Informational Method of Selecting Operating Wells for Stimulation

Anatolii I. Dziubenko, Tatyana A. Zhemchugova, Irina A. Chernykh

Author details

Anatolii I. Dziubenko
Perm Petroleum College, Perm, Russian Federation
Tatyana A. Zhemchugova
Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russian Federation
Irina A. Chernykh
Perm National Research Polytechnic University, Perm, Russian Federation

https://doi.org/10.15593/2712-8008/2023.2.4

Due to the natural decline in hydrocarbon production, oil producing enterprises have to carry out well stimulation methods (WSM) aimed at increasing well productivity. At the same time, despite the use of various, including progressive, geological and technical technologies, the problem of the effectiveness of industrial application of methods remains. A significant part of the implemented volume of WSM does not produce positive results in increasing the main technological and economic indicator of well operation - productivity coefficient, which is often associated with incorrect selection of wells for carrying out the designed well stimulation technology. According to the current standards in Russia, when choosing a technology for drilling into productive formations, as well as when choosing wells for WSM, it is recommended to comply with the requirements of the relevant guidance documents. The main control indicator in these documents is the coefficient of potential (i.e. natural) productivity loss of a well (K), with positive values of which decisions are made on the implementation of WSM in wells. However, due to changes in the physical properties of the reservoir continuum of wells and the hydrodynamic interaction between them, problems arise with the reliability of determining the initial parameters for calculating K, which casts doubt on the need for its participation in the process of assessing the actual state of the bottomhole formation zone (BFZ). To increase the reliability of assessing the BFZ current state degree, this work substantiates and proposes a more reliable criterion for assessing the potential productive capabilities of production wells before conducting WSM - a complex parameter Z, which has a high correlation with the actual productivity coefficient in the corresponding wells. A practical test of the introduced criterion effectiveness was demonstrated at oil wells in the Perm region. At the same time, proposed method of analyzing the collected factual information obtained during the sequential implementation of hydrodynamic well testing and WSM in the fields made it possible to increase the wells selection reliability for the priority implementation of planned measures to influence the reservoir zone. The methodological approach presented in the work to the wells selection for WSM can ensure the expected positive effect on oil production.

Keywords

wellformationbottomhole formation zonewell stimulation methodsbottomhole zone treatmentproductivity coefficientcoefficient of well potential productivity losswell studiesskin factorpressure recovery curvecomplex variable Zspecific surface area of the well drainage systemreservoir-drainage filterfilter radius and throughputproductivity dynamicsefficiency

Информационный способ выбора действующих скважин для проведения на них геолого-технологических мероприятий

В связи с естественным снижением добычи углеводородного сырья нефтедобывающим предприятиям приходится проводить геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на повышение продуктивности скважин. При этом, несмотря на использование разнообразных, включая прогрессивные, технологий ГТМ, проблема эффективности промышленного применения методов остается. Значительная часть реализуемого объема ГТМ не дает положительных результатов по повышению основного технолого-экономического показателя эксплуатации скважин – их коэффициента продуктивности, что зачастую связано с неправильным подбором скважин для проведения запроектированной технологии ГТМ. Согласно действующим в России стандартам, при выборе технологии вскрытия добывающими скважинами продуктивных пластов, как и при выборе скважин для проведения ГТМ, рекомендуется выполнять требования соответствующих руководящих документов. В качестве основного контрольного показателя в этих документах выступает коэффициент потери скважиной потенциальной (т.е. естественной) продуктивности (К), при положительных значениях которого принимаются решения по реализации ГТМ в скважинах. Однако по причине изменения физических свойств пластового континуума скважин и гидродинамического взаимодействия между ними возникают проблемы с достоверностью определения исходных параметров для вычисления К, что подвергает сомнению необходимость его участия в процессе оценки действительного состояния призабойной зоны пласта (ПЗП). Для повышения достоверности результатов оценки степени текущего состояния ПЗП в настоящей работе обоснован и предложен более надежный критерий оценки потенциальных продуктивных возможностей эксплуатационных скважин перед проведением ГТМ – комплексный параметр Z, который имеет высокую корреляцию с фактическим коэффициентом продуктивности в соответствующих скважинах. Практическое испытание эффективности введенного критерия продемонстрировано на нефтедобывающих скважинах Пермского региона. При этом использование предложенного метода анализа собранной фактической информации, полученной при последовательном проведении гидродинамических исследований скважин (ГДИС) и ГТМ на промыслах, позволило повысить надежность выбора скважин для первоочередной постановки на них запланированных мероприятий по воздействию на ПЗП. Представленный в работе методический подход к выбору скважин для воздействия на их ПЗП может обеспечить получение ожидаемого положительного эффекта по добыче нефти.

Ключевые слова

скважинапластпризабойная зона пластагеолого-технологические мероприятияобработка призабойной зоныкоэффициент продуктивностикоэффициент потери потенциальной продуктивности скважинойгидродинамические исследования скважинскин-факторкривая восстановления давлениякомплексная переменная Zудельная поверхность дренажной системы скважиныпластово-дренажный фильтррадиус и пропускная способность фильтрадинамика продуктивностиэффективность

Bibliography

1.Мордвинов В.А., Пономарева И.Н., Войтенко М.А. Разработка усовершенствованной технологии проведения и обработки данных гидродинамических исследований с целью увеличения продуктивности и оптимизации режимов периодически работающих скважин. – Пермь: Перм. гос. техн. ун-т, 2004. – 170 с. Scholar
2.Разработка комплексной методики прогноза эффективности геолого-технических мероприятий на основе алгоритмов машинного обучения / А.А. Кочнев, Н.Д. Козырев, О.Е. Кочнева, С.В. Галкин // Георесурсы. – 2020. – № 22(3). – С. 79–86. DOI: 10.18599/grs.2020.3.79-86 Scholar
3.Распопов А.В., Новокрещеных Д.В. Анализ результатов применения методов интенсификации на карбонатных коллекторах месторождений Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – Т. 13, № 10. – С. 73-82. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.10.7 Scholar
4.Юшков И.Р. Опыт применения методов повышения извлечения нефти на месторождениях Пермского края // Научные исследования и инновации. – 2010. – Т. 4, № 1. – С. 44-50. Scholar
5.Lake L.W. Short Course Manual, Enhanced Oil Recovery Fundamentals // Society of Petroleum Engineers. – 1985. – P. 449. Scholar
6.Анализ проведения геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности добывающих скважин на нефтяных месторождениях Пермского края / П.Ю. Илюшин, Р.М. Рахимзянов, Д.Ю. Соловьев, И.Ю. Колычев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14, № 15. – С. 81-89. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.15.9 Scholar
7.Казаков А.А. Методика оценки эффективности геолого-технических мероприятий по кривым падения дебита нефти. // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 12. – С. 31-34. Scholar
8.Казаков А.А. Разработка единых методических подходов оценки эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 4. – С. 26-29. Scholar
9.Попыгин В.В., Белоглазова Е.А., Иванова А.С. Анализ результатов проведения количества добытофов в сложных геолого-технологических условиях // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 10. DOI: 10.15593/2224-9923/2014.10.8 Scholar
10.Продуктивность скважин после кислотных гидроразрывов пласта на Гагаринском и Озерном месторождениях / В.А. Мордвинов, В.В. Попыгин, Д.Д. Сидоренко, А.Р. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 44-45. Scholar
11.Effects of acid-rock reaction heat on fluid temperature profile in fracture during fracturing in carbonate reservoirs / Jianchun Guo, Huifeng Liu, Yuanqiang Zhu, Yuxuan Liu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2014. – Vol. 122. – P. 31-37. DOI: 10.1016/j.petrol.2014.08.016 Scholar
12.Modeling and simulation of wormhole formation during acidization of fractured carbonate rocks / Piyang Liu, Jun Yao, Gary Douglas Couples, Jingsheng Ma, Hai Sun // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – Vol. 154. – P. 284-301. DOI: 10.1016/j.petrol.2017.04.040 Scholar
13.Mehdi Ghommem Carbonate aciding: Modeling, analysis, and characterization of wormhole formation and propagation / Mehdi Ghommem, Weishu Zhao, S. Dyer, Xiangdong Qiu, Brady D. Mehdi Ghommem // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2015. – Vol. 131. – P. 18-33. DOI: 10.1016/j.petrol.2015.04.021 Scholar
14.РД 39-0147001-742-92. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов. – Краснодар: ВНИИКРнефть, 1992. Scholar
15.Исследование призабойной зоны пластов при интенсификации добычи нефти за рубежом // ВНИИОНГ. Серия: Нефтепромысловое дело. – М., 1985. Scholar
16.Амиих Дж., Басс Д., Уатинг Р. Физика нефтяного пласта. – М.: Госотптехиздат, 1962. – 232 с. Scholar
17.Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин / В.Н. Васильевский, С.Г. Каменецкий-Федоров [и др.]. – М.: Миннефтепром; Всесоюз. науч. исслед. ин-т, 1963. – 68 с. Scholar
18.Степанов В.П., Кузмин В.М. Руководство по гидродинамическим исследованиям неоднородных пластов. – М.: ОНТИ ВНИИ, 1972. – 159 с. Scholar
19.Щелкачев В.Н. Влияние радиуса и гидродинамического несовершенства скважины на производительность // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1950. – № 9. – С. 5–10. Scholar
20.Басович И.Б., Капцанов Б.С. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин методом детерминированных моментов // Азерб. нефт. хоз-во. – 1987. Scholar
21.Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. – М. Недра, 1984. Scholar
22.Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Савлов А.В. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 12. – С. 8. Scholar
23.Дияшев Р.Н. Гидродинамические исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. – М.:ВНИИОЭНГ, 1979. – 75 с. Scholar
24.Каюмов М.Ш. Опыт использования результатов гидродинамических исследований для оптимизации работы добывающих скважин // Нефтепромысловое дело. – 2002. – № 5. – С. 28–32. Scholar
25.Токарев А.П. Пенячкова Е.М. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 3. – С. 56–58. Scholar
26.Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П.: Новый подход к исследованию скважин и пластов // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 6. – С. 113–115. Scholar
27.Лысенко В.Д. Самыми экономически эффективными мероприятиями при разработке нефтяных месторождений являются гидродинамические исследования скважин // Нефтепромысловое дело. – 2006. – № 9. – С. 5–8. Scholar
28.Кульпин Л.Г., Бочаров Г.В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. – 2001. – № 10. Scholar
29.Бочаров В.В. Создание и совершенствование методов гидродинамического изучения пласта и состояния скважин в осложненных условиях эксплуатации: автореф. дис. … канд. техн. наук. – М.: ВНИИ, 1995. – 20 с. Scholar
30.Ehlig Economides C.A., Hegeman P., Vik S. Guidelines simisvlf well test interretion // Oil & Gas Journal. – 1994. – July, 18. – P. 33–40. Scholar
31.Hegeman P.S., Hallford D.L., Josef J.A. Well-test analysis with changing wellbore storage // SPE Form Eval 8 (03). – 1993. – Sept. – P. 201-207. DOI: 10.2118/21829-PA Scholar
32.Bourdet D. Wet test analysis: the use of advanced interpretation models. – Amsterdam, 2002. – 426 p. Scholar
33.Вольпин С.Г. Современные проблемы гидродинамических исследований скважин // Состояние и перспективы научных и производственных работ в ОАО «РМНТК» «НЕФТЕОТДАЧА». – М.: ОАО «РМНТК» «НЕФТЕОТДААЧА», 2001. – 170 с. Scholar
34.Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. – М.: Наука, 1998. – 304 с. Scholar
35.Horner D.R. Pressure build – up in wells // Proc. Third World Petroleum Congress. – The Hague, 1951. Scholar
36.Earlaugher R.C.Jr., Kerch K.M. Analysis of short-time transient test data by type-curve matching // Journal of Petroleum Technology. – 1974. – Vol. 26. – P. 793–800. DOI: 10.2118/4488-PA Scholar
37.A new set of type curves simplifies well test analysis / D. Bourdet [et al.] // World oil. – 1983. – Vol. 196, iss. 6. – P. 95–106. Scholar
38.Thomas G.B. Analysis of pressure buildup data // Petroleum Transactions of AIME. – 1953. – Vol. 198. – Р. 126–128. DOI: 10.2118/953125-G Scholar
39.Muskat M. Use of Data on the Build up of Bottom - hole Pressures // Pressure Analysis Methods. – 1967. – AIMMPE. – P. 5–9. Scholar
40.Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well-test interpretation // SPE Formation Evaluation. – 1989. – Vol. 4, iss. 02. – P. 293–302. DOI: 10.2118/12777-PA Scholar
41.Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A. The estimation from bottom-hole pressure Build-up characteristics // Journal of Petroleum Technology. – 1950. – Vol. 2, no. 4. – P. 91–104. DOI: 10.2118/950091-G Scholar
42.Pollard P. Evaluation of acid treatments from pressure buildup analysis // Petroleum Technology. – 1959. – Vol. 3. – P. 38–43. DOI: 10.2118/981-G Scholar
43.Савчик М.Б., Пономарева И.Н. Оценка состояния прискважинных зон при обработке недовосстановленных кривых восстановления давления // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 11 – С. 77–82. Scholar
44.Минеев Б.П. Определение параметров пласта по кривой восстановления давления с учетом гидродинамического несовершенства скважин // РНТС. ВНИИОЭНГ. Серия: Промысловое дело. – 1976. – № 6. – С. 12–16. Scholar
45.Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости // Тр. ин-та ВНИИ. – 1959. – Вып. 19. – С. 115–133. Scholar
46.Пономарева И.Н., Савчик М.Б., Ерофеев А.А. Условия применения скин-фактора для оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 7. – С. 114–115. Scholar
47.Hurst W. Esteblishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore // The petroleum Engineer. – 1953. – Vol. XXV, № 11. – P. B6–B16. Scholar
48.Van Everdingen A.F. The Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of a Well // Journal of Petroleum Technology. – 1953. – vol. 5, iss. 06. – P. 171–176. DOI: 10.2118/203-G Scholar
49.Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров: пер. с англ. – М.: Изд. «НАУКА», 1970. Scholar
50.Дзюбенко А.И., Мерсон М.Э., Никонов А.Н. Информационный способ повышения эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта в действующих скважинах // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2017. – № 2 – С. 148–157. DOI: 10.15593/2224-9923/2017.2.5 Scholar

Article information

Published: 22 March 2024
Issue date: 22 March 2024
Issue: Vol. 23, No. 2 (2023)