Апробация «малозатратных» исследований на газовых скважинах
Ишкин Д.З., Адельгужина Э.М., Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Ефимова М.В., Захаржевский Ю.А.
Ромашкин С.В., Шаронов М.В.,
Архипов Ю.А., Лознюк О.А.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»),
АО «Роспан Интернешнл»,
ПАО «НК «Роснефть»
Ромашкин С.В., Шаронов М.В.,
Архипов Ю.А., Лознюк О.А.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»),
АО «Роспан Интернешнл»,
ПАО «НК «Роснефть»
В статье обсуждаются вопросы апробации и применения «малозатратных» методов газодинамических исследований скважин в условиях низко- и сверхнизкопроницаемых коллекторов. Информативность традиционных газодинамических исследований скважин методом регистрации кривой восстановления давления в остановленной газовой скважине в таких условиях не позволяет достоверно оценить фильтрационные параметры пласта и величину пластового давления. Поэтому особенно актуальным является развитие технологий, позволяющих осуществлять контроль за энергетическим состоянием пласта.
Ограниченное применение традиционных видов исследований на нефтяных месторождениях успешно компенсируется за счет масштабного применения «малозатратных» видов исследований скважин. Анализ данных нагнетательных тестов при гидравлическом разрыве пласта и анализ данных добычи и давления в механизированных скважинах активно используются для решения производственных задач и получили широкое распространение на нефтяных месторождениях с низко- и сверхнизкопроницаемыми коллекторами.
В работе приведены примеры апробации комплексного анализа динамических данных по добыче и давлениям газовых скважин в ПК «РН-ВЕГА». По скважинам с наличием достаточного объема промысловых динамических данных получены оценки фильтрационно-емкостных свойств пласта и восстановлена динамика изменения пластового давления. На основе полученных результатов выполнен факторный анализ причин изменения дебита скважин с оценками вкладов изменений забойного давления, пластового давления и коэффициента продуктивности. По рассмотренным скважинам получена хорошая сходимость результатов факторного анализа причин изменения добычи с фактически проведенными мероприятиями на скважинах. По результатам анализа отдельных участков месторождения составлен рейтинг скважин-кандидатов на геолого-технические мероприятия. Скважины с наибольшим снижением добычи за счет ухудшения коэффициента продуктивности и с наименьшим падением пластового давления рассматриваются как наиболее предпочтительные. Результаты работы учтены при формировании программы геолого-технических мероприятий, в том числе на проведение повторной операции гидравлического разрыва пласта.
Ограниченное применение традиционных видов исследований на нефтяных месторождениях успешно компенсируется за счет масштабного применения «малозатратных» видов исследований скважин. Анализ данных нагнетательных тестов при гидравлическом разрыве пласта и анализ данных добычи и давления в механизированных скважинах активно используются для решения производственных задач и получили широкое распространение на нефтяных месторождениях с низко- и сверхнизкопроницаемыми коллекторами.
В работе приведены примеры апробации комплексного анализа динамических данных по добыче и давлениям газовых скважин в ПК «РН-ВЕГА». По скважинам с наличием достаточного объема промысловых динамических данных получены оценки фильтрационно-емкостных свойств пласта и восстановлена динамика изменения пластового давления. На основе полученных результатов выполнен факторный анализ причин изменения дебита скважин с оценками вкладов изменений забойного давления, пластового давления и коэффициента продуктивности. По рассмотренным скважинам получена хорошая сходимость результатов факторного анализа причин изменения добычи с фактически проведенными мероприятиями на скважинах. По результатам анализа отдельных участков месторождения составлен рейтинг скважин-кандидатов на геолого-технические мероприятия. Скважины с наибольшим снижением добычи за счет ухудшения коэффициента продуктивности и с наименьшим падением пластового давления рассматриваются как наиболее предпочтительные. Результаты работы учтены при формировании программы геолого-технических мероприятий, в том числе на проведение повторной операции гидравлического разрыва пласта.
Введение
При разработке низко- и сверхнизкопроницаемых коллекторов (менее 1×10-15 м2) газовых и газоконденсатных месторождений актуальной задачей является контроль энергетического состояния залежей [1–3]. Информативность традиционных газодинамических исследований скважин (ГазДИ) методом регистрации кривой восстановления давления (КВД) в остановленной газовой скважине не позволяет достоверно оценить фильтрационные параметры пласта и величину пластового давления [4]. Основная проблема связана с продолжительностью остановки скважины, которой на практике зачастую недостаточно для выделения псевдорадиального режима течения [5], а также с влиянием скважин окружения на кривую изменения давления на поздних временах. Кроме того, количество и успешность традиционных исследований не всегда позволяют обеспечить необходимый охват замерами в масштабах месторождения. Наличие зон с недостаточным охватом ГазДИ может приводить к снижению эффективности управления режимами работы скважин, а также снижению качества прогнозирования геолого-технических мероприятий.
Ограниченное применение традиционных видов исследований на нефтяных месторождениях успешно компенсируется за счет масштабного применения «малозатратных» видов гидродинамических исследований скважин. Анализ данных нагнетательных тестов при гидравлическом разрыве пласта (ГРП) (мини-ГРП) и анализ данных добычи и давления (АДД)
в механизированных скважинах успешно используются для решения производственных задач и получили широкое распространение на низкопроницаемых коллекторах нефтяных
месторождений [6–8].
В данной работе обсуждаются вопросы, связанные с возможностью апробации и применения перечисленных «малозатратных» методов в газовых и газоконденсатных скважинах с применением ПК «РН-ВЕГА» [9–10]. Метод АДД может быть использован для оценки динамики изменения пластового давления в области дренирования и проведения факторного анализа причин изменения добычи в скважине. В дальнейшем полученные результаты могут быть использованы для оценки эффективности выполненных геолого-технических мероприятий (ГТМ) и составления рейтинга скважин-кандидатов для проведения повторных мероприятий по интенсификации добычи.
Ограниченное применение традиционных видов исследований на нефтяных месторождениях успешно компенсируется за счет масштабного применения «малозатратных» видов гидродинамических исследований скважин. Анализ данных нагнетательных тестов при гидравлическом разрыве пласта (ГРП) (мини-ГРП) и анализ данных добычи и давления (АДД)
в механизированных скважинах успешно используются для решения производственных задач и получили широкое распространение на низкопроницаемых коллекторах нефтяных
месторождений [6–8].
В данной работе обсуждаются вопросы, связанные с возможностью апробации и применения перечисленных «малозатратных» методов в газовых и газоконденсатных скважинах с применением ПК «РН-ВЕГА» [9–10]. Метод АДД может быть использован для оценки динамики изменения пластового давления в области дренирования и проведения факторного анализа причин изменения добычи в скважине. В дальнейшем полученные результаты могут быть использованы для оценки эффективности выполненных геолого-технических мероприятий (ГТМ) и составления рейтинга скважин-кандидатов для проведения повторных мероприятий по интенсификации добычи.
Ранжирование скважин и практический пример анализа данных добычи и давления
Объектом исследования для апробации подходов является газоконденсатное месторождение с проницаемостью пласта менее 1 мД. Средние величины дебита скважин по газу ~300 тыс. м3/сут, по газовому конденсату ~30 т/сут, по воде ~3 м3/сут, начальное пластовое давление ~60 МПа.
На рассматриваемом объекте насчитывается 66 действующих скважин. Оснащенность скважин телеметрической системой (ТМС) на месторождении составляет 74 %. Однако полнота промысловых данных, полученных с глубинных датчиков давления ТМС, по скважинам отличается. В связи с этим предварительно осуществлено ранжирование скважин по полноте полученных исходных данных по давлениям и дебитам. При интерпретации промысловых данных предварительно ставилась цель диагностировать не только наличие псевдорадиального режима течения, но и режимов течения, обусловленных влиянием работы скважин окружения, проявлением границ области дренирования. С учетом коллекторских свойств объекта, а также выполненных операций ГРП для анализа в основном принимались скважины с наличием динамических промысловых данных, длительность которых составляла не менее одного года. В итоге интерпретация выполнена на 40 % скважин, оснащенных датчиками ТМС, остальные скважины «находятся» в режиме накопления промысловых данных.
На рисунке 1 представлен пример АДД в наклонно-направленной скважине с ГРП в ПК «РН-ВЕГА». Продолжительность данных прослеживания скважины позволила диагностировать режимы течения, обусловленные влиянием трещины ГРП и скважин окружения. Для совмещения расчетных кривых с фактическими измеренными данными в модели «скважина-граница пласта» ПК «РН-ВЕГА»
границы области дренирования соответствуют фактическим расстояниям до скважин окружения. В среднем расстояние между скважинами составляет 1 500 м, расстояние до границ области дренирования скважины составляет от 650 до 800 м.
На рассматриваемом объекте насчитывается 66 действующих скважин. Оснащенность скважин телеметрической системой (ТМС) на месторождении составляет 74 %. Однако полнота промысловых данных, полученных с глубинных датчиков давления ТМС, по скважинам отличается. В связи с этим предварительно осуществлено ранжирование скважин по полноте полученных исходных данных по давлениям и дебитам. При интерпретации промысловых данных предварительно ставилась цель диагностировать не только наличие псевдорадиального режима течения, но и режимов течения, обусловленных влиянием работы скважин окружения, проявлением границ области дренирования. С учетом коллекторских свойств объекта, а также выполненных операций ГРП для анализа в основном принимались скважины с наличием динамических промысловых данных, длительность которых составляла не менее одного года. В итоге интерпретация выполнена на 40 % скважин, оснащенных датчиками ТМС, остальные скважины «находятся» в режиме накопления промысловых данных.
На рисунке 1 представлен пример АДД в наклонно-направленной скважине с ГРП в ПК «РН-ВЕГА». Продолжительность данных прослеживания скважины позволила диагностировать режимы течения, обусловленные влиянием трещины ГРП и скважин окружения. Для совмещения расчетных кривых с фактическими измеренными данными в модели «скважина-граница пласта» ПК «РН-ВЕГА»
границы области дренирования соответствуют фактическим расстояниям до скважин окружения. В среднем расстояние между скважинами составляет 1 500 м, расстояние до границ области дренирования скважины составляет от 650 до 800 м.
Рис. 1. Пример результатов анализа данных добычи и давления
в ПК «РН-ВЕГА»:
а — билогарифми-ческий график;
б — 2D карта расположения скважины;
в — прогноз динамики изменения пластового давления
в ПК «РН-ВЕГА»:
а — билогарифми-ческий график;
б — 2D карта расположения скважины;
в — прогноз динамики изменения пластового давления
Анализ продолжительных (не менее одного года) динамических данных эксплуатации скважин (данные по дебиту и забойному давлению скважин) позволяет оценить фильтрационные параметры пласта и площадь области дренирования. На следующем шаге модель «скважина-граница пласта», настроенная на промысловые динамические данные, используется для восстановления динамики изменения пластового давления. Для оценок пластовых давлений в ПК «РН-ВЕГА» задается длительность «синтетической» остановки скважины, необходимой для восстановления до текущего пластового давления. На каждом расчетном шаге моделируется «синтетическая» КВД с указанной длительностью, что позволяет рассчитать кривую изменения пластового давления на протяжении всей истории работы скважины. Для модели замкнутого пласта длительность КВД соответствует времени полного восстановления давления, для иных случаев длительность КВД может быть задана в соответствии со временем, необходимым для достижения возмущения до контура питания скважины.
Описание подхода по факторному анализу причин изменения добычи в скважине
Важной задачей контроля разработки месторождения является анализ изменения добычи базового фонда и выделение скважин с максимальными темпами снижения добычи и определения причин за счет выполнения факторного анализа (ФА) [11–12]. Оперативный факторный анализ позволяет своевременно запланировать ГТМ по повышению/восстановлению продуктивности скважин. Успех таких мероприятий в значительной степени зависит от достаточности охвата объекта разработки ГазДИ и достоверности результатов их интерпретации. Как было сказано ранее, только «традиционные» ГазДИ не могут обеспечить достаточный охват в силу низких фильтрационных свойств пласта рассматриваемого месторождения. Стоит отметить, что остановка скважин и регистрация КВД требуют значительного времени на получение необходимых промысловых данных, а это в свою очередь снижает оперативность принятия решений.
В ПК «РН-ВЕГА» реализована возможность выполнения факторного анализа на основе «малозатратных» ГазДИ методом анализа промысловых данных по дебитам и давлениям ТМС. Такой анализ динамических данных решает проблемы, связанные с низким охватом месторождения «традиционными» исследованиями, за счет масштабности метода АДД и оперативного реагирования на изменение добычи за счет проведения ФА, без необходимости проведения исследования методом КВД [7–8].
В ПК «РН-ВЕГА» реализована возможность выполнения факторного анализа на основе «малозатратных» ГазДИ методом анализа промысловых данных по дебитам и давлениям ТМС. Такой анализ динамических данных решает проблемы, связанные с низким охватом месторождения «традиционными» исследованиями, за счет масштабности метода АДД и оперативного реагирования на изменение добычи за счет проведения ФА, без необходимости проведения исследования методом КВД [7–8].
Функционал представляет собой последовательный анализ промысловых данных по скважине, с отдельным этапом по факторному анализу. На историческом графике задается интервал анализа, например тот, на котором произошло снижение величины притока в скважину. Далее на основе данных по забойному давлению и восстановленной динамике изменения пластового давления рассчитываются коэффициенты продуктивности (1). После чего выполняется расчет вклада забойного давления (2), пластового давления (3) и коэффициента продуктивности в изменение дебита скважины (4).
Для определения вклада коэффициента продуктивности в изменение дебита скважины используются два значения (4): Кпр1 и Кпр2 – на начальный и конечный период времени анализа, которые рассчитываются на основе формулы (1).
Для определения вклада коэффициента продуктивности в изменение дебита скважины используются два значения (4): Кпр1 и Кпр2 – на начальный и конечный период времени анализа, которые рассчитываются на основе формулы (1).
где Кпр — коэффициент продуктивности скважины, (тыс. м3/сут)/(Па/с); m(Pпл) и m(Pзаб) — пластовое и забойное давления соответственно в терминах функции псевдодавления [2],
Па/с; Δqсм — изменение дебита скважинной продукции, тыс. м3/сут; Δqсм m(Pзаб) — изменение дебита скважинной продукции за счет забойного давления, тыс. м3/сут; Δqсм m(Pпл) — изменение дебита скважинной продукции за счет пластового давления, тыс. м3/сут; Δqсм Kпр — изменение дебита скважинной продукции за счет продуктивности скважины, тыс. м3/сут.
Апробация предложенного подхода проведена на скважинах с уже выполненной операцией повторного ГРП. Предварительно выполнена интерпретация промысловых динамических данных до мероприятия. По историческим данным выполнен факторный анализ причин изменения величин притока по скважинам. Ниже обсуждены примеры апробации.
Па/с; Δqсм — изменение дебита скважинной продукции, тыс. м3/сут; Δqсм m(Pзаб) — изменение дебита скважинной продукции за счет забойного давления, тыс. м3/сут; Δqсм m(Pпл) — изменение дебита скважинной продукции за счет пластового давления, тыс. м3/сут; Δqсм Kпр — изменение дебита скважинной продукции за счет продуктивности скважины, тыс. м3/сут.
Апробация предложенного подхода проведена на скважинах с уже выполненной операцией повторного ГРП. Предварительно выполнена интерпретация промысловых динамических данных до мероприятия. По историческим данным выполнен факторный анализ причин изменения величин притока по скважинам. Ниже обсуждены примеры апробации.
Примеры апробации предложенного подхода на газовых скважинах с выполненными ГТМ
Пример 1. На скважине ХХ401 снижение дебита за рассмотренный период составило
35 тыс. м3/сут (рис. 2). Выполненный факторный анализ показал, что за счет изменения Рпл дебит скважины упал на 50 тыс. м3/сут, изменение Рзаб привело к росту притока в скважину на величину 27 тыс. м3/сут, а изменение Кпрод привело к уменьшению дебита скважины на величину
12 тыс. м3/сут. Это означает, что основной вклад в снижение величины притока в скважину внесло падение пластового давления, а фактор изменения Кпрод имеет наименьший вес. Тогда проведение повторной операции ГРП при условии восстановления Кпрод до исходного значения может теоретически повысить дебит скважины на величину 12 тыс. м3/сут.
35 тыс. м3/сут (рис. 2). Выполненный факторный анализ показал, что за счет изменения Рпл дебит скважины упал на 50 тыс. м3/сут, изменение Рзаб привело к росту притока в скважину на величину 27 тыс. м3/сут, а изменение Кпрод привело к уменьшению дебита скважины на величину
12 тыс. м3/сут. Это означает, что основной вклад в снижение величины притока в скважину внесло падение пластового давления, а фактор изменения Кпрод имеет наименьший вес. Тогда проведение повторной операции ГРП при условии восстановления Кпрод до исходного значения может теоретически повысить дебит скважины на величину 12 тыс. м3/сут.
Рис. 2. Пример результатов анализа данных добычи и давления по скважине ХХ401 с недостижением запланированных дебитов после ГТМ
Фактически повторная операция ГРП на скважине была произведена. По сравнению с первой операцией существенно увеличен объем проппанта, со 150 т до 350 т. Это в свою очередь позволило получить бóльшую величину прироста дебита 30 тыс. м3/сут. Таким образом, результаты повторной операции ГРП в целом подтвердили выводы, полученные по результатам ФА.
Пример 2. На скважине ХХ901 снижение дебита за рассмотренный период составило
102 тыс. м3/сут (рис. 3).
Пример 2. На скважине ХХ901 снижение дебита за рассмотренный период составило
102 тыс. м3/сут (рис. 3).
Рис. 3. Пример анализа добычи и давления по скважине ХХ901 с достижением запланированных дебитов после успешного ГТМ
По результатам факторного анализа снижение дебита скважины за счет изменения Рпл составило 68 тыс. м3/сут, за счет изменения Рзаб увеличился дебит скважины на ~11 тыс. м3/сут,
за счет изменения Кпрод наблюдается снижение добычи на 51 тыс. м3/сут. На данной скважине снижение дебита за счет изменения Рпл и Кпрод сопоставимо, и проведение повторной операции ГРП может привести к более ощутимому увеличению величины добычи. Фактические результаты повторного ГРП подтвердили результаты ФА: после проведенного мероприятия на скважине (первый ГРП — 140 т проппанта, повторный ГРП — 399 т) прирост дебита скважины
составил 60 тыс. м3/сут.
Аналогичный анализ выполнен на 18 скважинах с достаточным объемом динамических данных. Далее был составлен рейтинг скважин-кандидатов, на которых по результатам ФА получено снижение дебита газа за счет ухудшения Кпрод и снижения текущего пластового давления. Предложены скважины-кандидаты для проведения повторной операции ГРП, на которых прогнозируется получение эффекта за счет восстановления притока газа.
На рисунке 4 показана пузырьковая карта с нанесенным рейтингом скважин на проведение мероприятий по интенсификации притока. Чем выше потенциальный эффект, тем больше диаметр окружности.
за счет изменения Кпрод наблюдается снижение добычи на 51 тыс. м3/сут. На данной скважине снижение дебита за счет изменения Рпл и Кпрод сопоставимо, и проведение повторной операции ГРП может привести к более ощутимому увеличению величины добычи. Фактические результаты повторного ГРП подтвердили результаты ФА: после проведенного мероприятия на скважине (первый ГРП — 140 т проппанта, повторный ГРП — 399 т) прирост дебита скважины
составил 60 тыс. м3/сут.
Аналогичный анализ выполнен на 18 скважинах с достаточным объемом динамических данных. Далее был составлен рейтинг скважин-кандидатов, на которых по результатам ФА получено снижение дебита газа за счет ухудшения Кпрод и снижения текущего пластового давления. Предложены скважины-кандидаты для проведения повторной операции ГРП, на которых прогнозируется получение эффекта за счет восстановления притока газа.
На рисунке 4 показана пузырьковая карта с нанесенным рейтингом скважин на проведение мероприятий по интенсификации притока. Чем выше потенциальный эффект, тем больше диаметр окружности.
Рис. 4. Пузырьковая карта рейтинга скважин на ГТМ (диаметр пузырьков пропорционален потенциалу скважины от операции повторного ГРП)
Зеленым маркером отмечены скважины, рекомендованные для проведения ГТМ с повторным ГРП, красным маркером — скважины, на которых отмечается существенное снижение пластового давления и коэффициентов продуктивности. Скважины-кандидаты по результатам расчетов учтены в программе ГТМ, и запланировано проведение операции повторного ГРП на скважинах с наивысшим рейтингом.
Стоит отметить, что снижение дебита скважин за счет падения коэффициента продуктивности может быть обусловлено множеством причин, в т.ч. ухудшением параметров трещины ГРП (уменьшением эффективной полудлины или ее проводимости); образованием вокруг трещины области с выделением конденсата из газа («конденсатная банка»), что приводит к росту скин-фактора и ухудшению эффективных параметров трещины [13], а также другие причины. В дальнейшем планируется доработать предложенный подход для количественной оценки причин снижения дебита скважин за счет коэффициента продуктивности. Это в свою очередь позволит формировать рейтинг скважин-кандидатов при планировании мероприятий по ликвидации конденсатных банок.
Стоит отметить, что снижение дебита скважин за счет падения коэффициента продуктивности может быть обусловлено множеством причин, в т.ч. ухудшением параметров трещины ГРП (уменьшением эффективной полудлины или ее проводимости); образованием вокруг трещины области с выделением конденсата из газа («конденсатная банка»), что приводит к росту скин-фактора и ухудшению эффективных параметров трещины [13], а также другие причины. В дальнейшем планируется доработать предложенный подход для количественной оценки причин снижения дебита скважин за счет коэффициента продуктивности. Это в свою очередь позволит формировать рейтинг скважин-кандидатов при планировании мероприятий по ликвидации конденсатных банок.
Показаны результаты апробации «малозатратных» ГазДИ в условиях низкопроницаемых пластов на газовых и газоконденсатных скважинах. Комплексный анализ нагнетательных тестов при ГРП и анализ данных добычи и давления по скважинам с телеметрией на забое позволил значительно (более чем в 3 раза по сравнению с традиционными исследованиями) повысить охват месторождения замерами пластового давления, а также оперативно уточнять величину текущего пластового давления.
«Малозатратные» ГазДИ методом анализа динамических данных по добыче и давлениям в ПК «РН-ВЕГА» с последующим факторным анализом причин изменения добычи, позволили оценить эффективность выполненных ГТМ а также осуществить подбор скважин-кандидатов на проведение ГТМ. Представленные предварительные результаты апробации подходов позволяют существенно сократить объемы традиционных газодинамических исследований скважин. Для более масштабного применения «малозатратных» исследований методом анализа добычи и давлений, в том числе на других газовых активах Компании, планируется продолжить апробацию и исследование границ применения подходов.
1. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980. 301 с.
2. Al-Hussainy R., Ramey H.J., Crawford P.B. The Flow of real gases through porous media. Journal of Petroleum Technology, 1966, Vol. 18, issue 05, P. 624–636. (In Eng).
3. Stewart G. Well test design and analysis. Tulsa: PennWell Books, 2011, 1544 p.(In Eng).
4. Давлетбаев А.Я., Жилко Е.Ю., Исламов Р.Р., Муртазин Р.Р., Лознюк О.А.,
Шайбаков Р.А. Особенности проведения исследований скважин в низкопроницаемых коллекторах // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 2015. SPE-176704-MS.
5. Ишкин Д.З., Нуриев Р.И., Давлетбаев А.Я. и др. Комбинирование анализа добычи и недослеженных ГДИС методом КВД в условиях низкопроницаемых пластов для газовых скважин // Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE. Москва. 2016. SPE-181974-RU.
6. Махота Н.А., Давлетбаев А.Я., Федоров А.И., Асмандияров Р.Н. и др. Примеры интерпретации данных мини-ГРП в низкопроницаемых коллекторах // Российская техническая конференция и выставка SPE по разведке и добыче нефти и газа. Москва. 2014. SPE-171175-RU.
7. Асалхузина Г.Ф., Бикметова А.Р., Кардопольцев А.С. и др. Эволюция методов и масштабов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2023. № 9. С. 108–111.
8. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Салахов Т.Р. и др. Апробация подхода к оценке текущего пластового давления при анализе динамических данных эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. 2022. № 10. С. 30–33.
9. Программный комплекс для анализа и интерпретации гидродинамических исследований скважин // RN.Digital. URL: https://rn.digital/rnvega (дата обращения 02.11.2023).
10. Сарапулова В.В., Давлетбаев А.Я., Кунафин А.Ф., Уразов Р.Р., Нуриев А.Х.,
Зарафутдинов И.А., Абдуллин Р.И., Пестриков А.В., Ямалов И.Р. Программный комплекс «РН-ВЕГА» для анализа и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. 2023.№ 12. С. 124–129.
11. Наугольнов М.В., Растегаева Е.В., Зулькарниев Р.З., Асмандияров Р.Н.
Факторный анализ успешности геолого-технических мероприятий как инструмент повышения качества геолого-гидродинамических моделей // PROнефть. Профессионально о нефти. 2019. № 1. С. 34–38.
12. Савельев О.Ю., Бородкин А.А., Наугольнов М.В., Шуваев Д.В., Талипов И.Ф., Гришко Ф.В. Усовершенствованный подход к проведению блочно-факторного анализа разработки пласта // Нефтяное хозяйство. 2015. № 10. С. 74–77.
13. Ниценко В.А., Давлетбаев А.Я., Ишкин Д.З. Численное моделирование конденсатной банки в низкопроницаемом газовом пласте в скважине с трещиной ГРП // Тезисы докладов ХIII Международной школы-конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 50-летию образования математического и физического факультетов БашГУ. Уфа, 2022. С. 181.
2. Al-Hussainy R., Ramey H.J., Crawford P.B. The Flow of real gases through porous media. Journal of Petroleum Technology, 1966, Vol. 18, issue 05, P. 624–636. (In Eng).
3. Stewart G. Well test design and analysis. Tulsa: PennWell Books, 2011, 1544 p.(In Eng).
4. Давлетбаев А.Я., Жилко Е.Ю., Исламов Р.Р., Муртазин Р.Р., Лознюк О.А.,
Шайбаков Р.А. Особенности проведения исследований скважин в низкопроницаемых коллекторах // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 2015. SPE-176704-MS.
5. Ишкин Д.З., Нуриев Р.И., Давлетбаев А.Я. и др. Комбинирование анализа добычи и недослеженных ГДИС методом КВД в условиях низкопроницаемых пластов для газовых скважин // Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка SPE. Москва. 2016. SPE-181974-RU.
6. Махота Н.А., Давлетбаев А.Я., Федоров А.И., Асмандияров Р.Н. и др. Примеры интерпретации данных мини-ГРП в низкопроницаемых коллекторах // Российская техническая конференция и выставка SPE по разведке и добыче нефти и газа. Москва. 2014. SPE-171175-RU.
7. Асалхузина Г.Ф., Бикметова А.Р., Кардопольцев А.С. и др. Эволюция методов и масштабов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2023. № 9. С. 108–111.
8. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Салахов Т.Р. и др. Апробация подхода к оценке текущего пластового давления при анализе динамических данных эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. 2022. № 10. С. 30–33.
9. Программный комплекс для анализа и интерпретации гидродинамических исследований скважин // RN.Digital. URL: https://rn.digital/rnvega (дата обращения 02.11.2023).
10. Сарапулова В.В., Давлетбаев А.Я., Кунафин А.Ф., Уразов Р.Р., Нуриев А.Х.,
Зарафутдинов И.А., Абдуллин Р.И., Пестриков А.В., Ямалов И.Р. Программный комплекс «РН-ВЕГА» для анализа и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. 2023.№ 12. С. 124–129.
11. Наугольнов М.В., Растегаева Е.В., Зулькарниев Р.З., Асмандияров Р.Н.
Факторный анализ успешности геолого-технических мероприятий как инструмент повышения качества геолого-гидродинамических моделей // PROнефть. Профессионально о нефти. 2019. № 1. С. 34–38.
12. Савельев О.Ю., Бородкин А.А., Наугольнов М.В., Шуваев Д.В., Талипов И.Ф., Гришко Ф.В. Усовершенствованный подход к проведению блочно-факторного анализа разработки пласта // Нефтяное хозяйство. 2015. № 10. С. 74–77.
13. Ниценко В.А., Давлетбаев А.Я., Ишкин Д.З. Численное моделирование конденсатной банки в низкопроницаемом газовом пласте в скважине с трещиной ГРП // Тезисы докладов ХIII Международной школы-конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, посвященной 50-летию образования математического и физического факультетов БашГУ. Уфа, 2022. С. 181.
Коллектив авторов выражает благодарность Д.В. Савчуку, И.В. Самсонову, К.А. Харламову, А.А. Ибатулину, Е.А. Ключниковой, Э.К. Абдрахмановой, П.Н. Стецюк (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ») за обсуждение результатов работы и ценные замечания, которые позволили значительно улучшить содержание статьи и запланировать дальнейшие исследования, Р.Р. Уразову, А.А. Хисамову, Б.И. Муллагалиеву, В.В. Сарапуловой (ООО «РН-БашНИПИнефть) за методическую поддержку, а также С.В. Ромашкину (АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), А.В. Пестрикову, Р.А. Шайбакову (ПАО НК «Роснефть») за поддержку научно-исследовательских работ и реализации лучших практик в корпоративном ПК «РН-ВЕГА», команду разработчиков «РН-ВЕГА» за профессиональную работу по развитию корпоративного ПК «РН-ВЕГА»
Ишкин Д.З., Адельгужина Э.М., Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Ефимова М.В., Захаржевский Ю.А., Ромашкин С.В., Шаронов М.В., Архипов Ю.А., Лознюк О.А.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия;
АО «Роспан Интернешнл», Новый Уренгой, Россия;
ПАО «НК «Роснефть», Москва, Россия
dz_ishkin@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия;
АО «Роспан Интернешнл», Новый Уренгой, Россия;
ПАО «НК «Роснефть», Москва, Россия
dz_ishkin@bnipi.rosneft.ru
Материалы: динамические данные работы скважин.
Методы: кривая восстановления давления, анализ добычи и давлений, факторный анализ.
низкопроницаемые газовые пласты, газодинамические исследования скважин, анализ добычи и давлений, динамические данные эксплуатации скважин, пластовое давление, повторный гидроразрыв пласта, факторный анализ
Ишкин Д.З., Адельгужина Э.М., Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Ефимова М.В., Захаржевский Ю.А., Ромашкин С.В., Шаронов М.В., Архипов Ю.А., Лознюк О.А. Апробация подхода к подбору скважин-кандидатов на мероприятия в низкопроницаемых газовых пластах по результатам анализа добычи и давлений в ПК «РН-ВЕГА» // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 86–90.
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-86-90
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-86-90
30.07.2024
УДК 536.253
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-86-90
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-86-90
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88