Руководящий документ. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений

(утв. и введен в действие Протоколом НТС Роснедр от 05.10.2023 № 03-17/8-пр)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["РД 153-39.0-109-01"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/rd-153-39-0-109-01" "РД 153-39.0-109-01. Руководящий документ. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и."
  n1["Руководящий документ. Методические... (от 05.10.2023 N 03-17/8-пр)"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/03-178-pr" "Руководящий документ. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований при разработке... (утв. и в"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Утвержден и введен в действие Протоколом НТС Федерального агентства по недропользованию от 5 октября 2023 г. № 03-17/8-пр

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО КОМПЛЕКСИРОВАНИЮ И ЭТАПНОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ, ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Дата введения 1 октября 2023 года

Предисловие

РАЗРАБОТАН Евразийским союзом экспертов по недропользованию (ЕСОЭН) совместно с Федеральным бюджетным учреждением «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» (ФБУ «ГКЗ»), Московским институтом нефтегазового бизнеса, а также нефтегазовыми компаниями.

Творческий коллектив в составе: Афанаскин И.В., Вольпин С.Г., Грандов Д.В., Давыдов А.В., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Ниязов Н.Р., Федоров В.Н., Федосеев О.В., Шагиев Р.Р., Смирнов А.Ю., Климов А.М. Соавторы по разработке «Методических указаний» (МУ): Байрамов В.Р., Басыров М.А., Бондаренко О.А., Гафаров Т.Н., Гончаров И.В., Давлетбаев А.Я., Емельянов Э.В., Кириченко С.В., Колова Л.Г., Лушпеев В.А., Марченко А.В., Махмутов И.Р, Облеков Р.Г., Романов И.А., Ручкин А.А., Стенин А.В., Федотов С.Г., Хабипов Р.М., Хасанов Д.А., Акчурин А.А., Сарапулова В.В., Имамова Е.Ю., Кантемиров Ю.Д., Акиньшин А.В., Самойленко В.В., Рязанова Т.А. Савельев Е.А., Белкин И.Ю., Гильманов Я.И. ВНЕСЕН Евразийским союзом экспертов по недропользованию (ЕСОЭН).

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ с 1 октября 2023 г. протоколом НТС Федерального агентства по недропользованию (ФАН Роснедра) от 05.10.2023 № 03-17/8-пр**.

ВВЕДЕН вместо функционирующего документа РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений».

В настоящем документе реализованы нормы Закона Российской Федерации «О недрах».

1. Назначение и область применения

Настоящие МУ устанавливают единые требования по комплексированию промысловых технологических, геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований, как средства диагностического контроля и управления при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений, в т.ч. являются основой:

• при формировании программ исследовательских работ в технических проектах разработки месторождений углеводородного сырья, добычи подземных вод для нужд ППД и размещения попутных вод (перечень в соответствии с абз. 2 и 3 п. 10а, абз. 3 п. 10б постановления Правительства РФ от 30.11.2021 № 2127);
• при согласовании указанных проектов с комиссиями, создаваемыми Федеральным агентством по недропользованию, его территориальными органами или уполномоченными органами.

Настоящие МУ устанавливают единые правила при осуществлении на территории Российской Федерации деятельности недропользователей с целью геологического изучения, разведки и добычи углеводородного сырья (УВС), независимо от ведомственной принадлежности организаций и предприятий.

С утверждением и вводом в действие настоящих Методических указаний прекращается применение РД 153-39.0-109-01 «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений» [2].

2. Нормативные ссылки

В настоящем документе использованы ссылки на следующие нормативные документы:

Геофизические исследования и работы в скважинах — исследования и работы, основанные на измерениях естественных и искусственных физических полей во внутрискважинном, околоскважинном и межскважинном пространствах (включает группы методов: «ГИС-бурение» или «ГИС» в процессе строительства скважин (как правило, в открытом стволе) и «ГИС-контроль или ПГИ» в процессе эксплуатации скважин, в том числе контроль операций, связанных со вторичным вскрытием продуктивных пластов перфорацией (ПВР) и интенсификацией притоков (ИП) с помощью различных геолого-технологических мероприятий (ГТМ): гидроразрыва пласта (ГРП), соляно-кислотной обработки (СКО) и др.

Геохимические исследования (ГХИ) — методы исследования, выполняемые в процессе бурения скважин для выделения в разрезе и оценки пластов, содержащих нефть и газ. Исследования могут выполняться как непосредственно на буровой, так и в условиях стационарной лаборатории. Объектами исследований являются флюиды (газы дегазации бурового раствора, пробы нефти и газа, пробы воды), образцы пород (керн, отмытый шлам), а также экстракты из пород. К ГХИ относятся методы газового каротажа и люминесцентно-битуминологического анализа проб шлама и бурового раствора. Также в комплексе ГХИ могут быть использованы пиролитические, фотоколориметрические, изотопные, хроматографические, хроматомасс-спектрометрические, гидрохимические и другие методы исследований.

Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность технологических операций по возбуждению пласта путем отбора из него пластового флюида или путем закачки в него жидкости и проведение соответствующих замеров дебитов и давлений в исследуемых скважинах.

Гидропроводность — комплексный фильтрационный параметр, определяемый как произведение эффективной проницаемости пласта на эффективную работающую толщину, деленное на динамическую вязкость пластового флюида.

Давление забойное — давление на забое работающей скважины.

Давление забойное, приведенное — давление, измеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую отметку глубины (водонефтяного контакта, кровли перфорации).

Давление насыщения — давление, при достижении которого в процессе снижения давления начинается выделение из нефти растворенного в ней газа.

Давление пластовое, начальное — давление, под которым находятся нефть, вода и газ, насыщающие поровое пространство и/или трещины коллекторов до начала эксплуатации пласта.

Давление пластовое, текущее — давление, при котором находятся нефть и газ, насыщающие поровое пространство и/или трещины коллекторов на контуре питания скважин в процессе эксплуатации залежи.

Депрессия на пласт — превышение пластового давления над забойным в добывающей скважине, обуславливающее приток пластовых флюидов в ствол.

Индикаторная диаграмма (ИД) — график зависимости между забойным давлением и дебитом скважины при квазиустановившихся режимах ее работы.

Контроль разработки (КР) месторождения — комплексная система исследований и наблюдений за состоянием разработки месторождения (залежи, пласта-объекта разработки) с целью выработки мероприятий по ее регулированию и совершенствованию. КР предполагает определение текущего состояния разработки месторождения на основе обобщения текущей промысловой информации (ТПИ), гидродинамических (ГДИС), геофизических исследований скважин в процессе строительства (ГИС) в открытом стволе, промыслово-геофизических исследований скважин (ПГИ) в процессе эксплуатации (в обсаженном перфорированном и неперфорированном стволе), физико-химических (ФХИ), геохимических (ГХИ) и иных специальных исследований. Информация, получаемая при КР, направлена на всестороннюю диагностику состояния объектов разработки, повышение эффективности разработки пластов.

Коэффициент насыщенности флюидом (водонасыщенность, нефтенасыщенность, газонасыщенность) — отношение объема порового пространства, заполненного флюидом (водой, нефтью, газом), к общему объему пустот.

Коэффициент пористости коллектора — отношение общего объема пустот коллектора к его общему объему.

Коэффициент пористости коллектора, открытой — отношение объема пустот коллектора, соединяющихся между собой в непрерывные каналы.

Коэффициент пористости коллектора, эффективной — отношение объема открытых пор коллектора за вычетом объема связанной воды в порах к его общему объему.

Коэффициент пористости коллектора, динамической — отношение объема открытых пор коллектора, через которые может фильтроваться пластовый флюид, к его общему объему. Динамическая пористость меньше эффективной на величину остаточной нефти.

Коэффициент продуктивности скважины — отношение дебита в стандартных термобарических условиях к депрессии на пласт.

Коэффициент приемистости скважины — аналогичная характеристика нагнетательной скважины, определяемая, как отношение расхода закачки в стандартных термобарических условиях к репрессии на пласт.

Мониторинг добычи (МД) — комплекс мероприятий, направленных на текущий контроль работы «подъемника» (фонтанный, насосный и другие способы добычи). В качестве объекта исследования выступает скважина.

Текущая промысловая информация (ТПИ) — измерения, осуществляемые на устье скважин, или на групповых замерных установках, оперативные измерения технологических параметров скважины на устье и на фиксированной отметке в стволе скважины: температуры, буферного и затрубного устьевых давлений, забойных давлений, дебитов нефти и газа, конденсата и воды в НКТ и затрубном пространстве, уровней раздела фаз в стволе.

Репрессия на пласт — превышение забойного давления над пластовым в нагнетательной скважине, обуславливающее поступление закачиваемого рабочего агента в пласт.

Толщина пласта эффективная — суммарная толщина коллекторов в пределах пласта (горизонта).

Толщина пласта эффективная работающая — эффективная толщина пласта, в пределах которой наблюдается движение флюида.

Объемный коэффициент для жидкости — отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости после дегазации (в стандартных условиях).

Подвижность — комплексный фильтрационный параметр, определяемый как отношение эффективной проницаемости пласта к динамической вязкости пластового флюида.

Проводимость — комплексный фильтрационный параметр, определяемый как произведение эффективной проницаемости пласта на его эффективную работающую толщину.

Проницаемость абсолютная — проницаемость коллектора для одной фазы, инертной к пористой среде и полностью насыщающей поровое пространство.

Проницаемость эффективная (фазовая) — проницаемость для конкретной фазы (нефть, газ, вода) в случае многофазных систем.

Пьезопроводность — комплексный фильтрационно-емкостной параметр, определяемый как отношение эффективной проницаемости пласта к произведению упругоемкости пласта на динамическую вязкость пластового флюида.

Скин-фактор — количественная характеристика состояния призабойной зоны скважины, отражающая изменения фильтрационных свойств этой зоны, геометрические особенности притока и пр.

Технический проект разработки — основной документ, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению углеводородов из недр и контролю разработки.

Проект пробной эксплуатации (ППЭ) и изменения (дополнения) к нему — технический проект разработки месторождения УВС, формируемый на стадии разведки с целью получения информации для уточнения геологического строения, добывных возможностей, в т.ч. с использованием различных технологий интенсификации добычи, выполнения подсчета запасов и подготовки месторождения к промышленной разработке.

Технологическая схема (ТСР) и технологический проект разработки (ТПР) месторождения углеводородного сырья, изменения (дополнения) к ним (ДТСР, ДТПР) — виды технических проектов, формируемые на стадии промышленной разработки. Основными задачами являются выделение эксплуатационных объектов, обоснование систем разработки и технологии воздействия, планирование методов интенсификации добычи УВС, прогноз технологических показателей разработки, обоснование коэффициентов извлечения УВС из пластов.

ТСР, ДТСР — технические проектные документы, которые определяют принципы воздействия на продуктивные пласты и основные положения системы промышленной разработки месторождения на полное развитие до полной выработки извлекаемых запасов УВС (доля геологических запасов категорий A+B1 по основному полезному ископаемому составляет не менее 3%, категории A не более 75%).

ТПР (ДТПР) — основные технические проектные документы, по которым осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по наиболее полному извлечению нефти и газа из недр и контролю процесса разработки. Составляются по результатам завершения формирования утвержденной системы разработки, а также комплекса специальных исследований (доля геологических запасов категорий A по основному полезному ископаемому составляет не менее 75%).

Физико-химические исследования (ФХИ) проб жидкостей и газов — лабораторные исследования устьевых, глубинных проб с целью изучения свойств природных флюидов и процессов их динамичного изменения при разработке.

Уровень динамический — уровень жидкости в затрубном пространстве при работе скважины.

Уровень статический — максимальный (установившийся) уровень жидкости в стволе после остановки скважины, соответствующий текущему пластовому давлению в залежи.

В настоящих Методических указаниях используются следующие сокращения:

4. Основные задачи и назначение Методических указаний

4.1. Методические указания направлены на обеспечение комплексного изучения геофизическими, гидродинамическими и физико-химическими исследованиями скважин и пластов с целью рационального использования и охраны недр и окружающей среды.

4.2. Методические указания ориентированы на создание информационной базы для проектирования и научного сопровождения разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, для реализации основных положений Закона Российской Федерации от 21.02.92 № 2395-1 «О недрах» (с изменениями и дополнениями от 14.07.2022, № 320-ФЗ) в области изучения и рационального использования, и охраны недр, разведки и добычи углеводородов.

4.3. Методические указания предназначены для использования специалистами служб, осуществляющих разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, организаций недропользователей, научно-исследовательских и проектных организаций, разрабатывающих проектно-технологическую документацию для комплексного изучения и использования недр, специализированных сервисных компаний, занимающихся вопросами комплексных методов геолого-геофизического изучения и информационного сопровождения процессов разработки нефтяных и газонефтяных залежей и пластов.

4.4. Методические указания применяются при разработке и внесении дополнений и изменений в руководящие и нормативные документы в области комплексных геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований скважин и пластов, бурения и эксплуатации скважин, разведки и разработки месторождений УВС, подготовке инструкций, требований, правил, описывающих теоретические и методические аспекты, технику и технологию проведения, методы обработки, интерпретацию, анализ, хранение и применение результатов исследований скважин и пластов.

4.5. Исполнителями и потребителями комплексных работ по исследованиям скважин и пластов могут являться недропользователи и предприятия, выполняющие данные работы на основании разрешений, выданных в установленном порядке органами управления государственным фондом недр в пределах Российской Федерации и ее континентального шельфа.

Производителями комплексных работ по исследованию скважин и пластов могут являться геофизические предприятия (подразделения) при выполнении геофизических исследований и работ в скважинах, нефтегазодобывающие предприятия (в том числе их исследовательские подразделения и центры и т.п.), научно-исследовательские и проектные организации и др., имеющие лицензии, выданные в установленном порядке на осуществление соответствующих видов деятельности, связанных с комплексным геолого-физическим изучением и использованием недр.

4.6. Результаты комплексного изучения скважин и пластов (ГИС, ГДИС, ТПИ, ФХИ и ГХИ) и эффективность их практического применения в качестве информационного обеспечения и сопровождения процессов разработки рекомендуется подвергать финансово-экономическому анализу (расчеты стоимости работ и отдельных структурных элементов ГДИС в зависимости от качества итоговой информации, их влияние на технико-экономические показатели и эффективность проведения, например, ГТМ и др.).

5. Назначение и объекты контроля разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

5.1. Под контролем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки.

5.2. Назначение системного контроля разработки месторождений состоит в получении данных о состоянии и изменениях, происходящих в продуктивных пластах в процессе их эксплуатации с целью информационного обеспечения управления процессами разработки, включая обеспечение необходимыми данными постоянно действующих геолого-технологических моделей залежей.

5.3. Многообразие технологий промыслового и геофизического контроля разработки обусловлено разнообразием объектов исследований и их геолого-промысловыми характеристиками. Объекты контроля разработки делятся на уровни. Объект любого уровня может быть представлен в виде геолого-технологической модели, которая способна описать основные процессы, протекающие при его эксплуатации.

5.4. Различают геолого-гидродинамические модели месторождения (залежи), пласта, скважины, системы «пласт — скважина». Модели многопластовых месторождений должны учитывать возможные взаимовлияния отдельных объектов (межпластовые перетоки, переводы скважин с одного пласта на другой, приобщения пластов и т.д.).

5.5. Специфика системы контроля разработки нефтяных и газонефтяных месторождений зависит от особенностей разрабатываемых пластов и месторождения в целом, специфики фонда скважин (включая их назначение, тип добываемой продукции, способ эксплуатации, тип траектории, специфику конструкции, способа заканчивания и пр.).

5.6. Разрабатываемые залежи отличаются количеством объектов эксплуатации, геометрическими и литолого-стратиграфическими параметрами, способом поддержания энергии пластов, стадией разработки.

5.7. Скважины по назначению бывают: опорные, поисковые, структурные, оценочные, параметрические, разведочные, эксплуатационные (добывающие и нагнетательные), контрольные скважины, разделяющиеся на наблюдательные (неперфорированные) и пьезометрические (перфорированные), специальные (водозаборные, поглощающие, метрологические, резервные и пр.). Отдельный интерес для контроля разработки представляют скважины уплотняющего бурения (на момент их строительства).

5.8. Добывающие скважины по способу эксплуатации делятся на фонтанные, газлифтные и эксплуатируемые механизированным способом (с ЭЦН, ШГН, струйными насосами и др.).

5.9. По типу конструкции (способу заканчивания забоя) различают скважины: с открытым забоем, с цементируемым и не цементируемым фильтром, перфорированные; с заканчиванием ГРП или многостадийным ГРП и др.

5.10. По вариантам внутрискважинного оборудования различают скважины с НКТ выше продуктивной толщи, с НКТ, полностью или частично перекрывающими продуктивную толщу; с пакером и без в затрубном пространстве, с компоновками одновременно-раздельной эксплуатации пластов (ОРД или ОРЗ), с компоновками-устройствами контроля (выравнивания) притока (типа ICD).

5.11. По типу траектории ствола скважины могут быть отнесены к вертикальным (ВС), наклонно-направленным (ННС), горизонтальным (ГС), многоствольным (МСС), многоствольным горизонтальным (МГС), горизонтальным боковым стволам (БГС).

5.12. По типу подъемника различают скважины, оборудованные пусковыми муфтами, циркуляционными клапанами и насосами.

5.13. Скважины различаются также по количеству совместно эксплуатируемых пластов и по своему состоянию (находящиеся в отчетный период в действующем фонде, в бездействующем фонде, в ожидании освоения и пр.).

5.14. С точки зрения планирования и реализации системы исследований по контролю разработки наиболее приоритетным является разделение добывающих скважин на стабильно работающие (фонтанные, газлифтные, оборудованные электроцентробежными или штанговыми насосами ЭЦН/ШГН, байпасами Y-tool с малогабаритными ЭЦН), работающие в режиме нагнетания (водонагнетательные, газонагнетательные), не работающие (бездействующие, пьезометрические и наблюдательные), гидрогеологические (водозаборные, поглощающие, наблюдательные на водоносный горизонт).

6. Стадии разработки месторождений

6.1. В зависимости от уровня изученности и трендов добычи нефти разделяют несколько стадий состояния разработки месторождений/эксплуатационных объектов. Каждая стадия характеризуется отличительными особенностями при проведении комплекса промыслового, геофизического и физико-химического контроля.

6.2. На начальной стадии пробной эксплуатации месторождения (залежи) оцениваются запасы и продуктивные (добычные) возможности по отдельным скважинам и пластам, насыщается информацией геологическая модель пластов, исследуются свойства пластовых флюидов, обосновывается система заканчивания скважин.

6.3. На стадии разбуривания месторождения с последующим периодом пиковой и стабилизированной добычи детализируются геологические модели пластов, пересчитываются запасы, при освоении новых скважин расширяется объем информации о фильтрационно-емкостных свойствах пластов, работающих толщинах, скин-факторах и пр., опробуются перспективные технологии разработки пластов и эксплуатации скважин, оценивается соответствие фактической добычи и потенциальной продуктивности пластов и скважин.

6.4. При достижении пиковой добычи изучаются и анализируются измеренные параметры ФЕС пластов и продуктивные характеристики скважин, используемые для построения (настройки) геолого-технологической цифровой модели месторождения, обосновывается (на основе модели) система оптимизации добычи (при этом ПГИ и ГДИС преимущественно реализуются в фонтанных скважинах, в насосных скважинах в период проведения КРС, а также в нагнетательных скважинах).

6.5. В период стабилизированной добычи (достижении так называемой «полки») определяется эффективность принятой системы разработки, оценивается охват запасов процессами выработки, выявляются основные направления фильтрационных потоков, по результатам базовых исследований экспертируются гидродинамические модели залежей, контролируются технологические параметры работы скважин, обосновываются и проводятся (с оценкой эффективности) ГТМ и КРС, необходимые для поддержания уровня добычи по месторождению, обосновывается необходимость дополнительного бурения.

6.6. На стадии падающей добычи оценивается распределение остаточных запасов по площади и разрезу, устанавливаются причины массового обводнения скважин, оценивается эффективность РИР, контролируется динамика изменения энергетических свойств пласта, обосновываются дополнительные ГТМ.

6.7. Поздняя (завершающая) стадия характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и падение добычи нефти, повышение себестоимости добычи практически до уровня рентабельности, основная роль ГТМ состоит в поддержании приемлемого технического состояния стволов эксплуатационных скважин и подземного оборудования.

7. Основные задачи контроля разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

7.1 Контроль разработки месторождений преследует достижение следующих целей:

• детализация геологического строения (включая оценки гидродинамической связи между пластами и скважинами), оценка запасов углеводородов;
• прогноз добычных возможностей продуктивных пластов с учетом планируемой динамики изменения физико-химических свойств пластовых флюидов;
• мониторинг добычи продукции на устье;
• оценка характера выработки нефти (газа) при заводнении пластов, выявление направления фильтрационных потоков, поиск целиков;
• оценка текущей и остаточной нефте(газо)насыщенности в отдельных частях залежи и в пластах;
• контроль перемещения ВНК и ГНК (ГВК) в процессе разработки;
• контроль энергетического состояния пластов, определение фильтрационно-емкостных параметров резервуара;
• контроль технологических параметров эксплуатационных скважин и мониторинг их технического состояния;
• контроль эффективности проводимых на скважине ГТМ, РИР (КРС/ПРС).

Достижение перечисленных целей обеспечивает:

• выбор оптимального режима работы скважины, подбор технологического оборудования, оценка эффективности ГТМ и КРС (технологический контроль);
• определение эксплуатационных характеристик вскрытого перфорацией пласта (эксплуатационный контроль);
• исследование процесса вытеснения нефти и газа в пласте (геолого-промысловый контроль);
• изучение состояния скважин (технический контроль).

7.2. Достижение перечисленных целей предполагает использование результатов исследований скважин для следующих параметрических и целевых задач:

• уточнение технического состояния, конструкции и траектории ствола скважины;
• диагностика и оценка емкостных свойств, оценка начального (фонового) распределения насыщенности коллекторов;
• определение положения продуктивных толщин и геологических неоднородностей;
• определение оценочных гидродинамических параметров, контроль энергетического состояния продуктивного пласта до начала эксплуатации;
• оценка текущей или остаточной нефтенасыщенности и определение уровней контактов в продуктивных пластах;
• мониторинг технологических параметров эксплуатации в добывающих скважинах;
• мониторинг технологических параметров закачки в нагнетательных скважинах;
• контроль динамики и равномерности выработки продуктивных пластов на основе определения фильтрационно-емкостных параметров, энергетического состояния пласта и профилей фазовых притоков;
• контроль динамики заводнения продуктивных пластов на основе определения фильтрационно-емкостных параметров, энергетического состояния пласта и профилей приемистости;
• контроль динамики энергетического состояния пласта по площади залежи;
• мониторинг технологических параметров поглощающих и водозаборных скважин, задействованных в системе ППД.

8. Система контроля разработки

8.1. Системный контроль разработки предполагает регулярность получения текущей промысловой информации (ТПИ), проведения гидродинамических исследований (ГДИС), методов промыслово-геофизического контроля (ГИС-контроля), физико-химических (ФХИ) методов исследований скважин.

8.2. ТПИ включают регулярные измерения на скважинах дебита жидкости, обводненности продукции, газового фактора, устьевых давлений: буферного и затрубного, забойного и пластового давлений, замеры статических и динамических уровней. Устанавливается контроль за выносом песка, солеобразованием и т.п.

От полноты и достоверности исходной геолого-промысловой информации зависит точность прогнозных расчетов показателей разработки месторождения. Необходимо, чтобы все вводимые в эксплуатацию скважины были оснащены соответствующей контрольно-измерительной аппаратурой или подключены к замерной системе.

8.3. ФХИ включают получение и анализ глубинных и поверхностных проб (включая и те, что периодически получают при проведении межскважинного трассирования с закачкой в пласт различных меченых веществ через нагнетательные скважины).

ФХИ входят в состав геохимических (ГХИ) исследований, которые также предполагают лабораторный анализ нефтенасыщенных пород (керн, шлам) и могут быть применены при необходимости в качестве основного или вспомогательного инструмента для решения задач контроля разработки.

Целями проведения исследований являются:

• установление закономерностей изменения в составе и свойствах флюидов в разрезе и по площади отдельного пласта/залежи;
• выявление интервалов нефтегазонасыщения;
• уточнение флюидальных контактов, прогноз наличия нефтяных оторочек на основе изучения состава флюида;
• установление отличий в составе и свойствах флюидов в отдельных залежах месторождения.

В случае выявления отличий флюидов информация ГХИ может быть использована для:

• детализации геологического строения пласта (литологический и тектонический факторы) и выявления гидродинамически несвязанных блоков;
• выявления межпластовых перетоков;
• разделения суммарной добычи по пластам.

На этапе разработки и эксплуатации методы ФХИ позволяют изучать процессы обводнения, солеобразования и гидратообразования, коррозии, образования эмульсий и т.д.

Комплекс ГХИ может включать параметры вещественного, группового, компонентного, молекулярного, биомаркерного, микроэлементного, изотопного состава и др. Спектр проводимых исследований зависит от конкретных задач и технических возможностей лаборатории, выполняющей исследования.

Дополнительно могут быть решены задачи по выявлению интервалов нефтегазоматеринских пород, а также их типизации по комплексу геохимических параметров как для экстрактов из пород, так и для нерастворимого органического вещества (НОВ) пород.

Региональное обобщение геохимических данных и корреляция нефтей с битумоидами (экстрактами) из нефтематеринских пород позволяют локализовать очаги генерации углеводородов, выявить основные пути миграции углеводородных флюидов и восстановить процесс формирования месторождений. Геохимический комплекс исследований позволяет обосновать отличия и закономерности изменения в составе и свойствах флюидов в пределах месторождений и отдельных залежей.

Применение геохимических методов может быть ограничено или невозможно в случаях бурения скважин на РУО (раствор на углеводородной основе)/РНО (раствор на нефтяной основе).

Формирование коллекции для изучения (количество образцов и частота их отбора) и комплекс геохимических исследований (виды исследований) определяются «геологическим паспортом объекта» — набором параметров (нефтегазоносная провинция, возраст отложений, их литологический состав, насыщенность РОВ (рассеянного органического вещества), степень катагенетической преобразованности РОВ), а также конкретной целью и поставленными задачами.

В случае «пропущенных» этапов изученности месторождения во избежание утраты генетической информации по керну и флюидам ГХИ рекомендуется проводить на этапе разработки месторождения.

8.4. ГДИС — совокупность технологических операций по возбуждению пласта путем отбора из него пластового флюида или путем закачки в него жидкости и проведение соответствующих замеров дебитов и давлений в исследуемых скважинах.

Различают следующие технологии ГДИС:

• регистрация давления и дебита или расхода на квазиустановившихся режимах фильтрации в добывающей или нагнетательной скважине (метод «установившихся» отборов или «установившихся» закачек) с построением индикаторной диаграммы (ИД);
• регистрация изменения давления на забое добывающей скважины (при подъеме уровня);
• регистрация изменения давления на забое добывающей или нагнетательной скважины в цикле остановки скважины, дебита или расхода до остановки скважины (КВД — кривая восстановления давления в добывающей скважине, КПД — кривая падения давления в нагнетательной скважине);
• регистрация изменения давления на забое добывающей скважины, дебита в цикле пуска скважины в работу после остановки (КСД);
• исследования добывающих (нагнетательных) скважин, включающие несколько последовательно сменяющих себя циклов запуска с различным дебитом (расходом) (ИД-КСД, ИД-КПД), в том числе включающие циклы остановки (ИД-КВД);
• гидропрослушивание — регистрация изменения забойного давления в реагирующей скважине (как правило — добывающей) в результате намеренного изменения режима работы (включая пуск и остановку) возмущающей скважины (добывающей или нагнетательной, одной или нескольких), а также регистрация изменения забойного давления при долговременном мониторинге давления и дебита или расхода нескольких соседних скважин для выявления их взаимовлияния и определения фильтрационно-емкостных свойств пласта в межскважинной зоне.

По результатам ГДИС может быть определен тип коллектора, выявлены зоны неоднородности пласта и границы в пласте (постоянного давления, непроницаемые, частично проницаемые), установлено взаимовлияние (интерференция) скважин.

По результатам ГДИС оценивают начальное и текущее энергетическое состояние пласта (пластовое давление), коэффициент продуктивности скважины, фильтрационно-емкостные характеристики пласта (проницаемость, гидропроводность, подвижность, проводимость, пьезопроводность), характеристики совершенства вскрытия пласта (скин-фактор).

В случае недовосстановленного пластового давления (при исследовании методами КВД, КПД) возможно использование инструментов численного моделирования (с использованием Proxy-моделей, таких как CRM, CAM, MLR, OCM и др.) или деконволюции (ДКВ, МДКВ) с целью получения информации об энергетическом состоянии объекта и его фильтрационных свойствах.

Представленные методы являются косвенными в определении Pпл и ФЕС, требующими дополнительной оценки достоверности получаемых результатов. Необходимо их сопоставление с данными прямых ГДИС (по изучаемой скважине или соседним с ней скважинам, эксплуатирующим тот же объект разработки). В случае отсутствия прямых методов ГДИС на объекте разработки применение косвенных методов определения параметров недопустимо.

8.5. ГИС-контроль объединяет комплекс промыслово-геофизических методов, которые по условиям проведения измерений в скважине, задачам и информативности делятся на:

• ГИС на этапе строительства скважин при разбуривании месторождения или уплотнении сетки (в открытом стволе);
• ГИС на этапе эксплуатации, чаще всего в обсаженном стволе: ПГИ.

Основными направлениями проведения ГИС являются: изучение петрофизических свойств и литологии изучаемых геологических разрезов, мониторинг разработки месторождений углеводородов, изучение технического состояния скважин, проведение прострелочно-взрывных и других работ в скважинах. Методы ГИС информативны при решении задач, связанных с оценкой насыщенности коллекторов, в том числе при контроле разработки, бурении боковых стволов и уплотнении сетки. Часть методов этой группы используют для оценки текущей насыщенности коллекторов, перекрытых обсадной колонной.

8.6 Методы ПГИ делятся по целям исследования на:

• методы определения текущей и остаточной насыщенности пластов;
• методы определения притока-состава и приемистости;
• методы определения технического состояния скважин.

8.7. Информативность методов ПГИ, ГИС и ГДИС при контроле разработки приведена в табл. 1, краткое описание и информативность основных методов ГИС и ПГИ приведены в табл. 2.

Особенностью ПГИ является более широкий спектр технологий, отличающихся поведением геофизических параметров по глубине и во времени (табл. 3).

Таблица 1

Информативность методов контроля разработки

Таблица 2

Информативность геофизических и промыслово-геофизических методов исследования скважин

Таблица 3

9. Требования к минимальному комплексу по охвату и периодичности геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований на разных этапах разработки месторождений и эксплуатации скважин

9.1. Минимальный комплекс исследований скважин по контролю разработки нефтяных и газонефтяных месторождений представлен в табл. 4.

9.2. Рекомендуемые комплексы исследований в данной таблице указаны для наиболее значимых с точки зрения организации системы контроля категорий и видов скважин, а также типов комплексных исследований.

9.3. Данные по охвату и периодичности исследований скважин в табл. 4 дифференцированы в привязке к действующему проектному документу, требования к содержанию которого устанавливаются «Правилами подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья». Структура данных в табл. 4 отражает также последовательную смену стадий разработки месторождения, перечисленных в разделе 6 настоящего документа. Исследования должны проводиться в скважинах без технических осложнений. Количество планируемых для исследования скважин, полученное расчетным путем через долю от действующего фонда, не может быть меньше 1 ед.

9.4. Разработанный комплекс является минимальным и должен включаться во все программы доразведки и исследовательских работ месторождений УВС всеми недропользователями Российской Федерации. Виды и объем измерений и исследований на каждом конкретном месторождении не могут быть меньше, чем в разработанном комплексе, за исключением месторождений, содержащих ТРИЗ, приуроченных к внутренним морским водам и континентальному шельфу Российской Федерации, а также находящихся в сезонной эксплуатации (если такой режим установлен в действующей проектно-технологической документации на разработку месторождения УВС и прошел согласование в установленном порядке с ЦКР Роснедр по УВС), но могут быть увеличены с целью решения каких-либо вопросов разработки данного месторождения. Решение по увеличению охвата фонда скважин и периодичности исследований принимается недропользователем с целью оперативного решения задач доизучения объектов и повышения эффективности разработки месторождений.

9.5. Для месторождений, характеризующихся наличием ТРИЗ (соответствующих текущим критериям, установленным государственными органами), охваты и периодичности ГДИС (строки 2, 6, 10) определяются компанией-недропользователем (оператором) исходя из технологической возможности и необходимости обеспечения эффективного контроля разработки по согласованию с ЦКР Роснедр по УВС при представлении проектно-технологической документации на разработку месторождения УВС.

9.6. Для месторождений, приуроченных к внутренним морским водам и континентальному шельфу Российской Федерации, охват объектов исследованиями и их периодичность могут быть обоснованно скорректированы (с учетом реализованной схемы обустройства, технических и логистических ограничений морского промысла) по согласованию с ЦКР Роснедр по УВС при представлении проектно-технологической документации на разработку месторождения УВС.

9.7. При продолжительности периода пробной эксплуатации более 3 лет рекомендуется увеличение охвата и периодичности проведения ГДИС и ПГИ + ГИС, которое устанавливается по согласованию с ЦКР Роснедр по УВС при представлении проектно-технологической документации на разработку месторождения УВС. Объем исследований за период пробной эксплуатации устанавливается для действующей скважины эксплуатационного фонда независимо от смены способа ее эксплуатации.

9.8. Во всех скважинах при проведении РИР (изоляции искусственного забоя, ликвидации ЗКЦ, устранении негерметичностей) и ГТМ (с воздействием на призабойную зону, при приобщении толщин, оптимизации работы насоса, замены глубинно-насосного оборудования) при необходимости проводятся разовые ГДИС и ПГИ до и после проведения перечисленных работ.

9.9. Количество пьезометрических скважин на месторождении (объекте разработки) допускается до 30% действующего фонда (обязательным условием для перевода скважин в пьезометрический фонд является индивидуальное вскрытие объекта разработки; сеть этих скважин закрепляется по согласованию с ЦКР Роснедр по УВС при представлении проектно-технологической документации на разработку месторождения УВС).

9.10. Количество наблюдательных специально оборудованных скважин (без перфорации или оборудованных стеклопластиковыми колоннами) на месторождении (объекте разработки) допускается в пределах от 0,5 до 5% действующего фонда (необходимость бурения контрольных наблюдательных скважин определяется индивидуально исходя из насущных геолого-промысловых задач, а также обуславливается особенностями условий измерений и эффективностью методов ГИС-контроля, периодичность замеров также определяется индивидуально и может варьировать от 1 до 4 раз в год).

9.11. Отбор устьевых проб по водозаборным скважинам осуществляется с любой действующей скважины на каждой кустовой площадке, по поглощающим скважинам — с каждой КНС.

9.12. Контроль за качеством подготовленной воды осуществляется на выходе из водоочистной установки на КНС и на устье наиболее удаленной нагнетательной скважины при наличии на ней оборудования, обеспечивающего безопасный отбор проб в соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

9.13. Для добывающих и нагнетательных скважин с горизонтальным заканчиванием (ГС, МСС, ГС с МГРП) при проведении плановых ПГИ (строки 3.1, 3.2, 7.1, 7.2, 11.1, 11.) в охвате действует понижающий коэффициент 0.2.

9.14. При формировании на месторождении (объекте разработки) системы специализированных скважин для целевого долговременного (периодического или непрерывного) мониторинга состояния разработки и выработки запасов, оборудованных стационарными информационно-измерительными системами (СИИС), охваты по ГДИС и ПГИ могут быть скорректированы по согласованию с ЦКР Роснедр по УВС при представлении проектно-технологической документации на разработку месторождения УВС. При этом сами объекты долговременного наблюдения также закрепляются в проектно-технологической документации на разработку.

Таблица 4

Требования к минимальному комплексу исследований скважин при контроле разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

10. Комплексирование исследований при решении типовых геолого-промысловых задач контроля разработки месторождений

10.1. Контроль и регулирование разработки месторождений требует не только совместного использования информации о пласте и скважинах, полученной по данным разного вида исследований скважин и пластов: текущей промысловой информации, геофизических, гидродинамических и физико-химических методов. Оно предполагает также комплексный подход на всех стадиях решения проблем контроля с момента их возникновения, в том числе:

• планирование исследований, составления программ комплексных работ на скважине и на месторождении, их этапирования;
• совместное проведение разных видов исследований как единого процесса, т.е. их комплексирования, когда это необходимо и возможно;
• комплексная интерпретация, анализ результатов исследований и оценка их достоверности, обобщение всех полученных данных и рекомендации по их хранению в базе данных (в том числе с использованием компьютерных технологий).

10.2. Под комплексированием исследовательских работ понимается использование какого-либо комплекса исследований: геофизических и/или гидродинамических, собранного из разных видов измерений для решения конкретной поставленной задачи или группы задач. В свою очередь геофизические и гидродинамические исследования также состоят из совокупностей комплексов различных видов исследований.

10.3. Под этапностью выполнения исследовательских работ по изучению геолого-геофизических характеристик газонефтяных залежей, пластов понимается синхронизация по времени — одновременное или последовательное проведение различных методов исследований в течение какого-либо периода времени или стадии от разведки до полной выработки месторождения.

10.4. Качество и объем комплексных исследований скважин должны обеспечить максимальное получение информации о геолого-геофизических характеристиках продуктивных нефтяных и газонефтяных залежей и пластов, необходимой для проектирования, контроля и регулирования процессов разработки и добычи углеводородов.

10.5. Сроки, объемы, виды проведения комплексных исследований скважин и их этапность, частота проведения в соответствии с настоящими Методическими указаниями устанавливаются в геолого-технических проектах и лицензионных соглашениях на право пользования недрами.

10.6. Соответствие сроков, объемов и качества выполнения комплексных исследований скважин проектам и лицензиям на использование недр контролируется органами государственного геологического контроля, органами государственного горного надзора, Центральной комиссией по разработке месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра по УВС) Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации, действующими в пределах их компетенции в соответствии с утвержденными положениями об их деятельности.

10.7. Регистрация и хранение данных комплексных исследований и отдельных их составляющих рекомендуется осуществлять в цифровом виде под компьютерным управлением и контролем, в форматах и стандартах регистрации, принятых соответствующими «Техническими инструкциями», обеспечивающими возможность передачи первичной информации по каналам связи и ее архивации в электронных базах и банках данных. Компьютерные программы регистрации должны обеспечивать метрологический контроль качества в ходе регистрации.

10.8. Все скважинные инструментальные диагностические измерения, направленные на решение геолого-промысловых задач по группам КР (контроль разработки) и МД (мониторинг добычи), требуют не только программно-методического, но и соответствующего аппаратурного, метрологического и технологического обеспечения, что составляет основу методологии комплексирования.

10.9. В табл. 2, 3 представлены общие принципы комплексирования и технологии проведения для типовых методов ПГИ и ГДИС, а также их применимости для объектов разработки нефтяных и газонефтяных месторождений:

• комплексы исследований скважин могут быть разделены на несколько уровней, отличающихся по условиям применения и информативности: вспомогательный, стандартный, расширенный и специальный;
• основная задача вспомогательного комплекса — привязка результатов по глубине и взаимная увязка геофизических диаграмм;
• стандартный комплекс включает комплекс методов, использование которых в большинстве случаев достаточно для решения поставленной стандартной задачи. Методические документы по исследованиям скважин не допускают сокращения стандартного комплекса за счет исключения какого-либо из методов;
• расширенный комплекс дополнен методами, существенно повышающими результативность и однозначность решения задачи. Как правило, расширение комплекса связано со значительным увеличением затрат на подготовку скважины и проведение измерений. Поэтому он используется ограниченно и выборочно — для наиболее значимых объектов, либо по требованию Заказчика.

10.10. Модифицированный (специальный) комплекс включает целевые исследования, выполняемые в рамках индивидуальных программ (специально разработанных для конкретной скважины). В рамках специальных исследований может также выполняться опробование (опытно-промышленное испытание) новых технических средств или технологий проведения измерений.

10.11. Перечисленные типы комплексов исследования скважин могут применяться как раздельно, так и вместе, а также последовательно друг за другом. Допускается комбинация перечисленных групп методов в рамках единой системы промыслово-геофизического контроля.

10.12. Исследования в рамках перечисленных комплексов могут включать долговременный стационарный мониторинг технологических и геофизических параметров режима работы скважины (температуры, давления, расхода, состава продукции и др.) с помощью устанавливаемых в эксплуатационные скважины на длительный срок точечных, точечно-распределенных или распределенных систем стационарных информационно-измерительных систем (СИИС), в том числе при целенаправленном изменении режима работы исследуемой и соседних скважин (Приложение А).

10.13. Наиболее важными объектами мониторинга средствами СИИС следует считать высокотехнологичные скважины: горизонтальные (ГС), горизонтальные с многостадийным ГРП (ГС с МГРП), многоствольные (МСС), многоствольные горизонтальные, оборудованные для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), предназначенные для разработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья (ТРИЗ УВС).

10.14. Измерения могут проводиться как по всему стволу скважины, так и в интервале детальных исследований (включая отдельные фиксированные точки). Выбор интервала зависит от решаемой задачи, назначения скважины, особенностей ее конструкции и подземного оборудования. В частности, детальные исследования могут быть выполнены в интервале продуктивной толщи, в предполагаемых интервалах перетоков, нарушений технического состояния скважины и пр.

10.15. Технологические принципы комплексных исследований промыслово-геофизического контроля (ПГИ и ГДИС) в эксплуатационном фонде скважин приведены в табл. 3.

10.16. Комплекс методов исследования скважин, применяемые технологии измерений, а также результативность комплекса определяются условиями измерений в конкретной скважине и в первую очередь связаны с назначением и способом эксплуатации скважины.

11. Комплексирование исследований в скважинах со сложным заканчиванием

11.1. С точки зрения специфики системы ГИС-контроля следует выделить скважины с горизонтальным окончанием (ГС), в том числе БГС и ГС с многостадийным ГРП (МГРП), и многоствольные ГС, в том числе конструкции fish bone.

11.2. Требования по минимальному охвату и периодичности проведения измерений высокотехнологичных скважин в первую очередь связаны с планированием и организацией измерений (в условиях разделенных многокомпонентных потоков), с доставкой систем измерения на забой горизонтальных стволов, со стоимостью применяемых технологических операций и дополнительными усложнениями, а также требованиями к средствам измерений.

11.3. При планировании работ и выборе измерительной аппаратуры необходимо учитывать дополнительные риски снижения результативности измерений в добывающих скважинах с горизонтальным стволом, связанной со слабыми неоднородными по составу притоками и многокомпонентным многофазным заполнением ствола. При этом предполагается преимущественное исследование данного типа скважин расширенными и модифицированными специальными комплексами.

11.4. Для снижения рисков неоднозначной интерпретации результатов ГДИС в скважинах со сложным заканчиванием по причине приобщения к работе значительных толщин коллектора гидродинамические исследования рекомендуется комплексировать с промыслово-геофизическими, максимально приблизив друг к другу даты их проведения.

Приложение А

ХАРАКТЕРИСТИКА И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ СТАЦИОНАРНЫХ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ДЛИТЕЛЬНОГО ПЕРМАНЕНТНОГО МОНИТОРИНГА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ

Современное развитие систем мониторинга геофизических и гидродинамических параметров в нефтяных и газовых скважинах привели к внедрению на промыслах стационарных информационно-измерительных систем (СИИС) — как альтернативы традиционным подходам к информационному обеспечению контроля разработки (КР) и мониторинга добычи (МД), табл. А1.

СИИС могут использоваться в качестве средства получения текущей промысловой информации (ТПИ), а также проведения гидродинамических (ГДИС) и промыслово-геофизических исследований (ПГИ) скважин. У всех типов подобных систем есть ряд преимуществ по сравнению с классическими комплексами ГДИС-ПГИ, в том числе:

• возможность стационарной установки ниже подвески насосного оборудования на длительный срок (например, на весь межремонтный период и даже более);
• проведение измерений в режиме on-line практически «мгновенно» для всего профиля ствола;
• обеспечение непрерывных измерений, при котором некоторое снижение чувствительности по измеряемым параметрам, например, температуре, компенсируется большими массивами данных и возможностью их получения в первые минуты после пуска скважины в работу;
• значительные экономические выгоды, т.к. количество замеров и их периодичность не ограничены, а удельная стоимость информации за продолжительный период мониторинга минимальная (особенно при значительном охвате измерениями фонда действующих скважин, при большом количестве одновременно исследуемых объектов);
• возможность при размещении в горизонтальных скважинах механизированного фонда извлекать насосное оборудование без изъятия из ствола измерительных модулей (при применении в СИИС индукционных и прочих разъединителей системы телеметрии, в случаях использования ЭЦН малого габарита, спускаемого в НКТ на силовом кабеле, при реализации на этапе строительства скважины долговременного мониторинга температуры и сейсмоакустических сигналов на основе оптоволокна);
• возможность совмещать измерительную систему с системой управления элементами подземного оборудования (концепция умных скважин Smart Well при использовании активного дистанционно управляемого с поверхности устройства контроля притока — УКП/ICD).

Таблица А.1

Классификация глубинных СИИС

Информативность и эффект от применения систем мониторинга забойного давления в стволе скважины на заданной глубине

Непрерывный дистанционный мониторинг параметров забойного давления и температуры точечными СИИС (включая датчики телеметрических модулей насосов ТМС) позволяют выполнять как диагностику геолого-промысловых параметров (оценивать динамику изменения Pпл, коэффициента продуктивности, скин-фактора по методикам анализа добычи Decline analysis в отдельных скважинах), так и вести динамический оперативный анализ межскважинного взаимодействия с целью:

• адресной корректировки системы поддержания пластового давления (ППД);
• выравнивания профилей приемистости с упреждением прорывов воды по нестабильным трещинам гидроразрыва пласта (авто ГРП);
• оптимизации работы насосов;
• оптимизации подбора скважин-кандидатов для повторного ГРП и пр.

Информативность и эффект от применения систем мониторинга профилей притока и приемистости в вертикальных скважинах (ВС) с системами одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и в горизонтальных стволах (ГС)

В рассматриваемых случаях применение СИИС позволяет реализовать следующие преимущества:

• уточнение (актуализация) цифровых гидродинамических моделей с учетом неравномерной выработки пластов при заканчивании вертикальными скважинами (ВС) с ОРЭ, при бурении горизонтальных и многоствольных скважин;
• уточнение пластовых давлений и индивидуальных скин-факторов по совместно эксплуатируемым объектам, вскрытым ВС с ОРЭ, что необходимо для оперативного регулирования компоновок одновременно раздельной добычи (ОРД) и закачки (ОРЗ);
• обнаружение ошибок бурения и заканчивания: при неудачной траектории ствола, снижающей продуктивность, при расхождении по притоку (составу притока) с прогнозами на основе эффективных толщин, при несоответствии дизайнов ГРП реальной картине работы трещин и толщин в отдельных стадиях;
• оценка характера и степени ухудшения продуктивности скважин из-за некорректных прогнозов кольматации (скин-факторов), заколонной циркуляции (ЗКЦ), влияния притоков газа, наличия в стволе гидравлических помех: пробок (вывалов) песка и проппанта, образования водных «сифонов» в прогибах траектории ГС и пр.;
• определение интервалов и интенсивности узконаправленных («кинжальных») прорывов воды (например, из-за наличия высокопроводящих трещиноватых прослоев в разрезе пласта), которые необходимо оперативно изолировать (закрыв порт или поставив в трубе «пластырь» или же отрегулировав закачку в нагнетательных скважинах);
• определение интервалов и интенсивности прорывов газа (из газовой шапки или соседнего горизонта), а также диагностика активного разгазирования нефти, прорывов продукции с другого горизонта и пр.;
• обоснование рекомендаций по оптимальным режимам эксплуатации (в случае проведения замеров при работе скважин на разных режимах, т.е. при разных дебитах или расходах закачки) с целью достижения «равномерности» профиля и состава притока (ПСП) и профиля приемистости (ПП) для обеспечения оптимальной выработки запасов в пласте по площади дренирования;
• диагностические исследования в ВС с ОРЭ и в ГС для определения, какие интервалы фильтра (стадии, порты ГРП) не работают и как они меняют свой вклад в добычу по мере эксплуатации объекта во времени (одновременно обнаруживаются негерметичности разделяющих ствол на стадии пакеров).

Технологические подходы при создании дистанционных мониторинговых систем для ГС:

При создании дистанционных мониторинговых систем для ГС используются следующие элементы (технологии) СИИС:

• оптоволоконные распределенные термические и сейсмоакустические (DTS-DAS);
• точечно-распределенные на основе электронных или оптических (решетки Брэгга) высокоточных датчиков — «гирлянды» (косы);
• маркерные точечно-распределенные (с помещением химических индикаторов в среду проппанта или в виде кассет с маркерами в элементы компоновок заканчивания ГС);
• дистанционно управляемые компоновки заканчивания (электрические, гидравлические, механические), обеспечивающие управляемое отключение/подключение отдельных стадий ГС. Возможны также комбинированные варианты данных элементов (табл. А2).

Таблица А.2

Применение СИИС для решения геолого-промысловых задач. Достоинства, недостатки, области применения. Взаимозаменяемость комплексов ПГИ-ГДИС

Приложение Б

АНАЛИЗ ДЛИТЕЛЬНЫХ КРИВЫХ ДЕБИТА И ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ В РАБОТАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

Анализ длительных кривых дебита и забойного давления в работающих скважинах иначе называют: «анализ добычи», «промысловый анализ», «анализ кривых падения», «анализ КСД», Decline analysis или Rate transient analysis (RTA). Цель такого анализа — определение фильтрационно-емкостных параметров пласта и уточнение его геологического строения, а также среднесрочное прогнозирование добычи нефти.

Широкое применение анализа КСД стало возможно благодаря использованию ЭЦН с датчиками забойного давления в составе блока ТМС. Рекомендуется использовать датчики давления в составе блока ТМС чувствительностью не хуже 0,01 атм.

Главным недостатком анализа КСД при пуске скважины в работу является невозможность определения пластового давления. Его можно определить при помощи метода восстановления давления (КВД) или приближенно оценить с помощью следующих методов: исследования на установившемся (квазиустановившемся) режиме фильтрации, исследования методом двух режимов (two-rate test), исследования методом пуска скважины после кратковременной остановки (drawdown test after a short shut-in).

Главным преимуществом анализа КСД является намного большая, чем для КВД, длительность анализируемого периода. Это позволяет изучить свойства пласта на большом расстоянии от скважины, определить расстояния до границ пласта или зоны дренирования скважины, оценить интерференцию скважин. При этом нет необходимости останавливать скважины для исследований, кроме как для оценки пластового давления.

Для современных методов анализа КСД используется тот же математический аппарат, что и для анализа КВД, но для диагностики режимов течения применяются другие характеристические кривые. Диагностический график Бурде в билогарифмических координатах, применяемый для диагностики режимов течения при анализе КВД, в случае КСД слабоприменим, т.к. его сильно зашумляют колебания дебита.

Главное ограничение применения аналитических моделей для анализа КСД — неизменность интерпретационной модели во времени. В том числе это означает, что во время анализа не может изменяться обводненность, т.к. это означает изменение фазовой проницаемости. Эти ограничения можно преодолеть, используя для анализа численные модели, однако это увеличивает неопределенность результатов.

Ниже описаны методы анализа длительных кривых дебита и забойного давления в работающих скважинах.

Анализ добычи начали применять в 1920-е гг. в виде эмпирических зависимостей с целью прогнозирования работы скважины для решения финансовых вопросов. Целью было прогнозирование падения дебита нефти со временем и оценка прибыли.

В 1940-х гг. Арпсом были впервые опубликованы кривые падения дебита нефти во времени для случаев экспоненциального, гармонического и гиперболического падения. Они до сих пор используются для экспресс-оценки добывных возможностей скважины (времени эксплуатации скважины и конечной накопленной добычи нефти). Ограничения — предположение о постоянстве во времени забойного давления, скин-фактора и размеров зоны дренирования скважины. Флюид считается малосжимаемым. При этом дебит скважины описывается экспоненциальной, гармонической или гиперболической функцией времени.

В 1960-х гг. появились первые наборы палеточных кривых. Они были получены при тех же ограничениях, что и кривые Арпса. Палетки Фетковича объединяли два семейства кривых: для неустановившегося режима фильтрации (левая часть графика) и для течения под влиянием границ на позднем этапе (правая часть графика). Данные кривые подразумевали, что приток к скважине можно описать в рамках модели вертикальной скважины в однородном пласте с круговой непроницаемой границей. Оцениваемые величины — размер зоны дренирования, гидропроводность, скин-фактор, срок эксплуатации, накопленная добыча.

Позже были получены палетки для более сложных моделей, в том числе для моделей слоистого пласта и трещиновато-пористого пласта. На палетках Фетковича отображается зависимость безразмерного дебита и безразмерной накопленной добычи от безразмерного времени.

Позже Палаци, Блэйсингейм и другие ввели палеточные кривые переменного дебита в двойном логарифмическом масштабе. Ограничением этого метода является гипотеза о малой сжимаемости. При этом на забойное давление ограничения не налагаются, что позволяет применять метод для анализа любых кривых изменения дебита и забойного давления в работающей скважине. Определяемые параметры те же, что и для палеток Фетковича.

На палетках Палаци-Блэйсингейма отображается зависимость приведенного дебита (или интеграла приведенного дебита) и производной интеграла приведенного дебита от эквивалентного времени материального баланса.

К концу 1980-х гг. появилось большое количество различных математических моделей. Эти модели описывали различные условия на скважине (вертикальная скважина, горизонтальная скважина, скважина с трещиной гидроразрыва пласта и пр.), условия на внешней границе пласта (форма границы; непроницаемая граница/граница постоянного давления); кроме того, появились различные модели коллектора (двойная пористость, двойная проницаемость и пр.). С развитием компьютерной техники появилась возможность сочетать в одном анализе несколько моделей для учета сложного характера притока нефти к реальным скважинам, учитывать одновременно особенности строения коллектора, конструкцию скважины и форму границ.

Для диагностирования модели течения начали использовать так называемый «график в двойном логарифмическом масштабе (log-log график)». На этом графике отображается зависимость интеграла приведенного давления и его производной от эквивалентного времени материального баланса.

Уникальность графика в двойном логарифмическом масштабе состоит в том, что различные модели притока флюида к скважине на этом графике будут иметь строго определенный, известный вид. Причем этот вид будет аналогичен виду той же модели на графике Бурде для случая КВД. Поэтому график в двойном логарифмическом масштабе позволяет диагностировать модель течения.

Для особо сложных случаев и сильно зашумленных данных (когда на специальных диагностических графиках, описанных выше, не идентифицируются специфические участки, позволяющие определить модель фильтрации) главным инструментом для оценки качества интерпретации становится график зависимости забойного давления, дебитов и накопленной добычи от времени (график истории добычи). Такой подход не позволяет однозначно диагностировать модель фильтрации, а является лишь инструментом для контроля интерпретации кривых дебитов и забойного давления методом наилучшего совмещения. В этих условиях можно говорить об оценке таких параметров, как коэффициент продуктивности, гидропроводность, проницаемость, площадь зоны дренирования, взаимовлияние между скважинами. При отсутствии априорной информации о строении пласта следует использовать простые интерпретационные модели. Использование более сложных моделей допустимо при наличии дополнительной информации из других источников. Количество параметров, подлежащих определению, в этом случае должно быть сведено к минимуму.

Подробнее вопросы анализа длительных кривых дебита и забойного давления освещены в работах, приведенных в библиографии [12, 35].

Приложение В

ДЕКОНВОЛЮЦИЯ КАК МЕТОД ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Конволюция или свертка — математическая операция, являющаяся видом интегрального преобразования и позволяющая специальным образом из двух исходных функций f и g найти по специальному правилу третью функцию w:

w(x) = f(x)*g(x) = \int_{- \infty}^{+ \infty} f(x - y)g(y)dy = \int_{- \infty}^{+ \infty} f(y)g(x - y)dy . (Б1)

Или, переходя от интеграла к сумме:

w(x) = \sum_{y = 0}^{\infty} f(x - y)g(y) = \sum_{y = 0}^{\infty} f(y)g(x - y) . (Б2)

Смысл свертки функции f с функцией g состоит в суммировании смещенных копий функции f, взвешенных на значения функции g.

В ГДИС свертка может быть применена для записи решения уравнения пьезопроводности с учетом сложной истории работы скважины. В общем случае:

P_{w}(t) = P_{0} - q(t)*g(t) = P_{0} - \int_{0}^{t} q(\tau)g(t - \tau)d\tau = P_{0} - \int_{0}^{t} q(t - \tau)g(\tau)d\tau , (Б3)

где

Pw — забойное давление;

P0 — пластовое давление на момент времени t = 0;

q — дебит скважины;

g — функция самовлияния (отвечает за интерпретационную модель).

В конкретном случае, например, для модели однородного бесконечного пласта [14, 17]:

P_{w}(t) = P_{0} - 2,15 \frac{B\mu}{kh} \{ \sum_{j = 1}^{N} [- (q_{j} - q_{j - 1})lg(t - t_{j - 1})] + q_{N}[lg(\frac{0,1k}{\varphi\mu c_{t}r_{w}^{2}}) - 3,0923 + 0,8686S]\} , (Б4)

где давления Pw и P₀ измеряются в МПа, а дебит q в м3/сут;

B — объемный коэффициент жидкости, м3/м3;

\mu — динамическая вязкость жидкости, мПа·с;

k — проницаемость пласта, 10-3 мкм2;

h — эффективная толщина, м;

j — номер режима работы скважины;

N — количество режимов работы скважины к моменту времени t;

t — время с момента запуска скважины в работу, час;

\phi — пористость, д. ед.;

ct — суммарная сжимаемость пласта и жидкости, 1/МПа;

rw — радиус скважины, м;

S — скин-фактор скважины (характеризует состояние призабойной зоны), безразм.

Фактически в теории интерпретации ГДИС с помощью свертки реализуется принцип суперпозиции, позволяющий учитывать влияние истории работы скважины на исследуемый участок кривой изменения забойного давления.

Применительно к ГДИС определение функции самовлияния g по имеющимся замерам забойного давления Pw и дебита q называется деконволюцией (обратной сверткой). Это дает возможность при неизвестной модели течения построить эквивалентную кривую давления, которая будет являться откликом (реакцией) пласта на работу скважины с постоянным дебитом при той же накопленной добыче и том же времени исследования. Таким образом, можно перейти от фактической кривой забойного давления при длительной работе скважины с переменным дебитом и несколькими кривыми восстановления давления к одной эквивалентной кривой снижения давления большой длительности. Такую кривую можно дифференцировать и построить диагностический график Бурде [9, 28, 37] с большим радиусом исследования. Естественно, у такого подхода есть свои ограничения.

Деконволюция может быть использована для достижения следующих целей:

• уменьшения эффекта влияния ствола скважины, что позволяет раньше получить режим радиального притока либо увидеть какие-либо особенности, ранее скрытые этим эффектом;
• преобразования длительной зашумленной кривой забойного давления в работающей скважине с переменным дебитом в более гладкую кривую пуска скважины с постоянным дебитом той же длительности, которую намного проще интерпретировать;
• выявления границ пласта, которых не видно на обычных коротких кривых восстановления давления (КВД) ввиду малого радиуса исследования, в том числе для обоснования запасов нефти.

Одной из первых отечественных работ по деконволюции можно считать работу [6], хотя термин деконволюция в ней и не использовался.

Существует значительное количество работ по деконволюции [3, 30 - 35], в том числе известных ученых в области ГДИС. Долгое время предлагаемые специалистами алгоритмы деконволюции были неустойчивы. Для преодоления этой проблемы принимались допущения, которые негативно влияли на качество получаемого решения. Впервые эта проблема была решена в работах [31, 34]. Однако и здесь есть свои замечания. Предложенный в этих работах метод лучше всего работает для выделения границ. При этом необходимо иметь несколько последовательных КВД, перемежающихся произвольными периодами добычи. Есть и ряд других ограничений.

Уравнение свертки записывается в виде:

\Delta P_{w}(t) = \int_{0}^{t} q(\tau)\Delta P_{u}^{/}(t - \tau)d\tau,\Delta P_{u}^{/}(t) = \frac{\partial\Delta P_{u}}{\partial t} , (Б5)

где \Delta P_{u}(t) — падение давления при постоянном дебите.

В работах [31, 34] предлагается использовать замену переменных:

\sigma = ln(\Delta t),z(\sigma) = ln[\frac{dP_{u}(\Delta t)}{dln(\Delta t)}] = ln[\frac{dP_{u}(\sigma)}{d\sigma}] . (Б6)

Тогда уравнение (5) приводится к виду:

P_{w}(t) = P_{0} - ^{l} \int_{- \infty}^{nt} {}^{()}q(t - e^{\sigma})e^{z(\sigma)}d\sigma . (Б7)

Теперь вместо поиска реакции давления на единичное изменение дебита \Delta P_{u}(t) ищется изменение логарифма производной давления как функции логарифма времени. На первый взгляд это кажется более громоздкой задачей, но на самом деле такая замена упрощает решение. Другими словами, принцип подхода к деконволюции, предложенный в [31, 34], состоит в том, чтобы искать логарифмическую производную давления z(\sigma) , которая после подстановки в модифицированное уравнение свертки (Б7) будет удовлетворять реальным замеренным данным. Кривая z(\sigma) определяется как полилиния или сплайн. Под полилинией понимается графический примитив в виде отрезков линий и дуг. Она должна иметь заданную начальную точку, т.к. точка с координатами (0, 0) не имеет смысла в билогарифмических координатах. Эта кривая z(\sigma) определяется на временном промежутке от начала истории добычи и до конца аппроксимируемого периода.

Кривая z(\sigma) является основной неизвестной в задаче деконволюции. Кроме нее есть еще две неизвестных — начальное пластовое давление (которое в общем случае мы можем не знать) и погрешность замера дебитов, в рамках которой их можно модифицировать для обеспечения сходимости решения обратной задачи (задачи оптимизации). Эти три величины изменяются при реализации нелинейной регрессии для минимизации целевой функции. Целевая функция также состоит из трех компонентов:

• стандартное отклонение расчетного давления от замеренного по всей имеющейся кривой или по нескольким наиболее достоверным участкам, например, по участкам восстановления давления;
• суммарная кривизна отклика производной. При наличии нескольких различных откликов производной, обеспечивающих одинаковую аппроксимацию, выбирается вариант с наименьшей суммарной кривизной, т.е. среди равных выбирается наиболее гладкий вариант;
• суммарная модификация исторических дебитов, необходимая для сходимости задачи оптимизации. Также при наличии нескольких различных откликов производной, обеспечивающих одинаковую аппроксимацию, выбирается вариант с наименьшим изменением исторических дебитов. Обычно задается окно, в рамках которого разрешено такое изменение.

Условия применения изложенного подхода к деконволюции:

1. Когда имеется только одна КВД, пластовое давление должно быть известно заранее с хорошей точностью. При деконволюировании кривой давления будет получено значение пластового давления, близкое к заданному начальному приближению. Если это начальное приближение неверно — будет получена неверная форма производной: при завышенном давлении для его компенсации будут получены несуществующие непроницаемые границы, при заниженном давлении для его компенсации будут получены несуществующие границы постоянного давления.

2. При наличии нескольких КВД неверное задание пластового давления приведет к расхождению в поведении деконволюированной производной и производных фактических КВД на поздних временах. Таким образом, наличие нескольких КВД позволяет сделать несколько анализов с различными наборами данных о забойном давлении и, сравнивая их результаты, прийти к правильному выводу о строении и свойствах пласта.

3. При включении в анализируемый отрезок двух и более КВД они должны быть взаимно непротиворечивы, т.е. их диагностические графики должны быть близки. Это означает, что скин-фактор, модель течения и зона дренирования не должны меняться со временем. Значит, не должно быть интерференции скважин.

4. Должен быть применим принцип суперпозиции, следовательно, течение флюида должно описываться линейным уравнением пьезопроводности. При несоблюдении закона Дарси, падении давления ниже давления насыщения и пр. деконволюция не работает. Строго говоря, считается, что поток не должен быть многофазным. На самом деле в случае двухфазной фильтрации нефти и воды это означает, что не должна меняться эффективная проницаемость, т.е. скважина не должна обводняться, в процессе исследования не должна меняться насыщенность.

5. Ранний по времени участок деконволюированной кривой опирается на данные КВД, а поздний участок отвечает за изменение давления между КВД. Рассматриваемая методика деконволюции предполагает выбор производной с наименьшей кривизной. Это может привести к тому, что будут пропущены какие-то промежуточные элементы неоднородности в пласте, находящиеся между зоной, освещенной КВД, и границами пласта, затронутыми в процессе добычи. Одним из способов борьбы с данным эффектом является построение окна чувствительности для каждой точки производной. Если окно мало, значит, чувствительность аппроксимации к этой точке высока, и она имеет высокую достоверность. Если окно велико, значит, эта точка производной мало влияет на аппроксимацию, следовательно, форма производной в пределах этого окна может быть любой, значит, если в этой зоне есть неоднородность — мы ее не увидим.

Из перечисленных ограничений наиболее значительным является отсутствие интерференции скважин, т.к. выполнение этого ограничения на поздних временах при анализе скважин на уже разбуренных месторождениях маловероятно. Для решения этой проблемы был разработан метод мультискважинной деконволюции.

Для случая одновременной работы нескольких взаимовлияющих скважин уравнение притока (Б3) с использованием конволюции (свертки) имеет вид [27]:

P_{w,i}(t) = P_{0} - \int_{0}^{t} q_{i}(\tau)g_{i}(t - \tau)d\tau - \sum_{l = 1}^{M} \int_{0}^{t} q_{l}(\tau)g_{l,i}(t - \tau)d\tau,l \neq i , (Б8)

где индекс i соответствует исследуемой скважине, а индекс l — окружающим ее и интерферирующим с ней скважинам, M — количество скважин, gi — функция самовлияния i-ой скважины, gl,i — функция влияния скважины l на скважину i.

Определив с помощью мультискважинной деконволюции функции влияния и самовлияния, можно разделить самовлияние i-ой скважины и влияние на нее l-ых скважин, а потом интерпретировать полученные кривые давления стандартными методами интерпретации ГДИС и определить фильтрационно-емкостные параметры пласта в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также расстояния до границ.

В работе [4] предложен альтернативный подход к деконволюции, использующий подход capacitance resistance model (CRM). Он позволяет учесть изменение фазовой проницаемости пласта со временем и анализировать исследования скважин с растущей обводненностью.

Приложение Г

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРИ ПЛАНИРОВАНИИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Численное моделирование при планировании и интерпретации ГДИС должно использоваться только в случае отсутствия подходящей аналитической модели.

Обычно при планировании и интерпретации ГДИС численное моделирование используется в следующих сложных случаях, когда отсутствуют аналитические решения:

1. многослойные пласты с перетоком и без него;

2. влияние границ сложной формы;

3. сложный композитный (многозонный) пласт;

4. учет неоднородности пласта по фильтрационно-емкостным свойствам;

5. влияние множества окружающих скважин;

6. многофазный поток с изменяющимся составом фаз;

7. влияние газовой шапки и подошвенной воды;

8. слабосцементированные пласты;

9. отклонение от закона Дарси;

10. интерференция горизонтальных скважин и скважин с трещинами ГРП и пр.

Недостатками численного моделирования применительно к планированию и интерпретации ГДИС являются:

1. влияние размеров блока сетки на решение;

2. невозможность честного построения модели бесконечного пласта;

3. необходимость большого количества исходных данных для расчетов;

4. большие затраты времени на создание модели;

5. во многих программных продуктах для численного моделирования отсутствует учет процессов в стволе скважины;

6. проблемы с построением сетки для точной аппроксимации аналитического решения численным;

7. часто отсутствуют надежные инструменты для автоматизированного подбора коэффициентов многопараметрических численных моделей;

8. большое время счета одного варианта.

Преимущества использования численного моделирования при планировании и интерпретации ГДИС:

• возможность построения фильтрационных моделей района проведения исследований с целью оперативного уточнения строения пласта;
• возможность моделирования сложных случаев для уменьшения неопределенности результатов интерпретации с помощью анализа степени влияния различных факторов на решение;
• возможность оперативной проверки гипотез о геологическом строении пласта на основе создания секторных фильтрационных моделей по результатам исследований скважин (анализ добычи, геофизические исследования скважин в открытом стволе, ГДИС, промыслово-геофизические исследования скважин).

В таком случае можно рекомендовать следующую методику комплексирования исследований скважин и численного моделирования [5]:

1. Сбор и первичный анализ информации.

2. Выделение геолого-технологических особенностей, которые необходимо учесть при построении имитационной модели.

2.1 Размеры моделируемой области.

2.2 Количество фаз.

2.3 Скважины.

2.4 Разломы и трещины гидроразрыва пласта, горизонтальные стволы.

2.5 Полнота вскрытия пласта и вертикальная анизотропия проницаемости.

2.6 Водонефтяной и газонефтяной контакты.

2.7 Горизонтальная анизотропия проницаемости.

2.8 Неоднородность по фильтрационно-емкостным свойствам пласта.

3. Построение имитационной модели.

3.1 Геометрия пласта.

3.2 Свойства флюидов.

3.3 Начальные условия.

3.4 Граничные условия.

3.5. Расположение скважин и интервалов перфорации. Задание режимов работы скважин.

3.6. Обоснование начального приближения фильтрационно-емкостных свойств.

3.7. Обоснование размеров блоков расчетной сетки путем оценки влияния их размеров на решение.

4. Выбор параметров модели, значения которых необходимо уточнить в ходе адаптации модели.

5. Анализ чувствительности модели к изменению выбранных в п. 4 параметров.

6. Совмещение расчетных и фактических кривых дебитов и/или забойных давлений путем изменения выбранных параметров модели (адаптация).

7. Анализ устойчивости полученного решения.

Для моделирования различных видов исследований следует использовать сетки, позволяющие подробно учитывать сложную геометрию залежи и особенности течения в околоскважинной области. Самым простым способом является использование декартовой сетки или сетки в геометрии угловой точки с локальным измельчением. Однако лучшие результаты можно получить при использовании более сложных сеток — треугольной сетки и сетки Вороного. Наибольшее распространение получила именно сетка Вороного.

Подробнее вопросы математического моделирования и его применения к ГДИС освещены в работах [1, 11 - 13, 35].

БИБЛИОГРАФИЯ

1. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2004. 416 с.

2. Антонов Ю.Н., Кожевников Д.А., Козяр В.Ф., Неретин В.Д. Теория методов ГИС. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2015. 618 с.

3. Афанаскин И.В., Вольпин С.Г., Крыганов П.В. Деконволюция как инструмент для интерпретации гидродинамических исследований скважин // Нефтепромысловое дело. 2020. № 2. С. 50 — 56.

4. Афанаскин И.В., Крыганов П.В., Ахапкин М.Ю., Дяченко А.Г., Чен-Лен-Сон Ю.Б., Штейнберг Ю.М. Применение CRM-модели для мультискважинной деконволюции данных о дебите и забойном давлении обводняющейся скважины // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2022. № 10. С. 44 — 56.

5. Афанаскин И.В., Вольпин С.Г., Бабаевский А.В. и др. Методика применения численного гидродинамического моделирования при интерпретации кривых восстановления давления в сложных случаях // Инженерная практика. 2013. № 10. С. 58 — 61.

6. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. 269 с.

7. Геофизические исследования скважин. Справочник мастера по промысловой геофизике. М.: Инфра-инженерия. 2009. 960 с.

8. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука. 1995. 522 с.

9. Деева Т.А., Камартдинов М.Р., Кулагина Т.Е., Мангазеев П.В. Гидродинамические исследования скважин: анализ и интерпретация данных. Томск: ЦППС НД ТПУ. 2009. 243 с.

10. Добрынин В.М, Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин. М.: Нефть и газ. 2004.

11. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2002.

12. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. Т. 1. Основы гидродинамико-геофизического контроля разработки и мониторинга добычи. Т. 2. Роль гидродинамико-геофизического мониторинга в управлении разработкой. М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2020. 780 с; 676 с.

13. Кричлоу Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений — проблемы моделирования. М.: Недра. 1979. 303 с.

14. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра. 1974. 200 с.

15. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: РГУНГ. 2004. 628 с.

16. Непримеров Н.Н. Влияние промыслового эксперимента на развитие теории фильтрации // Проблемы теории фильтрации и механика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Наука. 1987. С. 153 — 162.

17. Роберт Эрлагер-мл. Гидродинамические методы исследования скважин. М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2007. 512 с.

18. Справочник инженера-нефтяника. Том 1 Введение в нефтяной инжиниринг. М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2014. 1136 с.

19. Справочник по геохимии нефти и газа / Под ред. С.Г. Неручева. СПб.: Недра. 1998. 575 с.

20. СТО ИНТИ S.100.18-2022 Полимернопокрытый маркированный проппант и кассеты-носители маркированного материала для динамического мониторинга профиля и состава притока добывающих скважин / Технологии строительства скважин // СПб.: Институт нефтегазовых технологических инициатив.

21. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. М.: Минэнерго России. 2001. 271 с.

22. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефтей. Пер. с англ. / Под ред. Вассоевича Н.Б., Сейфуль-Мулюкова Р.Б. М.: Мир. 1981. 502 с.

23. Физический энциклопедический словарь. М.: Большая Российская энциклопедия. 2003. 944 с.

24. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа / Под ред. Н.Б. Вассоевича, А.Я. Архирова. М.: Мир. 1982. 703 с.

25. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука. 1998. 303 с.

26. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. М.: Нефть и газ. 1995. Ч. 1. 586 с.; Ч. 2. 493 с.

27. Cumming J.A., Wooff D.A., Whittle T., Gringarten A.C. Multiwell Deconvolution // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2014. November.

28. Dominique Bourdet. Well Test Analysis: The Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam; Boston: Elsevier Science, 2002.

29. Doublet D.E., Pande P.K., McCollum T.J., Blassingame T.A. Decline Curve Analysis Using material Balance Time. Paper SPE 28688, p. 1 — 23, October 1994.

30. Gringarten A.C. From Straight Lines to Deconvolution: The Evolution of the State of the Art in Well Test Analysis // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2008. February.

31. Gringarten A.C. Deconvolution of Well-Test Data as a Nonlinear Total Least-Squares Problem // SPE 77688. 2004.

32. Ilk D., Valko P.P., Blasingame T.A. A deconvolution Method Based on Cumulative Production for Continuously Measured Flowrate and Pressure Data // SPE 111269. 2007.

33. Kuchuk F.J., Onur M., Hollaender F. Pressure Transient Formation and Well Testing. Convolution, Deconvolution and Nonlinear Estimation. Amsterdam: Elsevier. 2010.

34. Levitan M.M. Practical Application of Pressure-Rate Deconvolution to Analysis of Real Well Tests // SPE 84290. 2003.

35. Olivier Houze, Didier Viturat, Ole S. Fjaere. Dynamic Data Analysis. V 5.42. Kappa Engineering, 2022.

36. Peters K.E., Walters C.C., Moldowan J.M. The biomarker guides. Cambridge, U.K.: Cambridge University Press. 2005. 1155 p.

37. Schlumberger. Основы испытания пластов. М. — Ижевск: Институт компьютерных исследований. 2012. 432 с.

38. Степанов С.В., Бекман А.Д., Ручкин А.А. Поспелова Т.А. Сопровождение разработки нефтяных месторождений с использованием моделей CRM. Тюмень: Экспресс. 2021. 300 с.