ООО «НОВАТЭК Научно-Технический Центр»

РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМА ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ АНАЛИТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИСТОЧНИКА ОБВОДНЕНИЯ НА НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Аннотация

Авторами статьи разработан алгоритм взаимодействия аналитических методов для определения источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах, который обеспечивает максимально эффективное использование всей системно накопленной информации. Данное решение частично реализовано в программном продукте с целью полной автоматизации процесса диагностики источника обводнения и успешно применяется геологическими службами нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.

Ключевые слова: обводненность, источник обводнения, экспресс-метод, аналитический метод.

Shorokhov A.N.

Deputy head of reservoir stimulation section LLC

«NOVATEK Scientific Technical Center»

The ALGORYTHM FOR APPLICATION of ANALITICAL METHODS TO DETERMINE WATER SOURCE FOR OIL WELLS

Abstract

The article is about the algorithm for application of analytical methods to determine water source for oil wells. Authors suggest an approach to unite existing analytical methods and new analytical methods. It increases an application efficiency of historical data. Furthermore, it will be very useful for the development of special software for diagnostic of water source.

Keywords: water cut, water source, express-method, analytical method.

Текст статьи

На данный момент многие месторождения Западной Сибири находятся на поздних стадиях разработки, что сопровождается постоянным снижением темпов добычи нефти и сокращением количества фонда скважин в силу нерентабельности за счет роста обводненности добываемой продукции. Поскольку данные месторождения разрабатываются большим количеством скважин, выполнение анализа на определение источника обводнения по существующим методикам занимает значительное количество времени, из-за чего может пострадать оперативность принятия решений. Как правило, инженеры-нефтяники, работающие непосредственно на производстве не имеют возможности оперативно выполнять подобные задачи, поэтому разработка экспресс-алгоритма для определения источника обводнения на основе быстродоступных исходных данных является актуальной задачей [1].

На текущий момент на предприятиях не разработан единый комплексный подход по оценке источника обводнения. Предлагаемое в данной статье решение основано на консолидации и организации работы в единой системе уже применяемых методов диагностики источников обводнения, в совокупности с новыми и неопробованными на месторождениях Западной-Сибири. В данном случае, обеспечивается максимально эффективное использование всей системно накопленной информации по скважинам, путем реализации единого комплекса методов.

Литературные источники выделяют следующие существующие способы по определению источника обводнения на добывающих скважинах [2, 3]:

• методы, основанные на анализе данных добычи;
• промыслово-геофизические исследования;
• химический анализ попутно добываемой воды;
• подземная видеосъемка.

На основе литературного обзора наиболее известные и зарекомендовавшие себя на многих месторождениях методы анализа данных добычи были выбраны для работы с имеющимися исходными данными:

• Метод Меркуловой-Гинзбурга основан на построении специального графика в декартовых координатах, отображающего изменение накопленных объемов воды и нефти относительно времени и направлен на определение наличия заколонного перетока. Данный метод не является эталонным инструментом по диагностике наличия заколонного перетока, т.к. работает только в случае появления источника обводнения в процессе эксплуатации скважины [4];
• Метод диагностических графиков основан на специальном графике в логарифмических координатах, отображающего изменение производной водонефтяного отношения относительно времени и направлен на определение прорывов нагнетаемой и пластовой подошвенной воды [5];

Более подробное описание вышеуказанных методов, результаты их настройки и апробации приведены в работах [1, 2, 3].

Оценка результатов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) является одним из самых эффективных способов диагностики негерметичностей обсадных колонн и заколонных циркуляций. К сожалению, существует проблема стандартизации результатов интерпретации ПГИ в единой базе данных. В качестве примера, не существует сводной таблицы, где проведенные результаты ПГИ были бы упорядочены по наличию заколонных перетоков, негерметичностей эксплуатационных колонн и т.п. Помимо этого, зачастую основная суть интерпретации содержится в текстовых примечаниях к заключению, смысловая нагрузка которых может быть доступна для понимания только в рамках экспертной оценки.

Результаты химического анализа попутно добываемой воды могут быть использованы в экспресс-алгоритме, т.к. данные исследования выполняются на регулярной основе по специальному ежемесячному плану-графику в лабораториях производственных предприятий. Химический метод основан на сравнении данных химического анализа попутно добываемой воды с критериями из лабораторных исследований о композиционном составе пластовой и нагнетаемой воды. Поскольку в дальнейшем при разработке единого алгоритма вводятся понятия четкого и нечеткого соответствия критериям источника обводнения по химическому методу, остановимся на его описании подробней.

Критериев соответствия тому или иному источнику обводнения по химическому составу может быть несколько (содержание Cl^–, Mg²⁺ и т.д.). Однако, следует учитывать, что отличительные характеристики по каждому элементу должны быть выстроены по приоритетности или иметь свой весовой коэффициент.

Для учета подобных особенностей работы метода предложено внедрение весовых коэффициентов по каждому критерию. При подобном подходе, общая весовая совокупность критериев составляет 100% (1 в долях единиц). Согласно приоритетности критериев весовой коэффициент пропорционален концентрации компонента в составе воды. Для каждого источника обводнения производится расчет суммарного весового коэффициента отдельно по следующей формуле:

             (1)

где:

• P_j– суммарный весовой коэффициент для j-го источника обводнения, % или д.ед.;
• P_i– весовой коэффициент i-го критерия соответствующего j-му источнику обводнения, % или д.ед.

Расчет весового коэффициента i-го компонента производится пропорционально его концентрации следующим образом:

             (2)

где:

• P_i  – весовой коэффициент i-го компонента, % или д.ед.;
• C_i – концентрация  i-го компонента, мг/л;
• ∑C_i– сумма концентраций всех компонентов, являющихся критериями, мг/л.

Если весовой коэффициент по одному источнику обводнения превышает 50% (0.5 в д.е.), то он принимается соответствующим четким критериям оценки и результирующим по химическому методу. При возникновении ситуации, когда ни один источник обводнения не набирает более 50%, то результирующим выбирается источник с максимальным весовым коэффициентом с нечетким соответствием критериям оценки. Подобный вариант возможен при несоответствии результатов анализа на содержание нескольких компонентов ни одному критерию различных источников. Такого рода результаты при расчете суммарных весовых коэффициентов не учитываются.

Последний метод – подземная видеосъемка является довольно экзотическим методом и практически не применяется на российских нефтегазодобывающих предприятиях в связи с технологическими и экономическими ограничениями. При слишком темном флюиде определение источника поступления воды данным методом практически невозможно. Помимо этого существуют проблемы с исследованиями при высоких температурах и давлениях. В связи с вышеописанными причинами видеосъемка не подходит для применения с имеющимися исходными данными.

Методы Меркуловой-Гинзбурга и оценка результатов ПГИ направлены на определение одинаковых источников обводнения. Однако, только по результатам последнего можно диагностировать негерметичности эксплуатационных колонн. Соответственно, рассмотрение результатов выявления заколонного перетока на скважине должно происходить в комплексе на основе этих методик (рис. 1).

Рис. 1 – Схема сопоставления результатов по различным методам

Поскольку метод Меркуловой-Гинзбурга основан на анализе параметров добычи, а ПГИ это метод, реализуемый непосредственно внутри скважины, то последний соответственно должен иметь больший приоритет при выявлении различных источников обводнения каждым из данных способов. Подобные особенности были учтены  при разработке схемы взаимодействия между данными методами (рис. 2).

Выявление источника обводнения по каждому из методов зависит от наличия корректных исходных данных. Если по одному из способов анализа таковые имеются, а по другому нет, то конечный результат  должен приниматься методу, по которому эти данные имеются (рис. 2 п. 1, 3). Отсутствие исходных данных по обоим методам приводит к невозможности получения результата по определению источника обводнения через негреметичность эксплуатационной колонны или заколонный переток, но не исключает фактическое наличие таковых на скважине (рис. 2 п. 4). Поскольку ПГИ более точный способ, чем метод Меркуловой-Гинзбурга, то при наличии исходных данных для анализа по обоим, принимается конечный результат согласно заключению ПГИ (рис. 2 п. 2).

Рис. 2 – Схема взаимодействия между  методом Меркуловой-Гинзбурга (МГ) и результатами промыслово-геофизических исследований (ПГИ)

Обратная ситуация с методами диагностических графиков и химическим – они оба являются косвенными, т.е. их реализация происходит без прямого доступа в ствол скважины, что приводит к отсутствию приоритетности между ними. Схема взаимодействия в данном случае приобретает более сложную форму (рис. 3).

При наличии четкого или нечеткого соответствия критериям по химическому методу приоритетность в сравнении с результатами по методу диагностических графиков изменяется (рис. 3 п. 1, 2, 3, 4). Выявление источника обводнения по каждому из методов зависит от наличия корректных исходных данных. Если по одному из способов анализа таковые имеются, а по другому нет, то конечный результат  должен приниматься методу, по которому эти данные имеются (рис. 3 п. 1, 5). Предыдущее условие действует за исключением варианта наличия данных по химическому методу, но получению нечеткого соответствия критериям оценки по нему. В подобной ситуации (рис. 3 п. 3) рекомендуется проведение экспертной оценки в контексте изучения дополнительной информации по каждой скважине отдельно: промысловая обстановка, проведенные капитальные ремонты, результаты гидродинамических исследований и т.п. Выполнение экспертной оценки также потребуется в случае различных результатов, полученных по обоим методам, и четком соответствии критериям оценки по химическому методу (рис. 3 п. 2).

Рис. 3 – Схема взаимодействия между  методом Диагностических графиков  (ДГ) и Химическим методом (ХМ)

Подобные алгоритмы (рис. 2 и 3) систематизируют взаимодействие между двумя парами методов, направленных на определение идентичных источников обводнения. Для результатов, получаемых на выходе данных двух схем, также требуется разработать порядок действий для определения единого конечного результата. Поскольку определимые источники обводнения по каждому из алгоритмов (рис. 2 и 3) не взаимоисключают друг друга, т.е. могут быть представлены на конкретной скважине одновременно, то разработка обобщающей схемы теряет свой смысл, но оставляет за собой перспективное направление дальнейшего развития единого подхода.

В заключение следует отметить, что выполнение  такого анализа не требует прямого доступа в ствол скважины и таким образом позволяет избежать затрат на проведение капитального ремонта для проведения ПГИ при наличии уже имеющейся истории разработки месторождения. Поимо этого, нет необходимости в остановке скважины, что исключает потенциальные потери в добыче нефти. Подобный алгоритм взаимодействия аналитических методов был уже частично реализован в программном продукте NGT-Smart (разработчик Уфимский НТЦ) с целью полной автоматизации процесса определения источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах и успешно применяется для решения различных задач, стоящих перед геологическими службами в Филиале «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ» [7].