Импульсно-Кодовое Гидропрослушивание | Статьи

A significant proportion of oil and gas fields worldwide are currently at a mature stage of development,
characterized by declining oil production rates, increasing water cut, reservoir pressure depletion,
and progressive deterioration of the hydrocarbon reserve structure. Under such conditions, advanced
technologies for re-evaluating the inter-well space to identify bypassed hydrocarbons and to assess the feasibility of production enhancement measures - such as sidetracking and infill drilling - become critically important.

Even in highly depleted reservoirs exhibiting high recovery factors, elevated water cut, and low oil
production rates, there remains potential to sustain production levels through strategically planned infill
drilling. However, the extended production history of such fields, commingled production from multiple
reservoirs, and the limited reliability of historical well rate documentation reduce confidence in the present day distribution of recoverable reserves derived solely from conventional three-dimensional hydrodynamic modelling. Consequently, additional diagnostic methods are required to refine reservoir characterization and mitigate drilling risks.

In this study, the inter-well interval of a mature field was investigated using advanced pressure
interference technology, a modification of conventional pressure interference testing. As an independent and complementary approach for localizing remaining recoverable oil within the inter-well space, Pulse Code Testing (PCT) was applied. The theoretical foundations of this methodology were established in the pioneering works of Professor Neprimeroff of Kazan State University. The effectiveness of this approach in the present case is attributed to the pronounced contrast between water- and oil-saturated zones in terms of their pressure pulse transmissibility, which enables differentiation of swept and unswept regions.

The PCT study addressed several key objectives: (1) quantification of pressure interference between the generator well and surrounding offset wells; (2) water injection optimisation to support reservoir pressure and avoid water breakthrough; (3) characterization of reservoir properties between wells; (4) calibration of a three-dimensional hydrodynamic model to the reservoir parameters derived from the PCT investigation; (5) localization and quantification of remaining hydrocarbon reserves between wells; and (6) forecasting of oil and total fluid production following drilling operations.

Based on the study outcomes, the operator drilled the recommended well, and the predicted production indicators were subsequently confirmed by actual field performance. Despite the advanced depletion state of the reservoir, infill drilling - preceded by comprehensive de-risking through inter-well hydrodynamic diagnostics - demonstrated high operational and economic efficiency and was recognized as successful by the field operator.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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 (k_a) and macroscopic rock compressibility (c_r) 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.

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.

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.

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.

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.