Вопросы и ответы после вебинара

1) Можно ли такое моделирование выполнять в любом ПО для интерпретации ГДИ?

Не совсем, мы проводим моделирование в своем внутренним программном продукте -PolyGon, но такие численные модели и в других программных продуктах, в РanSystem есть односкважинные, в Сапфире есть также с добавлением других скважин, но без применения мультискважинной деконволюции мы не сможем получить переходные характеристики и будем вынуждены воспроизводить фактическую историю работы скважин. Это тоже можно сделать, но это требует больше времени и приносит больше неоднозначности. Кроме того, из-за того, что исторические данные и давления и его производная гораздо более шумные, чем переходная характеристика, то все режимы будут не очень ярко выражены и мы сможем воспроизвести только общий дренируемыйобъем, а вот особенности формы области дренирования, протяженность разлома и пр.мы не сможем уточнить.

2) Как интегрировать эти выводы 3D модель, если ее все равно придется использовать для обоснования например - бурения?

Да, 3D модель намного более информативна, но при этом и намного более неоднозначна.Одно и то же изменение давления можно воспроизводить совершенно разными способами и если мы перед применением 3D модели предварительно проведем анализ геологии, то такую настройку 3D модели можно будет делать существенно быстрее. Какие-то вещи мы сможем сразу напрямую применить в модели, например наличие непроницательных разломов, их протяженность, связь газовой шапки с пластом и др .Такие результаты мы можем сразу использовать при настройке модели и уже не менять те находки, в которых мы уверенны по итогам предварительного анализа и более детально проводить настройку в процессе трехмерного моделирования.

3) Был ли отбор газа из газовой шапки?

Да, газовый фактор превышал газовосодержание и здесь был отбор газа, который подтягивался из газовой шапки в тех скважинах, которые были вблизи газовой шапки. На самом деле ситуация сложнее, из-за того что давление насыщения очень высокое, а депрессия была достаточно большая,произошел рост газового фактора из-за того что сформировалось техногенная газовая шапка,и дальше газ двигался по пласту отдельно, от нефти. С этим связано изменение продуктивности.
В начале работы скважины газ выделялся из нефти и мешал ее фильтрации в результате продуктивность была низкая. Далее за то время когда скважина простаивала весь газ поднялся к кровле пласта и после повторного запуска газ течет отдельно от нефти, в результате в скважине большой газовый фактор за счет того что газ добывается отдельно, но и нефть сейчас уже отдельно от газа и поэтому не появляться дополнительный скин фактор и коэффициент продуктивности скважины по жидкости выше, чем в начальный период времени. Здесь важно, что у недропользователя имелась возможность продавать добываемый газ.

4) Это e-постерный доклад с последнего Декома. Тогда я интересовался, получено ли в последствии какое-то подтверждение результатов интерпретации. Тогда этого не было, а сейчас?

Да, частично первая часть этого доклада была представлена на последнем Декоме и результат все тот же, бурение в восточной части все еще планируется, но теперь, в связи с  последними событиями на нефтяном рынке бурение несколько отложено во времени, наверное будет в следующем году

5) Cохранится ли запись для людей которые, сейчас не могут присутствовать во время прямой трансляции?

Да, запись сохранится и будет доступна по той же ссылке по которой вы пришли на этот вебинар. Ссылка сохранена на странице Nafta College

Рассчитывается ли сценарий при котором  размер газовой шапки останется в  начальном представлений, но происходит  отбор газа из газовой шапки (в т.ч за счет прорыва)

В данной скважине добываемый газ не из газовой шапки на севере, а из техногенной газовой шапки, но если мы будем делать анализ в скважинах, расположенных ближе к газовой шапке, то данный эффект надо будет учитывать и моделировать

6) Можно ли смоделировать оптимальное местоположение нагнетательных скважин для поддержания давления на месторождении

Да, если бы не было выявлено наличия тонкого прослоя между данными двумя скважинами,то можно было бы прямо на этой двухмерной модели можем подобрать оптимальное расположение 1 и 2  нагнетательных скважин, которые позволили бы поднять пластовое удавления для увеличения отборов. Но так как здесь есть  значительная вертикальная неоднородность, то положение нагнетательных скважин может быть смоделировано только в качестве первоначальной прикидки,  дальше необходимо еще учесть положение вертикального прослоя и выполнить расчеты в трехмерной модели.

7) Если возможность при анализе рассматривать сценарий с многопластовой залежью или для  упрощения считается единая толщина как при ГДИ?  

На самом деле и при ГДИ есть возможность учитывать несколько пластов, и здесь тоже есть возможно учитывать несколько пластов. Если мы проводим такой анализ и у нас допустим есть только история работы скважин, а ПГИ никогда не проводилось, и мы только можем анализировать что есть, тогда мы можем все равно получить достоверные переходные характеристики и получить количественную информацию о том, насколько каждая из скважин влияет на тестовую скважину. Мы не сможем без дополнительных  исследований сказать по какому из  пластов идет интерференция, но можем выявить проблемные скважины, допустим те, которые влияют слабее ожиданий и подозрительны с точки зрения непроизводителной закачки или наоборот если у нас есть несколько пластов и по одному из них какая-то из скважин обводняется,то мы можем выявить скважину – источник опережающего обводнения по величине аномально сильного влияния. Если же дополнить этот анализ еще и ПГИ мы можем сказать по какому из пластов она влияет.

8) Подскажите, пожалуйста, в МРТ о каком пластовом давлении идет речь: средневзвешенное по пласту? А так же учитывалось ли это в математических расчетах?

Нет это не средневзвешенное по факту. МРТ восстанавливает давление, но это не совсем пластовое давление, оно близкое к пластовому. МРТ восстанавливает давление которое, будет в нашей скважине если мы ее остановим на какое-то большое количество часов.  Как правило мы выбираем количество часов, до того момента, когда у нас начинается влияние границ области дренирования, например тысяча часов или пятьсот часов. Это давление является не давлением на конторе питания скважины и не средневзвешенное давление в области дренирования скважины, это давление, которое будет при длительной остановке скважины длительность которого мы выбираем сами.

9) Какой тип коллектора (поровый, трещинный и т.д.) рассматривается в расчетах с МРТ?

МРТ отлично работает как в поровых так и в трещиноватых коллекторах. Деконволюция хорошо работает. Наличие двойной пористости надо учитывать при дальнейшем  анализе переходных характеристик, которые мы  получили. Мы сможем количественно определить влияние скважин друг на друга и для порового,и для трещинного коллектора, только для трещинного коллектора это более важно, потому что он существенно неоднороден, и могут быть скважины который намного дальше к исследуемой скважине, но влияют на нее сильнее. То есть эта информация только более актуальна для трещинного коллектора.

10) По графику ИД сделан вывод, что если при помощи ППД восстановить Рпл до начального, то Кпрод станет в 2 раза больше. Это логично, но как спрогнозировать при этом обводненность?

По индикаторной диаграмме это сделать невозможно.  Задача МРТ в том, чтобы сначала оценить потенциал от поднятия пластового давления, и чтобы получить подсказку как правильно его поднять и не получить при этом опережающего обводнения. Для этого как раз нам нужно знать взаимовлияние скважин. Допустим, если мы хотим выбрать несколько скважин для перевода в ППД надо выбрать, во-первых, те скважина которые влияют на добывающее окружение, потому что некоторые могут дренировать другие области, а во-вторых надо не выбирать те скважины  которые влияют очень сильно и у которых низкая межскважинная гидропроводность, потому что это значит что низкая гидропроводность связанна с низкой толщиной и если мы такую скважину переведем, то это приведет к опережающему обводнению. Таким образом мы можем правильно выбрать скважины для перевода в ППД и поднять давление без опережающего обводнения скважин. Помимо этого, полученные по МРТ находки необходимо интегрировать в модель месторождения для принятия решения какие скважины бурить и переводить. Ведь при форсированном нагнетании велик риск получить увеличение Кпрод чисто за счет увеличения притока воды. т. е. без прироста по нефти

Да, мы не хотим  нагнетать воду чтобы добывать воду, а мы хотим нагнетать воду чтобы поднимать давление и добывать нефть. Владимир показывал пример в позапрошлом вебинаре, как мы в области, где уже было 4 нагнетательные скважины еще одну перевели в ППД по соседству с сильно обводненной добывающей скважинной,и за счёт того, что та скважина смогла поднять давление именно в нефтенасыщеной области пласта то  нефти вырос, а обводненность наоборот снизилась в соседней добывающей скважине. Причем  нефти вырос более чем в 4 раза. Такой успешный ГТМ стал возможен только после комплексного анализа результатов серии МРТ.