georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2021.3.10geores-181Research ArticleПОИСК, РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙPROSPECTING, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF OIL, GAS AND OIL AND GAS FIELDSПрогноз пластового давления и исследование его поведения при разработке нефтяных месторождений на основе построения многоуровневых многомерных вероятностно статистических моделейPrediction of reservoir pressure and study of its behavior in the development of oil fields based on the construction of multilevel multidimensional probabilistic-statistical modelsГалкинВ. И.GalkinV. I.

Владислав Игнатьевич Галкин – доктор геол.-мин. наук, профессор, заведующий кафедры Геология нефти и газа

614990, Пермь, пр-т Комсомольский, д. 29

Vladislav I. Galkin – DSc (Geology and Mineralogy), Professor, Head of the Department of Oil and Gas Geology

29 Komsomolskiy Av., Perm, 614990

ПономареваИ. Н.PonomarevaI. N.

Инна Николаевна Пономарева – доктор тех. наук, профессор кафедры Нефтегазовые технологии

614990, Пермь, пр-т Комсомольский, д. 29

Inna N. Ponomareva – DSc (Engineering), Professor, Department of Oil and Gas Technologies

29 Komsomolskiy Av., Perm, 614990

МартюшевД. А.MartyushevD. A.

Дмитрий Александрович Мартюшев – канд. тех. наук, доцент кафедры Нефтегазовые технологии

614990, Пермь, пр-т Комсомольский, д. 29

Dmitriy A. Martyushev – PhD (Engineering), Associate Professor, Department of Oil and Gas Technologies

29 Komsomolskiy Av., Perm, 614990

martyushevd@inbox.ruПермский национальный исследовательский политехнический университетРоссияPerm National Research Polytechnic UniversityRussian Federation2021170420242337382Copyright © Галкин В.И., Пономарева И.Н., Мартюшев Д.А., 20242024Галкин В.И., Пономарева И.Н., Мартюшев Д.А.Galkin V.I., Ponomareva I.N., Martyushev D.A.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/181

Определение текущего пластового давления в зонах отбора нефтедобывающих скважин является актуальной задачей мониторинга разработки месторождения. Основным способом его определения являются гидродинамические исследования при неустановившихся режимах. При этом процесс восстановления забойного давления до величины пластового часто продолжается значительный период времени, что приводит к длительным простоям фонда и существенным недоборам в добыче нефти. Кроме этого представляется достаточно сложным выполнять сравнения пластовых давлений между собой в скважинах ввиду разновременности проведения исследований, поскольку одновременно остановить весь фонд для замера пластового давления в условиях промысла невозможно. В статье предлагается новый способ определения текущего пластового давления в зонах отбора, основанный на построении многомерных математических моделей по данным геолого-технологических показателей разработки. В качестве исходных данных использованы значения пластового давления, определенные при обработке материалов гидродинамических исследований скважин, а также набор геолого-технологических показателей, вероятно, влияющих на его величину (начальное пластовое давление для каждой скважины, продолжительность ее эксплуатации на момент исследования, дебит жидкости, забойное давление, начальная и текущая проницаемость коллектора в зоне дренирования, газовый фактор, накопленные значения добычи нефти, жидкости и воды, а также скин-фактор). В ходе проведения исследований использованы несколько вариантов статистического моделирования, в процессе которых установлены индивидуальные для объекта разработки закономерности поведения пластового давления в процессе выработки запасов. Полученные модели характеризуются высокой степенью достоверности и позволяют определять искомую величину с ошибкой не более, чем 1,0 МПа.

Determination of the current reservoir pressure in oil production wells selection zones is an urgent task of field development monitoring. The main method for its determination is hydrodynamic studies under unsteady conditions. At the same time, the process of restoring bottomhole pressure to the value of reservoir pressure often lasts a significant period of time, which leads to long downtime of the fund and significant shortfalls in oil production. In addition, it seems rather difficult to compare reservoir pressures with each other in the wells due to the different timing of the studies, since it is impossible to simultaneously stop the entire fund for measuring the reservoir pressure in the field. The article proposes a new method for determining the current reservoir pressure in the extraction zones, based on the construction of multidimensional mathematical models using the data of geological and technological development indicators. As the initial data, the values of reservoir pressure, determined during processing of the materials of hydrodynamic studies of wells, as well as a set of geological and technological indicators, probably affecting its value, were used (initial reservoir pressure for each well, the duration of its operation at the time of study, liquid rate, bottomhole pressure, the initial permeability and the current collector in the drainage area, GOR accumulated values oil, and liquid water, and skin factor). In the course of the research, several variants of statistical modeling were used, in the process of which the regularities of the reservoir pressure behavior during the development of reserves were established, individual for the object of development. The obtained models are characterized by a high degree of reliability and make it possible to determine the desired value with an error of no more than 1.0 MPa.

статистический анализгидродинамические исследования скважинуровень значимостиэксплуатация скважинпроницаемость пластатекущее пластовое давлениеstatistical analysiswell testingsignificance levelwell operationformation permeabilitycurrent reservoir pressureReferencesАбросимов А.А., Шеляго Е.В., Язынина И.В. (2018). Обоснование репрезентативного объема данных фильтрационно-емкостных свойств для получения статистически достоверных петрофизических связей. Записки Горного института, 233, с. 487–491. https://doi.org/10.31897/pmi.2018.5.487Aaditya Khanal, Mohammad Khoshghadam, W. John Lee, Michael Nikolaou (2017). New forecasting method for liquid rich shale gas condensate reservoirs with data driven approach using principal component analysis. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 38, pp. 621–637. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2017.01.014Вирстюк А.Ю., Мишина В.С. (2020). Применение регрессионного анализа для оценки эффективности работы нефтяных скважин с парафинистой нефтью. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331(1), с.117–124. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/1/2453Abrosimov A.A., Shelyago E.V., Yazinina I.V. (2018). Substantiation of a representative volume of reservoir properties data to obtain statistically reliable petrophysical relationships. Zapiski Gornogo instituta = Journal of Mining Institute, 233, pp. 487–491. (In Russ.). https://doi.org/10.31897/pmi.2018.5.487Галкин В.И., Пономарева И.Н., Черных И.А., Филиппов Е.В., Чумаков Г.Н. (2019). Методика определения забойного давления с использованием многомерных моделей. Нефтяное хозяйство, 1, с. 40–43. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-1-40-43Ahmadi R., Pourfatemi S.M., Ghaffari S. (2017). Exergoeconomic optimization of hybrid system of GT, SOFC and MED implementing genetic algorithm. Desalination, 411, pp. 76–88. https://doi.org/10.1016/j.desal.2017.02.013Галкин С.В., Кочнев А.А., Зотиков В.И (2019). Прогнозная оценка эффективности технологии радиального бурения для башкирских эксплуатационных объектов месторождений Пермского края. Записки Горного института, 238, с. 410–414. https://doi.org/10.31897/pmi.2019.4.410Akinbinu V.A. (2010). Prediction of fracture gradient from formation pressures and depth using correlation and stepwise multiple regression techniques. Journal of Petroleum Science and Engineering, 72(1–2), pp. 10–17. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2010.02.003Давыдова А.Е., Щуренко А.А., Дадакин Н.М., Шуталев А.Д., Квеско Б.Б. (2019). Разработка дизайна гидродинамического исследования в условиях карбонатного коллектора. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(6), с. 68–79. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/6/2128Chernykh I.A., Galkin V.I., Ponomareva I.N. (2017). Comparative analysis of the methods for defining bottomhole pressure at well operation of Shershnevsky field. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 328(8), pp. 41–47. (In Russ.)Давыдова А.Е., Щуренко А.А., Дадакин Н.М., Шуталев А.Д., Квеско Б.Б. (2018). Оптимизация проведения гидродинамических исследований скважин в условиях карбонатного коллектора. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 17(2), с. 123–135. DOI: 10.15593/2224-9923/2018.2.3D. Childers P.E., X. Wu PhD (2020). Forecasting oil well performance in tight formation using the connected reservoir storage model. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107593. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107593Драгунов А.А., Мухамадиев Р.С., Чернов С.В. (2017). Влияние геодинамических процессов на фильтрационно-емкостные свойства геологической среды (на примере Ромашкинского месторождения). Георесурсы, 19(4), с. 319–322. https://doi.org/10.18599/grs.19.4.3Davydova A.E., Shchurenko A.A., Dadakin N.M., Shutalev A.D., Kvesko B.B. (2019). Well testing design development in carbonate reservoir. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 330(6), pp. 68–79. (In Russ.). https://doi.org/10.18799/24131830/2019/6/2128Дягилев В.Ф., Лазутин Н.К., Бакшеев В.Н. (2019). Апробация методики оценки характера влияния закачки воды на отборы по нефти на примере Северо-Ореховского месторождения. SOCAR Proceedings, 1, с. 42–51. DOI: 10.5510/OGP20190100378Davydova A.E., Shchurenko A.A., Dadakin N.M., Shutalev A.D., Rvesco B.B. Optimization of carbonate reservoir well testing. Vestnik PNIPU. Geologiya. Neftegazovoe i gornoe delo = Bulletin of PNIPU. Geology. Oil and gas and mining, 17(2), pp. 123–135. (In Russ.). DOI: 10.15593/2224-9923/2018.2.3Елесин А.В., Кадырова А.Ш., Никифирова А.И. (2018). Определение поля проницаемости пласта по замерам давления на скважинах с использованием сплайн-функции. Георесурсы, 20(2), с. 102–107. https://doi.org/10.18599/grs.2018.2.102-107Dragunov A.A., Mukhamadiev R.S., Chernov S.V. (2017). Influence of geodynamic processes on reservoir properties of geological environment (on the example of the Romashkino field). Georesources = Georesursy, 19(4), pp. 319–322. (In Russ.). https://doi.org/10.18599/grs.19.4.3Карманский Д.А., Петраков Д.Г. (2020). Лабораторное моделирование изменения механических и фильтрационных свойств пород коллекторов на различных этапах разработки месторождений нефти. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 20(1), с. 49–59. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.5Dyagilev V.F., Lazutin N.K., Baksheev V.N. (2019). Approbation of the assessing methodology for the impact nature of water injection on oil samples using the example of the North-Orekhovsky field. SOCAR Proceedings, 1, pp. 42–51. (In Russ.). DOI: 10.5510/OGP20190100378Кочнев А.А., Зотиков В.И., Галкин С.В. (2018). Анализ влияния геолого-технологических показателей на эффективность технологии радиального бурения на примере эксплуатационных объектов Пермского края. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 329(12), с. 20–29. https://doi.org/10.18799/24131830/2018/12/16Elesin A.V., Kadyrova A.Sh., Nikiforov A.I. (2018). Definition of the reservoir permeability field according to pressure measurements on wells with the use of spline function. Georesources = Georesursy, 20(2), pp. 102–107. https://doi.org/10.18599/grs.2018.2.102-107Мартюшев Д.А., Слушкина А.Ю. (2019). Оценка информативности определения фильтрационных параметров пласта на основе интерпретации кривых стабилизации давления. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330(10), с. 26–32. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/10/2295Escobar F.H., Hernandez Y.A., Hernandez C.M. (2007). Pressure transient analysis for long homogeneous reservoirs using TDS technique. Journal of Petroleum Science and Engineering, 58(1–2), pp. 68–82. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2006.11.010Пономарева И.Н., Мартюшев Д.А., Ахметова М.И. (2016). Оценка оптимальной продолжительности проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин на примере Озерного месторождения. Нефтяное хозяйство, 1, с. 60–63.Galkin S.V., Kochnev A.A., Zotikov V.I. (2019). Estimate of radial drilling technology efficiency for the bashkir operational oilfields objects of Perm Krai. Zapiski Gornogo instituta = Journal of Mining Institute, 238, pp. 410–414. (In Russ.). https://doi.org/10.31897/pmi.2019.4.410Расторгуев М.Н. (2019). Использование дискриминантного анализа для интерпретации данных газового каротажа на примере Павловского нефтяного месторождения. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 19(1), с. 39–55. DOI: 10.15593/2224-9923/2019.1.4Galkin V.I., Ponomareva I.N., Chernykh I.A., Filippov E.V., Chumakov G.N. (2019). Methodology for estimating downhole pressure using multivariate model. Neftyanoe Khozyaystvo = Oil industry, 1, pp. 40–43. (In Russ.). DOI: 10.24887/0028-2448-2019-1-40-43Черных И.А., Галкин В.И., Пономарева И.Н. (2017). Сравнительный анализ методик определения забойного давления при эксплуатации добывающих скважин Шершневского месторождения. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 328(8), с. 41–47.Karmanskiy D.A., Petrakov D.G. (2020). Laboratory modeling of changes in mechanical and flow properties of reservoir rocks at the stages of oil fields development. Vestnik PNIPU. Geologiya. Neftegazovoe i gornoe delo = Bulletin of PNIPU. Geology. Oil and gas and mining, 20(1), pp. 49–59. (In Russ.). DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.5Aaditya Khanal, Mohammad Khoshghadam, W. John Lee, Michael Nikolaou (2017). New forecasting method for liquid rich shale gas condensate reservoirs with data driven approach using principal component analysis. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 38, pp. 621–637. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2017.01.014Kochnev A.A., Zotikov V.I., Galkin S.V. (2018). Analysis of the influence of geological technological parameters on the effectiveness of radial drilling technology on the example of operational objects in perm region. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 329(12), pp. 20–29. (In Russ.). https://doi.org/10.18799/24131830/2018/12/16Ahmadi R., Pourfatemi S.M., Ghaffari S. (2017). Exergoeconomic optimization of hybrid system of GT, SOFC and MED implementing genetic algorithm. Desalination, 411, pp. 76–88. https://doi.org/10.1016/j.desal.2017.02.013Martyushev D.A., Slushkina A.Yu. (2019). Assessment of informative value in determination of reservoir filtration parameters based on interpretation of pressure stabilization curves. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 330(10), pp. 26–32. (In Russ.). https://doi.org/10.18799/24131830/2019/10/2295Akinbinu V.A. (2010). Prediction of fracture gradient from formation pressures and depth using correlation and stepwise multiple regression techniques. Journal of Petroleum Science and Engineering, 72(1–2), pp. 10–17. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2010.02.003Nur Wijaya, James J. Sheng (2020). Probabilistic forecasting and economic evaluation of pressure-drawdown effect in unconventional oil reservoirs under uncertainty of water blockage severity. Journal of Petroleum Science and Engineering, 185, 106646. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106646D. Childers P.E., X. Wu PhD (2020). Forecasting oil well performance in tight formation using the connected reservoir storage model. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107593. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107593Olalere Oloruntobi, Stephen Butt (2019). Energy-based formation pressure prediction. Journal of Petroleum Science and Engineering, 173, pp. 955–964. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.10.060Escobar F.H., Hernandez Y.A., Hernandez C.M. (2007). Pressure transient analysis for long homogeneous reservoirs using TDS technique. Journal of Petroleum Science and Engineering, 58(1–2), pp. 68–82. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2006.11.010Ponomareva I.N., Martyushev D.A., Akhmetova M.I. (2016). Evaluation of the optimal duration of the hydrodynamic studies of low-productivity wells on the example of Ozernoye field. Neftyanoe Khozyaystvo = Oil industry, 1, pp. 60–63. (In Russ.)Nur Wijaya, James J. Sheng (2020). Probabilistic forecasting and economic evaluation of pressure-drawdown effect in unconventional oil reservoirs under uncertainty of water blockage severity. Journal of Petroleum Science and Engineering, 185, 106646. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106646Rastorguev M.N. (2019). Using discriminant analysis for the interpretation of gas logging data on the example of the Pavlov oil field. Vestnik PNIPU. Geologiya. Neftegazovoe i gornoe delo = Bulletin of PNIPU. Geology. Oil and gas and mining, 19(1), pp. 39–55. (In Russ.) DOI: 10.15593/2224-9923/2019.1.4Olalere Oloruntobi, Stephen Butt (2019). Energy-based formation pressure prediction. Journal of Petroleum Science and Engineering, 173, pp. 955–964. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.10.060Saeed Rafieepour, Silvio Baldino, Stefan Z. Miska (2020). Determination of in-situ elastic properties and reservoir boundary conditions. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 81, 103397. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103397Saeed Rafieepour, Silvio Baldino, Stefan Z. Miska (2020). Determination of in-situ elastic properties and reservoir boundary conditions. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 81, 103397. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2020.103397Salam Al-Rbeawi (2018). Integrated analysis of pressure response using pressure-rate convolution and deconvolution techniques for varied flow rate production in fractured formations. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 51, pp. 195–209. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.01.012Salam Al-Rbeawi (2018). Integrated analysis of pressure response using pressure-rate convolution and deconvolution techniques for varied flow rate production in fractured formations. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 51, pp. 195–209. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2018.01.012Valery B., Eslamloueyan R. (2015). Hydrocarbon reservoirs characterization by co-interpretation of pressure and flow rate data of the multi-rate well testing. Journal of Petroleum Science and Engineering, 135, pp. 59–72. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.08.016Valery B., Eslamloueyan R. (2015). Hydrocarbon reservoirs characterization by co-interpretation of pressure and flow rate data of the multi-rate well testing. Journal of Petroleum Science and Engineering, 135, pp. 59–72. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2015.08.016Virstyuk A.Yu., Mikshina V.S. (2020). Application of regression analysis to evaluate the efficiency of oil well operating with the paraffin oil. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov = Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 331(1), pp. 117–124. (In Russ.). https://doi.org/10.18799/24131830/2020/1/2453

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