ПРАЙМ | Статьи

The petroleum industry maintains a keen interest in asset assessment tools. This paper presents a practical case study involving high-level geological and dynamic data analysis to evaluate petroleum asset potential for further investment aimed at optimizing secondary recovery. The economic model, grounded in the balanced waterflood flow approach, determines the optimal injection volumes and the associated number of oil-producing and water-injecting wells.

Analyzing production data is complex, relying on numerous diagnostic metrics such as reserve properties analysis, reservoir energy diagnostics and watercut/GOR diagnostics, productivity measures, and economic factors. This analysis facilitates rapid modeling of future performance and forecasts economic outcomes in response to redevelopment investments.

Automation has revolutionized modern production analysis, enabling the generation of comprehensive diagnostic metrics with a simple "mouse click"—a process that typically spans months. Newly developed diagnostic metrics improve upon traditional production/injection performance analysis, especially those based on automatically generated numerical 3D micro-models that simulate expected rock/fluid properties.

Well interference is assessed through mathematical algorithms for multiwell deconvolution, utilizing extensive bottomhole pressure and surface rate data. This deconvolution, either fully or semi-automated, searches for initial pressure and unit-rate transient responses in tested and adjacent wells, aligning them with actual pressure records and aggregate flow rates.

Further advancements include the automated analysis of these diagnostic metrics, supported by AI-based digital tools that offer economic insights for enhancing production.

The case study in Western Siberia identifies deposits and wells where not all proven recoverable reserves are being tapped. It advocates for side-tracking from current wells and implementing multi-stage fracking to activate these reserves and sustain pressure. The economic model generated by this study proposes investment scenarios with a profitability index (PI) of 1.4, an attractive prospect considering the reserves’ current maturity.

The application of deconvolution in cross-well pressure interference analysis has fine-tuned production and water injection targets, yielding a 6% uplift in field oil production without the need for well interventions.

This paper presents a couple of examples of waterflooding efficiency assessment and a ranked list of investment opportunities to unlock field potential. Integrating open-hole data with meticulous well-by-well production analysis, we pinpoint prospective drilling sites. Advanced production analysis notably accelerates the analysis process, thereby diminishing the risk of overlooking enhancement opportunities.

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).

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. Целью проведенных работ являлось повышение добычи за счет проведения эффективных геологотехнических мероприятий (ГТМ), как дорогостоящих — уплотняющее бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов, так и сравнительно недорогих — вывод из бездействия, стимуляции и ремонтные работы.

Материалы и методы. Для подготовки рекомендаций по проведению эффективных ГТМ необходимо было выполнить полный анализ истории разработки, на основе которого выявить наиболее перспективные районы для проведения дополнительных односкважинных и межскважинных исследований. Кроме того, провести адаптацию геолого-гидродинамической модели по результатам межскважинных и промысловогеофизических исследований, что позволяет составить план геолого-технических мероприятий, локализовать остаточные запасы и заложить в проект разработки бурение боковых стволов, направленных на добычу углеводородов из зон остаточных запасов, и поднять добычу на зрелом месторождении.

Результаты. Результатом проведенных работ стал мультисценарный проект разработки зрелого месторождения на базе первичного анализа исторических данных месторождения, анализа межскважинных исследований (ИКГ — импульсно-кодовое гидропрослушивание, МРТ — мультискважинное ретроспективное тестирование), а также калибровки действующей гидродинамической модели на полученные сведения о межскважинном пространстве.

Выводы. Мультисценарный проект разработки данного месторождения позволил выбрать экономически оптимальную стратегию дальнейших шагов по исследованиям и мероприятиям, направленных на повышения нефтедобычи.

Цель. Эффективная добыча углеводородов из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки с каждым годом становится все актуальнее в связи с истощением имеющихся месторождений и уменьшающимся количеством открываемых новых месторождений. Эта задача не может быть решена без организации эффективной системы поддержания пластового давления и анализа выработки запасов. В статье приведены результаты применения продвинутой технологии анализа большого массива имеющихся у недропользователя данных для решения этой задачи.

Материалы и методы. Традиционно для решения задачи повышения эффективности системы поддержания пластового давления и увеличения выработки запасов используются сложные методы исследований, включающие значительные затраты на полевые операции, такие как промыслово-геофизические исследования, многоцикловые гидродинамические исследования скважин, межскважинные трассерные исследования, межскважинные гидропрослушивания и др. При этом нестандартный анализ имеющихся промысловых данных обладает высоким потенциалом применения и позволяет получить полезные выводы.

В статье показано, что во многих случаях простая корреляция обводненности с дебитом скважины может с высокой вероятностью подсказать, содержит ли добываемая вода непродуктивную компоненту, связанную с наличием заколонных перетоков из водоносных пластов или с поступлением воды из таких пластов в скважину через образовавшуюся негерметичность эксплуатационной колонны.

Заключение. По результатам представленного анализа динамики обводненности скважин выявляются эксплуатационные скважины с нарушениями в работе и непродуктивной добычей воды. Для данных скважин становится возможной корректировка режима работы в случае обводнения по динамически открывающимся и закрывающимся трещинам в коллекторах с нестандартными геомеханическими свойствами. Кроме того, по результатам анализа принимаются взвешенные решения о проведении адресных промыслово-геофизических и гидродинамических исследованиях скважин. Помимо этого, в ряде случаев становится возможным сразу принимать решения о планировании ремонтно-изоляционных работ на скважинах, что повышает экономическую эффективность разработки месторождений, продлевает время жизни месторождений и повышает полноту выработки запасов углеводородов.

The paper shares a practical case of production analysis of mature field in Western Siberia with a large stock of wells (> 1,000) and ongoing waterflood project.

The main production complications of this field are the thief water production, thief water injection and non-uniform vertical sweep profile.

The objective of the study was to analyse the 30-year history of development using conventional production and surveillance data, identify the suspects of thief water production and thief water injection and check the uniformity of the vertical flow profile.

Performing such an analysis on well-by-well basis is a big challenge and requires a systematic approach and substantial automation.

The majority of conventional diagnostic metrics fail to identify the origin of production complications. The choice was made in favour of production analysis workflow based on PRIME metrics, which automatically generates numerous conventional production performance metrics (including the reallocated production maps and cross-sections) and additionally generates advanced metrics based on automated 3D micro-modelling.

This allowed to zoom on the wells with potential complications and understand their production/recovery potential.

The PRIME analysis has also helped to identify the wells and areas which potentially may hold recoverable reserves and may benefit from additional well and cross-well surveillance.

В статье представлен практический случай анализа добычи на одном из зрелых нефтяных месторождений Волго-Уральского нефтяного бассейна с большим фондом скважин, разрабатываемого по схеме внутриконтурного заводнения. Анализ такой обширной истории является большим вызовом и требует системного подхода.

Основными осложнениями этого месторождения, как и большинства на поздних стадиях разработки, является неравномерная выработка целевых объектов, осложненная нецелевой закачкой и добычей воды. Основным вызовом является выявление таких проблемных зон для дальнейшего увеличения нефтеизвлечения путем проведения адресных ГТМ.

В условиях данного объекта разработки традиционные одиночные методы анализа добычи (динамика добычи нефти, динамика обводненности, динамика пластового и забойного давлений, динамика продуктивности, классические исследования КВД и ПГИ) в подавляющем большинстве случаев не дают однозначной диагностики производительности скважины и оценки состояния дренируемых ее запасов. Для эффективного анализа разработки такого объекта необходимо привлекать новые диагностические средства и эффективные методы комплексирования имеющихся данных разработки.

В данной работе в качестве такого решения был использован Прайм-анализ (PRIME), который представляет собой комплексный аналитический подход на основе набора традиционных и нетрадиционных диагностических метрик. Особую эффективность показывают те PRIME метрики, которые основаны на результатах 3D гидросимуляций, автоматически собранных по данным РИГИС. Также продемонстрировано, что PRIME дает первичное представление о характеристиках скважины, пласта и состояния дренируемых запасов, чтобы определить кандидатов для уплотняющего бурения, ППД, ремонтных работ, изменений режимов работы скважин или для проведения дополнительных исследований.

В данной статье описан рабочий процесс PRIME начиная с верхнеуровневого анализа промысловых данных, выбора перспективного участка и заканчивая формированием итогового списка с диагностиками скважин, обоснованиями и рекомендациями.