«Geology, geophysics and development of oil and gas fields»

ANALYSIS OF THE RESULTS OF FORMATION PRESSURE INDIRECT DETERMINATION ACCORDING TO THE WELLS OPERATIONAL MODE CHANGE USING THE GENETIC ALGORITHM

UDC: 622.276.4
DOI: 10.33285/2413-5011-2021-8(356)-36-41

Authors:

¹ LLC "RN-BashNIPIneft", Ufa, Russian Federation
² Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russian Federation

Keywords: oil field development, geological and technical measures, reservoir pressure, Vogel indicator curve, genetic algorithm

Annotation:

Annual number of oil production stimulation measures (OPS) at key oil fields in the Volga-Ural oil- and gas-bearing province is an order of magnitude higher than the number of wells testing. Accounting of well performance indicators, when optimizing pumping equipment to assess the energy state of the reservoir, can significantly increase the data on the current reservoir pressure coverage. It will help to improve the efficiency of geological and technical measures (GTM) planning and to monitor the operation of the base stock of wells. The problem of indirect methods application efficiency for reservoir pressure assessment based on the OPS results is not widely covered in the scientific literature. Therefore, in this paper, the authors analyzed the results of the reservoir pressure indirect determination by changing the operating modes of wells using the algorithm proposed by Kharisov, Yunusova and Mayskiy in 2018. The assessment results have a high convergence with the actual data — the median of the absolute value of the relative deviation is 8 %. Deviation in 88 % of wells does not exceed 20 %. In general, the data obtained allow making a conclusion that there is sufficient accuracy in the energy state assessing and the possibility of using the algorithm for indirect determination of reservoir pressure to solve practical problems of geological and production analysis when selection and planning geological and technical measures and monitoring the operation of the basic well stock. It should be noted that algorithms for indirect determination of reservoir pressure should not be used as a full replacement of hydrodynamic well testing, but they can be considered as an additional tool for reservoir pressure assessing, the results of which should be analyzed taking into account the experience of reservoirs development in specific geological conditions.

Bibliography:

1. Дмитриевский А.Н. Ресурсно-инновационная стратегия развития экономики России // Нефт. хоз-во. - 2017. - № 5. - С. 6-7.
2. Мухаметшин В.Ш. Моделирование процесса нефтеизвлечения с использованием опыта разработки месторождений, находящихся длительное время в эксплуатации // Нефтегазовое дело. - 2011. - Т. 9. - № 4. - С. 47-50. - DOI: 10.17122/ngdelo-2011-4-47-50
3. Шпуров И.В., Захаренко В.А., Фурсов А.Я. Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской НГП // Недропользование XXI век. - 2015. - № 1(51). - С. 12-19.
4. Результаты геолого-технологического обоснования методов воздействия на остаточные запасы в условиях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / В.Е. Андреев, Р.Р. Хузин, В.В. Мухаметшин, Л.С. Кулешова, А.П. Чижов, А.В. Чибисов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2018. - № 11. - С. 67-71. - DOI: 10.30713/2413-5011-2018-11-67-71
5. Дмитриевский А.Н., Еремин Н.А. Современная НТР и смена парадигмы освоения углеводородных ресурсов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2015. - № 6. - С. 10-16.
6. Мухаметшин В.Ш., Андреев В.Е., Ахметов Р.Т. Повышение эффективности использования ресурсной базы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтегазовое дело. - 2015. - Т. 13. - № 4. - С. 122-125. - DOI: 10.17122/ngdelo-2015-4-122-125
7. Муслимов Р.Х. Новая стратегия освоения нефтяных месторождений в современной России - оптимизация добычи и максимизация КИН // Нефть. Газ. Новации. - 2016. - № 4. - С. 8-17.
8. Геолого-промысловое обоснование методов воздействия на пласт на примере эксплуатационных объектов месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции / В.В. Мухаметшин, В.Е. Андреев, Р.Р. Хузин, Л.С. Кулешова, А.П. Чижов, А.В. Чибисов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2018. - № 10. - С. 40-45. - DOI: 10.30713/2413-5011-2018-8-40-45
9. Еремин Ал.Н., Еремин Ан.Н., Еремин Н.А. Управление разработкой интеллектуальных месторождений нефти и газа: учеб. пособие для вузов в 2 кн. Кн. 2. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2012. - 200 с.
10. Аналитическая методика оценки эффективности технологии отбора прикровельной нефти из водоплавающих залежей, верифицированная на гидродинамической модели / Р.Ф. Якупов, А.А. Гимазов, В.Ш. Мухаметшин, Р.И. Макаев // Нефт. хоз-во. - 2018. - № 6. - С. 66-69. - DOI: 10.24887/0028-2448-2018-6-66-69
11. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин: учеб. пособие. - М.: МАКС Пресс, 2018. - 476 с.
12. Геологическое и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа / Р.М. Тер-Саркисов, В.М. Максимов, К.С. Басниев, А.Н. Дмитриевский, Л.М. Сургучев. - Ижевск: Ижевский ин-т компьютерных исследований, 2012. - 452 с.
13. К вопросу выбора технологии кислотного воздействия для интенсификации добычи нефти / Ю.В. Зейгман, А.В. Лысенков, В.В. Мухаметшин, Ш.Х. Султанов, Ю.А. Котенёв // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2017. - № 6. - С. 44-50.
14. Integration of a Risk Management Tool and an Analytical Simulator for Assisted Decision-Making in IOR / V. Alvarado, E.-M. Reich, Yi Yunfeng, K. Potsch // SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition (Vienna, Austria, 12-15 June 2006). - Society of Petroleum Engineers, 2006. - 6 p. - DOI: 10.2118/100217-MS
15. Хайрединов Н.Ш., Попов А.М., Мухаметшин В.Ш. Повышение эффективности заводнения низкопродуктивных залежей нефти в карбонатных коллекторах // Нефт. хоз-во. - 1992. - № 9. - С. 18-20.
16. Современные методы разработки месторождений на поздних стадиях: учеб. пособие / Т.А. Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Шевелев. - Томск: Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела, 2006. - 286 с.
17. Vogel J.V. Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells // J. of Petroleum Technology. - 1968. - Vol. 20. - № 1. - Pp. 83-92.
18. Standing M.B. Inflow Performance Relationships for Damaged Wells Producing by Solution-Gas Drive // J. of Petroleum Technology. - 1970. - Vol. 22. - № 11. - Pp. 1399-1400.
19. Fetkovich M.J. The Isochronal Testing of Oil Wells // Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME. - Society of Petroleum Engineers, 1973.
20. Wiggins M.L. Analytical Inflow Performance Relationships for Three-Phase Flow in Bounded Reservoirs // SPE Western Regional Meeting. - Society of Petroleum Engineers, 1992.
21. Gallice F., Wiggins M.L. A Comparison of Two-Phase Inflow Performance Relationships // SPE Mid-Continent Operations Symposium. - Society of Petroleum Engineers, 1999.
22. New Inflow Performance Relationship for Solution-Gas Drive Oil Reservoirs / K.A. Fattah, Mohamed Elias, H. Ahmed El-Banbi, El-Sayed A. El-Tayeb // Neftegazovoe delo. - 2012. - Vol. 5. - Pp. 343-366.
23. Анализ эффективности применения индикаторной кривой Вогеля при прогнозировании дебита нефти / Э.А. Юнусова, Р.А. Майский, М.Н. Харисов, Г.Ф. Юнусова // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 2. - С. 23-31.
24. Шашков В.Б. Прикладной регрессионный анализ. Многофакторная регрессия: учеб. пособие. - Оренбург: ГОУ ВПО ОГУ, 2003. - 363 с.
25. Панченко Т.В. Генетические алгоритмы. - Астрахань: Астраханский ун-т, 2007. - 87 c.
26. Харисов М.Н., Юнусова Э.А., Майский Р.А. Алгоритм косвенного определения пластового давления с использованием методов Data Mining // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2018. - № 3. - С. 40-48.