Импульсно-кодовое гидропрослушивание и алгоритмы мультискважинной деконволюции - новые технологии определения свойств пластов в межскважинном пространстве

Нефтяной1и2газовый потенциал России играет особую роль в экономике нашей страны, что позволяет ей определять долгосрочную стра- тегию в национальной и мировой экономике, а также в геополитике. Разработка углеводородных месторождений является одним из приоритетных направлений в данной сфере.

В настоящее время при разработке месторождений углеводородов подавляющее большинство информации о пласте получается либо по результатам исследований пробуренных скважин, либо по результатам сейсмических исследований. При этом, по результатам сейсмических исследований сравнительно надежно определяется структура коллектора (изменение по площади глубины кровли отложений); гораздо менее надёжно по результатам атрибутного анализа может быть оценено распространение фильтрационно-емкостных свойств. Таким образом, достоверная информация об изменении свойств пласта в межскважинных интервалах как правило отсутствует. При построении трёхмерной цифровой гидродинамической модели месторождений производятся ее модификации для получения соответствия фактической и расчетной истории работы скважин на основе исключительно скважинных данных, а информация для настройки параметров межскважинного пространства отсутствует. При этом, нельзя сказать, что скважинные исследования несут в себе информацию только о параметрах пласта в точке, где пробурена скважина. Глубинность гидродинамических исследований зависит от их длительности [1]. В результате внедрения телеметрии электроцентробежных насосов появилось сравнительно много гидродинамических исследований по технологии «КСД-пуск», длительность которых позволяет охватить сравнительно большие участки пласта и дать рекомендации по проведению геолого-технических мероприятий, позволяющих увеличить коэффициент извлечения нефти [2]. Однако получение информации о параметрах пласта вокруг скважины и получение информации о свойствах межскважинного пространства – это далеко не одно и то же. Значительную роль в разработке месторождений играет связность пласта, и информация о межскважинном взаимодействии является ключевой для определения данного параметра.

Несмотря на то что метод для определения фильтрационных параметров в межскважинном пространстве изобретен еще в прошлом веке [3], в настоящее время он практически не применяется. Метод заключается в том, что в одной из скважин (возмущающей) производится резкое изменение режима ее работы (например, остановки, либо сильное изменение ее дебита). В результате этого давление в скважине и околосква-жинной области резко изменяется, и происходит распространение волны изменения давления в межскважинное пространство. В окружающих скважинах производится регистрация давления, и когда импульс изменения давления в результате изменения режима работы возмущающей скважины достигает реагирующих скважин, регистрируются его амплитуда и время, через которое он дошел от возмущающей скважины до реагирующей. На основе времени прихода волны рассчитывается пьезопроводность межскважинного пространства. На основе амплитуды сиг- нала рассчитывается гидропроводность пласта; при этом метод в настоящее время практически не применяется из-за того, что требует остановки всех реагирующих скважин, так как значение сигнала, проходящего через межскважинное пространство, меньше, чем шум, возникающий в результате неравномерности работы реагирующих скважин. Сотрудники ООО «Поликод» разработали алгоритмы, позволяющие вычленить сигнал от гидропрослушивания на фоне помех, связанных с работой реагирующих скважин. Это становится возможным, если вместо одного цикла возмущения проводить серию циклов возмущений, а регистрацию давления проводить высокочувствительным манометром. Производство таких манометров было налажено в Казани. Технология получила название «импульсно-кодовое гидропрослушивание» (ИКГ).

При проведении исследования история изменений дебитов каждой скважины уникальна по своему виду (отсюда и название «импульснокодовое»), что облегчает процесс распознавания отклика от соседей.

В процессе ИКГ адаптируется N ² модельных откликов на одиночное включение каждой отдельной скважины, при этом варьируются следующие параметры:

• •    скин-фактор S_i каждой из i = 1.. N скважин;

• •    гидропроводность σ_i в окрестности каждой из i = 1.. N скважин;

• •    пьезопроводность χ_i в окрестности каждой из i = 1.. N скважин;

• •    гидропроводность σ_ij пласта в интервале между i -й и j -й скважинами;

• •    пьезопроводность χ_ij пласта в интервале между i -й и j -й скважинами.

Существуют модификации метода, когда по гидропроводности и пьезопроводности, при наличии достоверной априорной информации, определяются другие параметры пласта, такие, как:

• •    полудлина трещин гидроразрыва Xf ;

• •    абcолютная проницаемость коллектора ka ;

• •    эффективно работающая толщина пласта heff ;

• •    насыщенность пласта и др.

Важно отметить, что текущее пластовое давление на контуре питания каждой скважины P_e не участвует в адаптации и не влияет на результаты ИКГ.

Это можно отнести как к недостаткам метода (оценка пластового давления на контуре питания каждой скважины является важной задачей для контроля за процессом разработки), так и к достоинствам (именно благодаря нечувствительно-

ВЕСТНИК 2017

ВЕСТНИК 2017

сти метода ИКГ к изменениям пластового давления в ходе теста удается определить параметры пластов в окрестности каждой скважины и межскважинных интервалах, несмотря на интерференцию с неизвестными источниками).

Главными преимуществами ИКГ являются:

• •    иммунитет к неизвестным скважинам/ группам скважин, оказывающим влияние на тестовые;

• •    высокая скорость обработки данных;

• •    независимость точности расчетов от количества скважин.

Главными недостатками ИКГ являются:

• •    необходимость точного измерения изменения дебитов скважин в процессе проведения исследования;

• •    невозможность определения пластового давления на контуре питания реагирующих скважин без дополнительных модификаций.

Отдельно необходимо отметить, что принципиальным недостатком всех методов мульти-скважинных ГДИ является потеря возможности достоверно оценивать параметры межскважинных интервалов, если на концах этих интервалов скважины работают синхронно или просто с похожими историями изменения дебитов.

В этом случае вся группа «синхронных» скважин представляется одной скважиной с усредненными параметрами пласта.

Математическая формулировка

Математический аппарат ИКД основывается на линейном разложении вариации давления тестовой скважины pR ( t ) pR ( t ) на две компоненты:

p_R ( t ) = p_GR ( t ) + δp ( t ),                            (1)

t

где Pgr ( t ) = J0 Pu ( t - T )q g (t ) dT                (2)

– это вклад от возмущающей скважины G в общую динамику давления на тестовой скважине R, puGR(t) – переходная характеристика (ПХ) интервала G→R, имеющая смысл образцового отклика – то есть временной ход отклика давления в тестовой скважине на однократное включение возмущающей скважины с единичным дебитом qG(t) = 1, q g (t )=d^

– производная изменения деби-

та возмущающей скважины,

δp(t) – вклад других событий в динамику давления на тестовой скважине, которые не кор- релируют с вариацией давления pG(t) на возмущающей скважине G.

Процедура разложения опирается на минимизацию функционала корреляции

X = (Pr (t)-Pgr (t), Pg (t)) ^ min (3)

L puGR J между вариацией давления на возмущающей скважине pG(t) и остатком от вычитания предполагаемого отклика на это возмущение pR(t) - pGR(t).

Тем самым реализуется требование, чтобы искомый отклик p_GR ( t ) являлся единственной компонентой давления на тестовой скважине, которая коррелирует с возмущением p_G ( t ).

Поиск ведется в функциональном пространстве переходных характеристик p_uGR ( t ), которое в численной схеме представляет собой пространство высокой размерности (десятки координат) [8].

Функционал корреляции X представляет собой алгоритм, который опирается на «похожесть» топологических характеристик аргументов, т.е. численно оценивает, насколько возможно непрерывными трансформациями преобразовать временной профиль одного аргумента к другому, по аналогии с алгоритмами распознавания речи на основе библиотечных образцов. В численной схеме этот функционал представляет собой негладкую поверхность с большим количеством локальных минимумов [7].

Учитывая высокую степень неоднородности поверхности функционала корреляции и высокую размерность пространства поиска, минимизация функционала осуществляется на основе стохастического алгоритма Дифференциальной эволюции.

Результатом работы алгоритма ИКД является переходная характеристика (ПХ) исследуемого интервала.

Применение алгоритма ИКД к отклику давления тестовой скважины на возмущение самой скважины определяет диагональную переходную характеристику (ДПХ). Она имеет смысл классического анализа в идеальных условиях, когда тестовая скважина включена с единичным дебитом и в окрестности скважины нет никаких возмущений.

Применение алгоритма ИКД к отклику давления тестовой скважины на возмущение удаленной определяет кросс-скважинную переходную характеристику (КПХ). Она имеет смысл гидропрослушивания в идеальных условиях, когда есть только одна возмущающая скважина с единичным дебитом и тестовая скважина находится в простое для наблюдения реакции.

В случае когда исследуемая скважина одновременно подвергается возмущению нескольких скважин, процедура разложения сигнала тестовой скважины на мультикомпоненты опирается на минимизацию цепочки функционалов корреляции по всем возмущающим скважинам.

Pr. ( t ) = E P GjR- ( t ) + ⁵ p ( t ) , i , j = 1.. N , (4) ^j

P gjR. ( t ) = TXP rnj ( t — ^T ) q Gj ( ^T ) d ^T , (^{5) j}

X Г I = ( Pr- ( t ) ^- Pg r ( t ) , P Gj ( t )) ^ min. ⁽⁶⁾

L puGjRi J '

Поскольку остаток от вычитания предполагаемых мультикомпонент не должен коррелировать ни с одной из возмущающих скважин, это накладывает ограничение на вид возмущающих кодов – они должны быть максимально ортогональны.

Это означает, что если в синтетическом тесте применить процедуру ИКД для отклика от одной возмущающей скважины и потом от другой возмущающей скважины, то полученные компоненты в исследуемой скважине должны иметь низкий коэффициент корреляции (который и является численным выражением ортогональности).

На практике это достигается предварительным дизайном при планировании исследования, а также с использованием вспомогательных утилит [9].

Если это условие нарушается и две или более возмущающих скважин начинают работать синхронно, то распознать отклик от каждой из них становится невозможным.

Полученные на основе ИКД переходные характеристики имеют простой физический смысл – это реакция в исследуемой скважине на возмущение от одной возмущающей скважины в отсутствие каких-либо посторонних событий.

На следующем шаге ПХ адаптируется диффузионной моделью и приводит к численным оценкам пласта в межскважинном интервале (для КПХ) или окрестности тестовой скважины (для ДПХ).

Применение алгоритмов импульсно-кодового детрендирования дало новую жизнь методу анализа межскважинного пространства, и в настоящее время его внедрение производится в достаточно больших объемах. Один из многих примеров внедрения данного метода хорошо описан в работе [4], когда на основе гидропроводности и пьезопроводности межскважинного пространства оценено насыщение пласта-коллектора, рекомендовано геолого-техническое мероприятие, по результатам которого значительно увеличен дебит нефти.

Рассмотрим его несколько более подробно.

Для исследований был выбран участок между нагнетательными скважинами WI-1 – WI-2 – WI-3 – WI-4 (см. рис. 1). Исследование на данном участке преследовало несколько целей. Во-первых, незадолго до начала исследования была пробурена скважина Р5, дебит которой не соответствовал ожиданиям. До проведения ИКГ предполагалось, что в данном районе оказались ухудшенные характеристики пласта, в результате чего и дебит скважины Р5 оказался ниже и пластовое давление слабо поддерживалось закачкой в скважину WI-3. Во-вторых, требовалось уточнить свойства пласта на всем исследуемом участке месторождения.

Рис. 1. Район исследования

Первый этап решения этих задач подразумевал изучение: гидропроводности и пьезопроводности межскважинных зон, а также скин-фактора возмущающей скважины. Второй этап – определение на их основе текущей насыщенности и вертикального охвата вытеснением. В предположении, что известна сжимаемость коллектора и его проницаемость по РИГИС (сравнительный анализ проницаемости по РИГИС и по ГДИ, выполненный на четырех скважинах этой же площади в ходе той же исследовательской кампании, показал близкие значения).

На данном участке применена кросссканирующая модификация технологии ИГК через добывающий фонд, которая подразумевает возмущение нагнетательными скважинами и регистрацию отклика в других нагнетательных скважинах. Распространение импульса давления в этом случае проходит по зоне пласта, где идет работа добывающих скважин, собирая по пути ценную информации о его свойствах. Преимуществом этого подхода является полное невмешательство в работу добывающих скважин. Однако расстояние между возмущающей и реа-

ВЕСТНИК 2017

ВЕСТНИК 2017

Рис. 2. Сводная диаграмма ИКГ исследования (линии с индексом 1 по основной оси – реальные замеры давления, линии с индексом 2 по вспомогательной оси – давления после фильтрации данных с дополнительной обработкой путем детрендинга, пунктирные линии с индексом 3 по вспомогательной оси – модельные кривые отклика давления на возмущения в скважине WI-1)

гирующими скважинами при таком подходе становится большим (в данном случае оно составило около 800 м). Регистрация откликов на таких расстояниях стала возможной благодаря использованию высокоточных кварцевых манометров zPas-50M с разрешающей способностью 50 Па.

Диаграмма с результатами измерений при проведении ИКГ исследования приведена на рис. 2.

На рис. 2 можно видеть детрендированный сигнал давления, где явно выделяются колебания давления, вызванные периодической работой возмущающей скважины. Далее применение технологии импульсно-кодовой декомпозиции с помощью программного комплекса Polygon позволило выявить полезный сигнал на всех реагирующих скважинах WI-2, WI-3 и WI-4 (пунктирные линии с индексом 3).

Результаты приведены в таблице 1.

Таблица 1

Сопоставление интервальных и скважинных значений эффективной толщины

Скважина	Интервальное значение по ИКГ h ИКГ , м	Значение по РИГИС h РИГИС , м	Коэффициент вертикального охвата К охв ИКГ
WI-1	1.8	2.0	0.8
WI-2	1.6	2.0	0.8
WI-3	1.8	2.0	0.9
WI-4	2.1	2.2	1.0

Таким образом, согласно определенным в процессе ИКГ эффективным толщинам межскважинных интервалов, в целом наблюдается высокая степень охвата по вертикали геологического разреза пласта в исследованном районе.

Определение степени выработки пласта

Средняя степень выработки пласта в интервалах по ИКГ составила:

• •    в интервале WI-1 → WI-2 – 0,33, что соответствует обводненности 26% и хорошо коррелирует с обводненностью 20% близлежащей к этому интервалу скважины OP-6 (105 м);

• •    в интервале WI-1 → WI-3 – 0,57, что соответствует обводненности 71% и плохо коррелирует с обводненностью 30% близлежащей к этому интервалу скважины OP-5 (15 м). Это вызывает подозрение в плохом контакте скважины OP-5 с пластом;

• •    в интервале WI-1 → WI-4 – 0,87, что соответствует обводненности 98% и хорошо коррелирует с обводненностью ближайшей (200 м) к этому интервалу скважины OP-7 (90%).

Скин-фактор возмущающей скважины WI-1 был определен путем анализа кривой падения давления (КПД) при включении скважины и составил +1.

По результатам исследования определен список рекомендаций по мероприятиям на скважинах с целью увеличения эффективности разработки участка в целом:

• •    выполнить ГРП на скважине P5 для улучшения связи скважины с пластом;

• •    выполнить стимуляцию скважины WI-3 (ОПЗ, ГРП) для улучшения качества призабойной зоны скважины;

• •    рассмотреть возможность бурения дополнительных скважин в интервале WI-1 → WI-2 для увеличения добычи.

По результатам рекомендаций были проведены соответствующие мероприятия на скважинах. Так, через месяц после исследования на скважине OP-5 был произведен ГРП с целью увеличить площадь и качество контакта с пластом. График добычи до и после проведенных работ представлен на рис. 3.

Видно, что дебит по нефти вырос в пять раз, при этом обводненность также увеличилась с 20 до 70%, что соответствует текущей выработке пласта в этой зоне по оценкам ИКГ. В целом можно говорить об успешно проведенном ГРП, в результате которого установлен хороший контакт между скважиной и целевым пластом.

Таким образом, исследования методом ИКГ обладают высокой информативностью и позволяют рекомендовать проведение геологотехнических мероприятий, значительно увеличивающих добычу нефти.

При этом подобные исследования всё равно не могут быть выполнены повсеместно в связи с тем, что требуют значительных усилий, – требуется спуск высокоточных манометров в реагирующие скважины, а это требует их глушения на время спуско-подъемных операций. Поэтому сотрудниками ООО «Поликод» разработаны алгоритмы анализа исторических данных по изменению дебита и забойного давления скважин для анализа межскважинной интерференции, а на ее основе – определения фильтрационных параметров межскважинного пространства. Данная технология получила название «мультискважин-ный ретроспективный тест» (МРТ).

В отличие от технологии ИКГ, данный метод не позволяет определить пьезопроводность, зато помимо гидропроводности можно восстановить историю пластового давления, что также немаловажно для выявления возможных проблем при разработке месторождений и полезно для оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД). Один из примеров внедрения дан-

ВЕСТНИК 2017

Рис. 3. Показатели работы скважины до и после работ по ГРП

ВЕСТНИК 2017

ного метода описан в работе [5], когда выявлена значительная межскважинная интерференция, приведшая к снижению пластового давления и существенному падению дебитов жидкости. По результатам работы рекомендовано перевести одну из скважин участка под нагнетание для поддержания пластового деления. Выполнение рекомендации позволило переломить тенденцию падения добычи на исследованном участке. В работе [6] показано, что алгоритмы успешно работают и в условиях разработки карбонатных месторождений.