Multivariate modeling of injection well perforation systems

Abstract


The Upper Visean-Bashkirian oil and gas complex makes a significant contribution to the volume of oil production in the Perm Krai. The development objects of the oil and gas complex are characterized by a complex geological structure with high heterogeneity of the formations. At most of the production objects, a decrease in reservoir pressure was noted in the zones of selection of production wells, which was due to the insufficient influence of the applied flooding systems to maintain it. One of the factors that has a negative impact on the efficiency of the flooding system is the uneven influence of injection wells on production wells in the conditions of development of a highly dissected formation. When developing production objects with a large operating stock of production and injection wells, the task is to find the most optimal scheme of the injection wells influence on production wells. High variability of possible combinations of perforation intervals due to significant dissection and inconsistency of the reservoir layers distribution over the area significantly complicates the solution of this problem. The authors propose an approach to optimization of the reservoir pressure maintenance system based on multivariate calculations using a permanent geological and hydrodynamic model. The essence of the approach lies in comparing multiple scenarios for redistributing the injected agent across the section by enumerating options with different perforation intervals in the injection wells. The recommended option is selected based on a combination of two factors: maximizing oil production and restoring or stabilizing reservoir pressure in the deposit. Using the proposed approach, complex geological and technical measures were formed in the injection wells. They included isolation of injection intervals that may potentially experience a water breakthrough, or intervals that did not affect production wells, as well as completion of unperforated reservoir intervals. The use of the proposed approach improves the efficiency of the current reservoir pressure maintenance system by increasing reservoir pressure, involving new intervals in the process of displacing injected water, and reducing the risk of a water breakthrough.

Full Text

6

About the authors

A. V Raspopov

LUKOIL-Engineering LLC

M. A Filatov

LUKOIL-Engineering LLC

S. V Krivonos

LUKOIL-Engineering LLC

O. V Timofeev

LUKOIL-Engineering LLC

D. O Bartov

LUKOIL-Engineering LLC

References

  1. Оптимальная стратегия заводнения на объектах нижнего карбона / И Г. Фаттахов, А.С. Семанов, А.И. Семенова, З.А. Гарифуллина // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 7. – С. 5–12. doi: 10.33285/0207-2351-2022-7(643)-5-12
  2. Мазаев, В.В. Разработка неоднородных по проницаемости коллекторов с использованием нестационарного полимерного заводнения / В.В. Мазаев, Д.В. Толстолыткин, Ю.В. Земцов // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 71–75. doi: 10.24887/0028-2448-2023-4-71-75
  3. Королев, М.С. Оценка эффективности и оптимизация систем поддержания пластового давления / М.С. Королев, С.С. Королев // Территория Нефтегаз. – 2009. – № 8. – С. 74–78.
  4. Wo Yuen, B.B. Optimization production / injection and accelerating recovery of Mature field through fracture simulation model / B.B. Wo Yuen, S.A. Al-Garni, N.F. Najjar // International Petroleum Technology Conference. – Doha, Qatar, 2005. doi: 10.2523/IPTC-10433-MS
  5. Waterflooding surveillance and optimization for a super-giant carbonate reservoir / Ch. Wei, Y. Li, B. Song [et al.] // SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – Amsterdam, 2014. doi: 10.2118/170621-MS
  6. Yang, H.D. Dilute Surfactant IOR-Design Improvement for Massive, Fractured Carbonate Applications / H.D. Yang, E.E. Wadleigh // SPE International Petroleum Conference and Exhibition in Mexico. – Villahermosa, Mexico, 2000. doi: 10.2118/59009-MS
  7. Improved Oil Recovery from Carbonate Reservoirs by Chemical Stimulation / X. Xie, W.W. Weiss, Z. Tong, N.R. Morrow // SPE/DOE 14th Symposium on IOR. – Tulsa, Oklahoma, USA, 2004. doi: 10.2118/89424-PA
  8. Воеводкин, В.Л. Динамика добычи нефти в Пермском крае: тенденции и извлеченные уроки / В.Л. Воеводкин, Д.В. Антонов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 8. – С. 44–49. doi: 10.24887/0028-2448-2021-8-44-49
  9. Воеводкин, В.Л. Факторы роста добычи нефти в Пермском крае в 2000-х годах. Совершенствование разработки зрелых месторождений / В.Л. Воеводкин, Д.В. Антонов // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 52–58. doi: 10.24887/0028-2448-2021-10-52-58
  10. Викторин, В.Д. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам / В.Д. Викторин, Н.А. Лыков. – М.: Недра, 1980. – 183 c.
  11. Королев, М.С. Разработка и исследование технико-технологических параметров регулирования систем поддержания пластового давления: дис. … канд. техн. наук. – Тюмень, 2008. – 164 с.
  12. Тиаб, Дж. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Дж. Тиаб, Эрл Ч. Доналдсон; пер. с англ. – М.: Премиум Инжиниринг. – 2009. – 868 c.
  13. Manrique, E.J. EOR field experiences in carbonate reservoirs in the United States / SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery / E.J. Manrique, M.E. Gurfinkel, V.E. Muci. – Tulsa, Oklahoma, USA, 2003. doi: 10.2118/100063-PA
  14. Розбаев, Д.А. Метод повышения эффективности реализуемой системы заводнения на месторождении Западной Сибири / Д.А. Розбаев // Пути реализации нефтегазового потенциала Западной Сибири: материалы XXVI науч.-практ. конф. – Ханты-Мансийск, 2023. – С. 177–183.
  15. Об определении коэффициента эффективности закачки в карбонатных коллекторах месторождений Республики Башкортостан / М.Н. Харисов, В.Ш. Мухаметшин, А.Г. Малов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 5. – С. 116–120. doi: 10.24887/0028-2448-2024-5-116-120
  16. Полякова, Н.И. Комплексный подход к применению методов анализа эффективности системы заводнения нефтяных пластов / Н.И. Полякова, Ю.А. Максимова, П.Н. Зятиков // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2020. – Т. 331, № 10. – С. 91–98. doi: 10.18799/24131830/2020/10/2853
  17. Optimization of Smart Water Flooding in Carbonate Reservoir / M. Fani, H. Al-Hadrami, P. Pourafshary [et al.] // Paper presented at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. – Abu Dhabi, UAE, 2018. doi: 10.2118/193014-MS
  18. Рахмаев, Л.Г. О возможности оптимизации режима закачки нагнетательных скважин в условиях Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения / Л.Г. Рахмаев, Р.Х. Низаев, Ю.А. Гуторов // Нефтяная провинция. – 2016. – № 3 (7). – С. 61–86. doi: 10.25689/NP.2016.3.61-86
  19. Анализ и снижение неопределенности параметра проницаемости при моделировании карбонатного резервуара / Н.Д. Козырев, С.Н. Кривощеков, А.А. Кочнев, Е.С. Ожгибесов, П.О. Чалова, А.Н. Боталов // Недропользование. – 2024. – Т. 24, № 1. – С. 18–26. doi: 10.15593/2712-8008/2024.1.3
  20. Нарыгин, Э.И. Опыт проведения многовариантных расчетов с автоматизированной системой построения гидродинамической модели месторождения / Э.И. Нарыгин, А.П. Коваленко, К.Б. Кузив // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 5. – С. 22–26. doi: 10.24412/2076-6785-2022-5-22-26
  21. Розбаев, Д.А. Опыт оптимизации режимов добычи и закачки на месторождении Большехетской впадины / Д.А. Розбаев, Э.Т. Бабаев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2023. – № 5 (377). – С. 49–54. doi: 10.33285/2413-5011-2023-5(377)-49-54
  22. Анализ эффективности заводнения месторождений на поздней стадии разработки / И.Г. Фаттахов, А.С. Семанов, А.И. Семанова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 8. – С. 42–46. doi: 10.24887/0028-2448-2023-8-42-46
  23. A fast method of waterflooding performance forecast for largescale thick carbonate reservoirs / Y. Li, Q. Zhang, D. Wang, B. Song, P. Liu // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – Vol. 192. – P. 107227. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107227
  24. Song, X. Optimum development options and strategies for water injection development of carbonate reservoirs in the Middle East / X. Song, Y. Li // Petroleum Exploration and Development. – 2018. – Vol. 45, no. 4. – P. 723–734. doi: 10.1016/S1876-3804(18)30075-2
  25. Inter-well interferences and their influencing factors during water flooding in fractured-vuggy carbonate reservoirs / J. Wang, W. Zhao, H. Liu [et al.] // Petroleum Exploration and Development. – 2020. – Vol. 47, no. 5. – P. 1062–1073. doi: 10.1016/S1876- 3804(20)60117-3
  26. Абрамов, Т.А. Определение непроницаемости барьеров по результатам гидропрослушивания / Т.А. Абрамов, Д.Э. Исламов, М.Л. Карнаухов // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 12. – С. 36–41.
  27. Гуляев, Д.Н. Анализ взаимовлияния скважин по результатам мониторинга на основе секторного моделирования / Д.Н. Гуляев, В.В. Кокурина, М.И. Кременецкий // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 5. – С. 82–85.
  28. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин, А.В. Степанов, А.В. Князев, А.В. Корытов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2018. – Т. 4, № 3. – С. 146–164. doi: 10.21684/2411-7978-2018-4-3-146-164
  29. Quantitative well placement optimization of five-spot patterns in an anisotropic oil reservoir / W. Xie, X. Wang, C. Li, Y. Zhou // International Journal of Oil, Gas and Coal Technology. – 2019. – Vol. 21, no. 3. – P. 333–356. doi: 10.1504/IJOGCT.2019.100226
  30. The petroleum system: a new classification scheme based on reservoir qualities / J.-Zh. Zhao, J. Li, W.-T. Wu, Q. Cao, Y.-B. Bai, Ch. Er // Petroleum Science. – 2019. – Vol. 16, iss. 2. – P. 229–251. doi: 10.1007/s12182-018-0286-2
  31. Study of the relationship between fractures and highly productive shale gas zones, Longmaxi Formation, Jiaoshiba area in Eastern Sichuan / Y.-F. Li, W. Sun, X.-W. Liu, D.W. Zhang, Y.-Ch. Wang, Z.-Y. Liu // Petroleum Science. – 2018. – Vol. 15, iss. 3. – P. 498–509. doi: 10.1007/s12182-018-0249-7
  32. Performance-based fractal fracture model for complex fracture network simulation / W.-D. Wang, Y.-L. Su, Q. Zhang, G. Xiang, S.-M. Cui // Petroleum Science. – 2018. – Vol. 15, iss. 1. – P. 126–134. doi: 10.1007/s12182-017-0202-1
  33. Soleimani, M. Naturally fractured hydrocarbon reservoir simulation by elastic fracture modeling / M. Soleimani // Petroleum Science. – 2017. – Vol. 14, iss. 2. – P. 286–301. doi: 10.1007/s12182-017-0162-5
  34. CRM-модель для анализа обводнения группы скважин при заводнении с учетом взаимовлияния добывающих скважин / И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, М.Ю. Ахапкин, Ю.М. Штейнберг // Нефтепромысловое дело. – 2023. – № 9 (657). – С. 22–29. doi: 10.33285/0207-2351-2023-9(657)-22-29
  35. Мартюшев, Д.А. Экспресс-оценка взаимодействия между добывающими и нагнетательными скважинами на турне-фаменской залежи Озерного месторождения / Д.А. Мартюшев, П.Ю. Илюшин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 33–41. doi: 10.15593/2224-9923/2016.18.4
  36. Архипов, А.С. Скважинная интерференция как метод анализа эффективности системы заводнения на карбонатном типе коллектора / А.С. Архипов, М.И. Кузьмин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334, № 2. – С. 154–163. doi: 10.18799/24131830/2023/2/3701
  37. Заммам, М. Разработка методики перераспределения объемов закачиваемой воды между скважинами для повышения эффективности заводнения: дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. – М., 2024. – 128 с.
  38. Grif, A.M. Determination of the effect of injection wells on production wells in their work dynamics by using hydrodynamic modeling / A.M. Grif, M.G. Persova, Yu.G. Soloveichik // Science Bulletin of the Novosibirsk State Technical University. – 2019. – No. 4 (77). – P. 31–44. doi: 10.17212/1814-1196-2019-4-31-44
  39. Как повысить эффективность системы поддержания пластового давления при разработке месторождений / Р.Р. Ахметзянов, А.А. Жильцов, В.В. Самойлов [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2015. – № 2. – С. 14–17.
  40. Оптимизация системы поддержания пластового давления для разработки залежей нефти башкирских отложений Пермского края / А.В. Распопов, М.А. Филатов, С.В. Кривонос, О.В. Тимофеев // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 10 (670). – С. 42–49.
  41. Бекенов, Е.М. Оптимизация системы заводнения месторождения Тюлюс (Республика Казахстан) / Е.М. Бекенов, Р.А. Юсубалиев, Г.Ш. Досказиева // Газовая промышленность. – 2018. – № 8 (772). – С. 42–47.
  42. Zholdybayeva, A.T. Study of tertiary methods for enhancing oil recovery in carbonate reservoir fields / A.T. Zholdybayeva, K.M. Kunzharikova, M.V. Pokhilyuk // Kazakhstan journal for oil & gas industry. – 2024. – No. 6 (2). – P. 61–76. doi: 10.54859/kjogi108726
  43. Козырев, Н.Д. Оценка влияния параметров неопределенности на прогнозирование показателей разработки / Н.Д. Козырев, А.Ю. Вишняков, И.С. Путилов // Недропользование. – 2020. – Т. 20, № 4. – С. 356–368. doi: 10.15593/2712-8008/2020.4.5
  44. Козырев, Н.Д. Применение технологии многовариантного моделирования с целью прогнозирования технологических показателей разработки в условиях неопределенности свойств пласта / Н.Д. Козырев // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2022. – Т. 1. – С. 242–249.
  45. Выбор рациональной системы разработки газонефтяных месторождений с помощью многовариантного моделирования / М.Б. Полозов, К.Р. Потапов, Н.Г. Трубицына, С.Ю. Борхович // Экспозиция Нефть Газ. – 2021. – № 3 (82). – С. 29–32. doi: 10.24412/2076-6785-2021-3-29-32
  46. Zheng-Xiao, X. A Review of Development Methods and EOR Technologies for Carbonate Reservoirs / X. Zheng-Xiao // Petroleum Science. – 2020. – Vol. 17, issue 4. – P. 990–1013. doi: 10.1007/s12182-020-00467-5

Statistics

Views

Abstract - 9

PDF (Russian) - 6

PDF (English) - 3

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2025 Raspopov A.V., Filatov M.A., Krivonos S.V., Timofeev O.V., Bartov D.O.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies