References

geores

Георесурсы

Georesources

1608-50431608-5078

Georesursy LLC

10.18599/grs.2022.3.11

geores-118

Research Article

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF MINERAL DEPOSITS

Алгоритм ретроспективного анализа по выявлению и локализации остаточных запасов разрабатываемого многопластового нефтяного месторождения

Retrospective analysis algorithm for identifying and localizing residual reserves of the developed multilayer oil field

Бурханов

Р. Н.

Burkhanov

R. N.

Рамис Нурутдинович Бурханов – кандидат геол.-мин. наук, доцент, заведующий кафедрой геологии

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д.2

Ramis N. Burkhanov – Cand. Sci. (Geology and Mineralogy), Associate Professor, Head of the Department of Geology

Almetyevsk State Oil Institute 2, Lenin st., Almetyevsk, 423450

burkhanov_rn@mail.ru

Лутфуллин

А. А.

Lutfullin

A. A.

Азат Абузарович Лутфуллин – заместитель начальника Департамента управления разработкой месторождений «Татнефть-Добыча»

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 75

Azat A. Lutfullin – Deputy Head of the Department for Management of Field Development

75, Lenin st., Almetyevsk, 423450

Максютин

А. В.

Maksyutin

A. V.

Александр Валерьевич Максютин – кандидат техн. наук, доцент, главный инженер

197022, Санкт-Петербург, ул. Инструментальная, д. 3 литер А, пом. 04н, оф.10

Alexander V. Maksyutin – Cand. Sci. (Engineering), Associate Professor, Chief Engineer

Of. 10, room 04n, lit. A, 3, Instrumentalnaya st., St. Petersburg, 197022

Раупов

И. Р.

Raupov

I. R.

Инзир Рамилевич Раупов – кандидат техн. наук, доцент

199226, Санкт-Петербург, бул. Головнина, д. 12, к. 1, стр. 1., кв.189

Inzir R. Raupov – Cand. Sci. (Engineering), Associate Professor

Build. 1, 12, Golovin st., St. Petersburg, 199226

Валиуллин

И. В.

Valiullin

I. V.

Ильсур Вазихович Валиуллин – кандидат техн. наук, ведущий специалист

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д.2

Ilsur V. Valiullin – Cand. Sci. (Engineering), Leading Researcher

2, Lenin st., Almetyevsk, 423450

Фаррахов

И. М.

Farrakhov

I. M.

Ильнур Мударисович Фаррахов – заместитель начальника отдела экспертизы ГТМ

423450, Альметьевск, ул. Гагарина, д. 10

Ilnur M. Farrakhov – Deputy Head of the GTM Expertise Department

10, Gagarin st., Almetyevsk, 423450

Швыденко

М. В.

Shvydenko

M. V.

Максим Викторович Швыденко – начальник отдела разработки Ромашкинского месторождения – Юг

423450, Альметьевск, ул. Ленина, д. 75

Maksim V. Shvydenko – Head of the Department of the Developmant of the Romashkinskoe field–Sout

75, Lenin st., Almetyevsk, 423450

Альметьевский государственный нефтяной институтРоссияAlmetyevsk State Oil InstituteRussian Federation

ПАО «Татнефть»РоссияTatneft-Dobycha Tatneft PJSCRussian Federation

ООО «ТетраСофтСервис»РоссияTetraSoftServis LLCRussian Federation

Санкт-Петербургский горный университетРоссияSaint Petersburg Mining UniversityRussian Federation

АО «Консалтинговый центр»РоссияKonsaltingovyy tsentr LCRussian Federation

ПАО «Татнефть»РоссияTatneft PJSCRussian Federation

2022

13042024

243125138

2024

Бурханов Р.Н., Лутфуллин А.А., Максютин А.В., Раупов И.Р., Валиуллин И.В., Фаррахов И.М., Швыденко М.В.

Burkhanov R.N., Lutfullin A.A., Maksyutin A.V., Raupov I.R., Valiullin I.V., Farrakhov I.M., Shvydenko M.V.

Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.

This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.

https://www.geors.ru/jour/article/view/118

Длительная поэтапная разработка многопластового месторождения, включающего десятки и сотни нефтеносных горизонтов и локальных залежей в сочетании с их вертикальной и горизонтальной разобщенностью, создает условия для формирования остаточных запасов нефти. Для целей выявления и пространственной локализации остаточных запасов разработан и применен алгоритм ретроспективного анализа на примере верхне- и нижнедевонских терригенных отложений Ромашкинского месторождения, разработка которых ведется с 1952 года. Проанализирована длительная история геологического изучения и разработки нефтеносных пластов пашийского Д1 (пласты г и д), муллинского Д2, ардатовского Д3, воробьевского Д4 и бийского Д5 горизонтов по данным 2605 скважин. Предложено выделять 6 категорий пластов и содержащихся в них запасов. Ранее не разрабатывавшиеся пласты, сложенные кондиционными коллекторами, отнесены к категории 1. Пластам, сложенным более глинистыми и менее проницаемыми коллекторами, присуждается категория 2. К категории 3 относятся ранее разрабатывавшиеся, но оставленные до достижения предельной обводненности, а к категории 4 разрабатываемые в настоящее время интервалы. Наименее перспективными считаются остановленные после достижения предельной обводненности (категория 5), а также выклинивающиеся, замещенные не коллекторами или считающиеся водоносными (категория 6) пласты. Категории наносились на карты для выявления, визуализации и описания основных закономерностей в распространении остаточных запасов, которые устанавливаются как в одиночных скважинах, так и в целиках, включающих группу скважин. Алгоритм апробирован на корпоративной информационной базе исторических данных по геологическому изучению, исследованиям и разработке Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Приведены примеры опытных геологотехнических мероприятий по включению в разработку выявленных остаточных запасов.

Long-term phased development of a multi-layer field, including tens and hundreds of oil-bearing horizons and local deposits, combined with their vertical and horizontal separation, creates conditions for the formation of residual oil reserves. For the purpose of identifying and spatial localization of residual reserves, an algorithm for retrospective analysis was developed and applied on the example of the Upper and Lower Devonian terrigenous deposits of the Romashkinskoe oil field, which have been developed since 1952. The long history of geological study and development of oil-bearing formations of the Pashiysky D1 (layers g and e), Mullinsky D2, Ardatovsky D3, Vorobyevsky D4 and Biysky D5 horizons is analyzed according to the data of 2605 wells. It is proposed to single out 6 categories of formations and the reserves contained in them. Previously undeveloped formations composed of conditioned reservoirs are classified as category 1. Formations composed of more clayey and less permeable reservoirs are awarded with category 2. Category 3 includes previously developed formations, but left before reaching the limit of water cut, and category 4 – currently being developed intervals. The least promising are those that are stopped after reaching the maximum water cut (category 5), as well as wedged out, replaced by non-reservoirs or considered waterbearing (category 6) formations. Categories were mapped to identify, visualize and describe the main patterns in the distribution of residual reserves, which are established both in single wells and in bypassed oil that include a group of wells. The algorithm was tested on the corporate information base of historical data on geological exploration, research and development of the Abdrakhmanovskaya area of the Romashkinskoe oil field. Examples of experimental workover operations to include the identified residual reserves in the development are given.

целик нефтинефтеносный пластлокализация остаточных запасовмногопластовое нефтяное месторождениедобывающая и нагнетательная скважинаразработка нефтяного месторожденияалгоритм ретроспективного анализа

bypassed oiloil reservoirlocalization of residual reservesmultilayer oil fieldproduction and injection welloil field developmentRetrospective analysis algorithm

References1

Агишев Э.Р., Гимранова А.Г., Сляднева Д.А., Рамаданов А.В. (2020). Локализация зон остаточных запасов нефти правобережной группы месторождений ПАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». Нефтяная провинция, 2(22), с. 36-48. https://doi.org/10.25689/NP.2020.2.36-48

Agishev E.R., Gimranova A.G., Slyadneva D.A., Ramadanov A.V. (2020). Localization of zones of residual oil reserves of the right-bank group of fields of PJSC Slavneft-Megionneftegaz. Neftyanaya provintsiya, 2(22), pp. 36-48. (In Russ.) https://doi.org/10.25689/NP.2020.2.36-48.

Антонов О.Г., Насыбуллин А.В., Лифантьев А.В. (2016). Совершенствование методов регулирования разработки нефтяных залежей. Нефтяная провинция, 3, с. 87-100. https://doi.org/10.25689/NP.2016.3.87-100

Alekseev A.D., Zhukov V.V., Strizhnev K.V., Cherevko S.A. (2017). Research of hard-to-recovery and unconventional oil-bearing formations according to the principle «in-situ reservoir fabric». Journal of Mining Institute, 228, pp. 695-704. https://doi.org/10.25515/pmi.2017.6.695

Баталов Д.А. (2015). Разработка метода локализации остаточных запасов нефти на поздних стадиях разработки. Дис. канд. техн. наук. Тюмень, 165 с.

Antonov O.G., Nasybullin A.V., Lifant’ev A.V. (2016). Improvement of methods for regulating the development of oil deposits. Neftyanaya provintsiya, 3, pp. 87-100. (In Russ.) https://doi.org/10.25689/NP.2016.3.87-100

Воронова Е.В. (2006). Создание методики оценки остаточных запасов нефти на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разработки. Актуальные проблемы нефтегазового дела. Сборник научных трудов, Т. 1, с. 26-30.

Archie G.E. (1950). Introduction to Petrophysics of Reservoir Rocks. AAPG Bulletin, 34(5), pp. 943-961. https://doi.org/10.1306/3D933F62-16B1-11D7-8645000102C1865D

Грищенко В.А., Якупов Р.Ф., Мухаметшин В.Ш., Мухамадиев Б.М., Позднякова Т.В., Трофимов Вяч.Е. (2021). Локализация и стратегия выработки остаточных запасов нефти пашийского горизонта Туймазинского месторождения на заключительной стадии разработки. Нефтяное хозяйство, 5, 103-107 с. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-5-103-107

Arnondin, M.C. (1995). Integration of Production Analyst and Microsoft Excel’s Solver for Production Forecasts and Optimization. SPE Comp App, 7(05), pp. 118-121. https://doi.org/10.2118/27566-PA

Гусева Д.Н., Зимин П.В. Аржиловский А.В. (2016). Способ оценки выработки запасов зрелых нефтяных месторождений. Нефтепромысловое дело, 12, с. 5-9.

Arps J.J. (1945). Analysis of Decline Curves. Trans, 160, pp. 228-247. https://doi.org/10.2118/945228-G.

Гутман И.С. (1985). Методы подсчета запасов нефти и газа. М: Недра, 223 с.

Batalov D.A. (2015). Development of a method for localization of residual oil reserves at the later stages of development. Cand. engin. sci. diss. Tyumen, 165 p. (In Russ.)

Закиров C.Н., И.М. Индрубский И.М., Закиров Э.С., Николаев В.А., Закиров И.С., Аникеев Д.П. (2010). Современные основы теории и практики разработки месторождений нефти и газа, ч. 1, Актуальные проблемы нефти и газа, 2(2), c. 24.

Dmitrieva D., Romasheva N. (2020). Sustainable development of oil and gas potential of the arctic and its shelf zone. The role of innovations. J. Mar. Sci. Eng., 8(12), p. 1003. https://doi.org/10.3390/jmse8121003

Методическое руководство по оценке технологической эффективности и применения методов увеличения нефтеотдачи (1996). РД 153-39.1-004-96, 88 с.

Egorov A.S., Prischepa O.M., Nefedov Y.V. (2021). Deep structure, tectonics and petroleum potential of the western sector of the Russian arctic. J. Mar. Sci. Eng., 9(3), p. 258. https://doi.org/10.3390/jmse9030258

Музалевская Н.В. и др. (2016). Способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии разработки. Роспатент, № 2595112 от 20.08.2016 г.

Fetkovich M.J., Fetkovich E.J., Fetkovich M.D. (1996). Useful Concepts for Decline Curve Forecasting, Reserve Estimation, and Analysis. SPE Res Eng 11(01), pp. 13-22, SPE-28628-PA. https://doi.org/10.2118/28628-PA

Муслимов Р.Х. (2007). Новый взгляд на перспективы развития супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения. Геология нефти и газа, 1, с. 3-12.

Galimzyanov Artem, Naydensky Konstantin, Olaf Kristoffer Huseby (2021). Selection and Justification of Technologies for Enhanced Oil Recovery Methods Using Inter-Well Tracer Survey. SPE Russian Petroleum Technology Conference, PSPE-206489-MS. https://doi.org/10.2118/206489-MS

Муслимов Р.Х. (2008). Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Нефтяное хозяйство, 3, с. 30-34.

Grachev S.I., Korotenko V.A., Kushakova N.P. (2020). Study on influence of two-phase filtration transformation on formation of zones of undeveloped oil reserves. Journal of Mining Institute, 241, pp. 68-82. https://doi.org/10.31897/pmi.2020.1.68

Уваров Ф.В. (2018). Метод выявления зон с остаточными запасами нефти. Успехи современного естествознания, 3, с. 123-127.

Grishchenko V.A., Yakupov R.F., Mukhametshin V. Sh., Mukhamadiev B.M., Pozdnyakova T.V. , Trofimov V.E. (2021). Localization and recovery strategy of residual reserves the Pashian horizon of the Tuymazinskoye oil field at the final stage of development (Russian).

Хисамов Р.С. (1996). Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Мониторинг, 289 с.

Neftyanoe Khozyaystvo = Oil Industry, 5, pp. 103-107. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-5-103-107

Хисамов Р.С. (1997). Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади. Сборник научных трудов, Вып.1. Уфа: УГНТУ, 158 с.

Guseva D.N., Zimin P.V. Arzhilovskii A.V. (2016). A method for assessing the development of reserves of mature oil fields. Neftepromyslovoe delo, 12, pp. 5-9. (In Russ.)

Хусаинов В.М. (2011). Увеличение извлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки крупного нефтяного месторождения (теория, геологические основы, практика). Автореф. дис. докт. техн. наук. Москва, 50 с.

Gutman I.S. (1985). Methods for calculating oil and gas reserves. Moscow: Nedra, 223 p. (In Russ.)

Joseph A., Ajienka J.A. (2010). A Review of Water Shutoff Treatment Strategies in Oil Fields. Nigeria Annual Int. Conf. and Exhib., Tinapa-Calabar, Nigeria, SPE-136969-MS. https://doi.org/10.2118/136969-MS

Archie G.E. (1950). Introduction to Petrophysics of Reservoir Rocks. AAPG Bulletin, 34(5), pp. 943-961. https://doi.org/10.1306/3D933F62-16B1-11D7-8645000102C1865D

Khisamov R.S. (1996). Features of the geological structure and development of multilayer oil fields. Kazan: Monitoring, 289 p. (In Russ.)

Arnondin, M.C. (1995). Integration of Production Analyst and Microsoft Excel’s Solver for Production Forecasts and Optimization. SPE Comp App, 7(05), pp. 118-121. https://doi.org/10.2118/27566-PA

Khisamov R.S. (1997). Geology, development and exploitation of the Abdrakhmanovskaya area. Coll. papers, Is. 1. Ufa: UGNTU, 158 p. (In Russ.)

Arps J.J. (1945). Analysis of Decline Curves. Trans, 160, pp. 228-247. https://doi.org/10.2118/945228-G.

Khusainov V.M. (2011). Increase in recoverable oil reserves at a late stage of development of a large oil field (theory, geological foundations, practice). Abstract Dr. engin. sci. diss. Moscow, 50 p. (In Russ.)

Вurkhanov R.N., Ibragimov I.I., Lutfullin A.A., Maksyutin A.B. (2020). Estimation and localization of residual recoverable oil reserves by the complex filtration, optical and field research. SPE Russian Petroleum Technology Conference RPTS. https://doi.org/10.2118/201914-MS

Kondratiev M., Azarov Е. (2017). Probabilistic Approach as a Tool for Identifying Areas of Residual Oil Reserves. SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/187925-MS

Mardashov D., Duryagin V., Islamov S. (2021). Technology for improving the efficiency of fractured reservoir development using gel-forming compositions. Energies, 14(24), 8254. https://doi.org/10.3390/en14248254

Methodological Guidelines for Evaluation of Technological Efficiency and Application of Enhanced Oil Recovery Methods (1996). RD 153-39.1-004-96, 88 p. (In Russ.)

Muslimov R.Kh. (2007). A new look at the prospects for the development of the supergiant Romashkinskoye oil field. Geologiya nefti i gaza = Russian Oil and Gas Geology, 1, pp. 3–12. (In Russ.)

Muslimov R.Kh. (2008). Methods for improving the efficiency of oil field development at a late stage. Neftyanoe khozyaistvo = Oil industry, 3, pp. 30-34. (In Russ.)

Muzalevskaya N.V. et al. (2016). A method for developing an oil deposit at a late stage of development. Patent RF. No. 2595112. (In Russ.)

Joseph A., Ajienka J.A. (2010). A Review of Water Shutoff Treatment Strategies in Oil Fields. Nigeria Annual Int. Conf. and Exhib., TinapaCalabar, Nigeria, SPE-136969-MS. https://doi.org/10.2118/136969-MS

Prischepa O.M., Nefedov Y.V., Kochneva O.E. (2020). Raw material base of hard-to-extract oil reserves of Russia. [Matéria-prima base de reservas de óleo de difícil extração da Rússia]. Periodico Tche Quimica, 17(34), pp. 915-924. https://doi.org/10.52571/PTQ.v17.n34.2020.939_P34_pgs_915_924.pdf

Kondratiev M., Azarov Е. (2017). Probabilistic Approach as a Tool for Identifying Areas of Residual Oil Reserves. SPE Russian Petroleum Technology Conference. https://doi.org/10.2118/187925-MS

Repina V.A., Galkin V.I., Galkin S.V. (2018). Complex petrophysical correction in the adaptation of geological hydrodynamic models (on the example of Visean pool of Gondyrev oil field). Journal of Mining Institute, 231, pp. 268-274. https://doi.org/10.25515/pmi.2018.3.268

Mardashov D., Duryagin V., Islamov S. (2021). Technology for improving the efficiency of fractured reservoir development using gelforming compositions. Energies, 14(24), 8254. https://doi.org/10.3390/en14248254

Rogachev M.K., Mukhametshin V.V., Kuleshova L.S. (2019). Improving the efficiency of using resource base of liquid hydrocarbons in Jurassic deposits of Western Siberia. Journal of Mining Institute, 240, pp. 711-715. https://doi.org/10.31897/pmi.2019.6.711

Sabukevich, V.S., Podoprigora, D.G., Shagiakhmetov, A.M. (2020). Rationale for selection of an oil field optimal development system in the eastern part of the pechora sea and its calculation. Periodico Tche Quimica, 17(34), pp. 634-655. https://doi.org/10.52571/PTQ.v17.n34.2020.658_P34_pgs_634_655.pdf

Shuhong JI, Changbing Tian, Chengfang SHI, Jigen YE, Zubo Zhang, Xiujuan FU (2012). New understanding on water-oil displacement efficiency in a high water-cut stage, Petroleum Exploration and Development, 39(3), pp. 362-370. DOI: 10.1016/S1876-3804(12)60052-4

Taipova V., Rafikov R., Aslanyan A., Aslanyan I., Minakhmetova R., Trusov A., Krichevsky V., Farakhova R. (2017). Verifying Reserves Opportunities with Multi-Well Pressure Pulse-Code Testing. SPE Russian Petroleum Technology Conference, SPE-187927-MS. https://doi.org/10.2118/187927-MS

Uvarov F.V. (2018). Method for identifying areas with residual oil reserves. Uspekhi sovremennogo estestvoznaniya, 3, pp. 123-127. (In Russ.)

Voronova E.V. (2006). Creation of a methodology for estimating residual oil reserves in fields that are at the final stage of development. Coll. papers: Actual problems of oil and gas business, vol. 1, pp. 26–30. (In Russ.)

Vurkhanov R.N., Ibragimov I.I., Lutfullin A.A., Maksyutin A.B. (2020). Estimation and localization of residual recoverable oil reserves by the complex filtration, optical and field research. SPE Russian Petroleum Technology Conference RPTS, Paper Number: SPE-201914-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/201914-MS

Yermekov R.I., Merkulov V.P., Chernova O.S., Korovin M.O. (2020). Features of permeability anisotropy accounting in the hydrodynamic model. Journal of Mining Institute, 243, pp. 299-304. https://doi.org/10.31897/pmi.2020.0.299

Zhdanov Ivan, Kotezhekov Victor, Andrei Margarit. (2018). The Method of Localization of Residual Oil on the Basis of Complex Multi-Well Diagnostics and Calibration of the Hydrodynamic Model. SPE Russian Petroleum Technology Conference, SPE-191590-18RPTC-MS. https://doi.org/10.2118/191590-18RPTC-MS

Zakirov C.N., I.M. Indrubskii I.M., Zakirov E.S., Nikolaev V.A., Zakirov I.S., Anikeev D.P. (2010). Modern foundations of the theory and practice of oil and gas field development, part 1. Aktual’nye problemy nefti i gaza, 2(2), p. 24. (In Russ.)

The authors declare that there are no conflicts of interest present.