Владимир Маркович Кричевский — руководитель отдела гидродинамических исследований
Москва
Vladimir M. Krichevsky — Head of well testing department
Moscow
Илья Сергеевич Каешков — кандидат технических наук, руководитель по развитию дисциплины «Разработка»
190121, г. Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3–5
AuthorID: 822112
Ilja S. Kaeshkov — Cand. Sci. (Tech.), Task leader
3–5, Pochtamtskaya str., 190121, Saint Petersburg
AuthorID: 822112
Ландыш Игнатовна Гайнутдинова — главный инженер проекта
Санкт-Петербург
Landysh I. Gainutdinova — Chief project engineer
Saint Petersburg
Введение. Конусообразование является ведущим осложнением на водоплавающих залежах с высоковязкими нефтями. Оно происходит вследствие более высокой подвижности подошвенной воды относительно нефти. Преждевременное обводнение скважин ведет к снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) и экономических показателей разработки месторождения. В таких условиях для предупреждения или замедления конусообразования необходима методика, позволяющая контролировать текущее положение водо-нефтяного контакта (ВНК).
Цель. Основной целью настоящей работы является разработка новой методики контроля конусообразования на водоплавающих залежах с высоковязкими нефтями, что впоследствии необходимо для подбора оптимального режима горизонтальных скважин. В качестве диагностического признака предлагается скин-фактор: он снижается при подъеме конуса воды к горизонтальной скважине.
Материалы и методы. Исследование проводилось на основе трехфазной гидродинамической модели (ГДМ). На первом этапе варьировалось положение горизонтальной скважины (ГС) относительно ВНК: 1, 3, 5, 7 и 9 м до ВНК. Для каждого случая были получены кривые восстановления давления (КВД), интерпретация которых в специализированном ПО позволила определить скин-фактор. Далее был проанализирован характер его изменения в зависимости от режима работы скважины. Дополнительно выполнен анализ чувствительности к изменениям граничных условий, фильтрационно-емкостных свойств пласта и его геологического строения (наличие пропластков, газовой шапки).
Результаты. Во всех выполненных расчетах гипотеза «штуцирования» нефтенасыщенной толщиной притока жидкости в скважину подтверждается. Установлена прямая зависимость скин-фактора от расстояния до ВНК и обратная от текущей обводненности (высоты конуса воды). Показано, что методика применима в широком диапазоне геолого-физических условий, за исключением случаев наличия непроницаемого пропластка, экранирующего приток воды к скважине.
Заключение. Предложенная методика на основе мониторинга скин-фактора является эффективным инструментом для диагностики конусообразования и может быть использована для оптимизации разработки залежей высоковязких нефтей. Конкретные параметры методики контроля, такие как способ и периодичность определения скин-фактора, а также непосредственные граничные значения необходимо устанавливать индивидуально для объектов с учетом их особенностей.
Background. Well coning is a top complication for reservoirs with high-viscosity oil and bottom water. The main reason is the higher mobility of bottom water relative to oil. Premature well watering leads to a decrease in oil recovery factors (ORF) and the economical efficiency of field development. Under these conditions, preventing or slowing well coning requires a method that allows monitoring the current position of the OWC.
Aim. The main objective of this study is to develop a new method for monitoring water coning in high-viscosity oil reservoirs. This is necessary for selecting the optimal operating mode for horizontal wells. The skin factor is proposed as a diagnostic indicator: it decreases as the water cone rises toward the horizontal well.
Materials and methods. The study was conducted using a three-phase dynamic model with. At the first stage, the position of the horizontal well relative to the oil-water contact (OWC) was varied: 1, 3, 5, 7, and 9 meters above the OWC. For each case, pressure buildup curves were obtained, and their interpretation in specialized sok ware enabled the determination of the skin factor. Next, the nature of the change in the skin factor depending on the well operating mode was analyzed. Additionally, a sensitivity analysis was performed, assessing the impact of changes in boundary conditions, petrophysical properties and geological structure (presence of shale breaks and a gas cap).
Results. All the calculations agree with the idea of «choking» the liquid inflow by the oil rim. Skin depends directly on the distance to the OWC, and inversely — on the current water-cut (water cone height). It was demonstrated that the methodology is applicable across a wide range of geological and physical conditions, except for cases involving shale breaks that screens water inflow to the well.
Conclusions. The proposed methodology, based on skin factor monitoring, is an effective methodology for diagnosing coning and can be used to optimize the development of heavy oil reservoirs. Specific parameters of the monitoring technique, such as the method and frequency of skin factor determination and limit values, must be established individually for each formation, taking into account its specific characteristics.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.