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.

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).

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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. 

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.

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).