Большинство месторождений компании ПАО «НК «Роснефть» Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки, характеризуются высокой выработкой, высокими значениями обводненности. Сложившиеся условия добычи нефти приводят к высоким операционным затратам, поэтому для Компании актуальным становится вопрос снижения их затрат. Ряд месторождений
с продолжительной историей разработки Компании являются неустойчивыми по рентабельности
в условиях высокой волатильности макроэкономических параметров.
Ухудшение технического состояния скважин в процессе их длительной работы повышает вероятность увеличения объемов попутно-добываемой воды (рис. 1).

Для снижения операционных затрат на перекачку попутно-добываемой воды инициирован проект по оценке фонда скважин и потенциала снижения ее объемов. Первым этапом проекта стала разработка методики по оперативной диагностике наличия «чужой воды» на основе анализа промысловой информации.

Отправной точкой для разработки методики стал анализ возможных причин появления «чужой воды» и их сопоставление с возможными методами ликвидации либо минимизации ее доли в продукции скважин (табл. 1).

Традиционными методами снижения объемов попутно-добываемой воды являются: ремонтно-изоляционные работы (РИР), в том числе ограничение водопритока (ОВП) и ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК).
Диагностировать факт наличия «чужой воды» можно следующими методами: химико-аналитическими, геофизическими, графо-аналитическими. Эти методы хорошо опробованы, но требуют значительных трудозатрат для построения зависимостей по каждой скважине.
Для подбора кандидатов существует большое количество различных методик, такие как экспресс-анализ состояния фонда нефтяных скважин; метод диагностики водопритоков графическим методом; экспресс-метод диагностики скважин для определения основных причин обводнения; скважинная диагностика водопритоков; расчет функции целесообразности проведения РИР [1].
У всех методик есть общие черты:
• выявление индикаторов (показатели, по которым делают вывод о наличии заколонной циркуляции (ЗЦК), перетоков);
• анализ и обобщение исходных данных статистическими методами;
• комбинирование параметров, построение графоаналитических зависимостей.
Вышеупомянутые общие положения были взяты за основу при разработке данной методики. В рамках работы проведена адаптация положений существующих методов диагностики «чужой воды» для условий месторождений Компании. Для определения вероятности добычи «чужой воды» принят нормированный комплексный параметр, отражающий суммарное соответствие основным признакам причин, представленных в таблице 1, среди которых величина относительной продуктивности по жидкости (К₁), динамика продуктивности (К₂₎, относительная обводненность (К₃) и динамика обводненности (К₄) (рис. 2).

Для расчета вероятности наличия «чужой воды» были введены четыре
коэффициента (К₁–К₄₎. Каждый коэффициент имеет свой вес. Для того чтобы объединить эти коэффициенты в один, были выделены границы, ниже и выше которых значения получали минимальный и максимальный процент соответственно. Методика в большей мере основывается на коэффициенте продуктивности, поэтому К1 получил максимальный вес в 40 %, а оставшиеся три коэффициента по 20 %. Веса для параметров были определены экспертной оценкой. Таким образом, скважина может получить максимальное значение вероятности наличия чужой воды в 100 %. Итоговое выражение выглядит следующим образом:

где К₁^* –К₄^* — это процентные меры значений параметров К₁^* –К₄^* относительно их максимальных границ.
К₁^* — процентная мера относительной продуктивности по жидкости:

где К₁ — это относительная продуктивность по жидкости, показывающая отклонение удельного коэффициента продуктивности скважины от удельного коэффициента продуктивности по блоку,
и определяется по формуле:

где К_{прод_уд} = К_прод/h_эфф — продуктивность скважины на метр эффективной мощности пласта, т/(атм·сут∙м); К_прод = Q_жид/(P_пл-Р_заб) — коэффициент продуктивности, т/(атм∙сут); Q_жид — дебит жидкости, т/сут; P_пл, Р_заб — пластовое и забойное давление, атм; _hэфф — эффективная мощность пласта, м; К_{прод_уд_блок} — средняя удельная продуктивность по блоку, за исключением рассматриваемой скважины, т/(атм∙сут м).

Границы для относительной продуктивности по жидкости были выбраны исходя из общего расчета по всем скважинам региона. По всей выборке скважин наблюдалось, что у большинства скважин К₁ находился в диапазоне от 0 до 15, однако скважины, у которых вышло менее 0,9, имели низкий коэффициент продуктивности на метр эффективной толщины.
Приведем пример расчета вероятности наличия «чужой воды» в скважине, на которой продолжительное время не было «тяжелых» геолого-технических мероприятий (ГТМ) (ГРП, ПВЛГ, ЗБС). На рисунке 3 представлен блок № ХХ месторождения № 4 объекта разработки АВ. В данном блоке на текущий момент работают три скважины: YYY, ZZZ, BBB (табл. 2).

Относительная продуктивность по жидкости выявляет скважины с аномальным превышением продуктивности относительно других скважин в блоке.
К₂^* — процентная мера динамики продуктивности скважины:

где K₂ — это динамика продуктивности скважины по жидкости, показывающая изменение коэффициента продуктивности за скользящий год эксплуатации.
Для определения K₂ строится линейный тренд изменения коэффициента продуктивности за скользящий год, и за K₂ принимается значение углового коэффициента получившейся зависимости. Границы для динамики продуктивности были выбраны таким образом, чтобы отслеживать скважины, у которых коэффициент продуктивности со временем возрастает, а не снижается. Скважины, у которых K₂ превышает единицу, получают максимальный вес, т.к. по ним наблюдается резкое увеличение продуктивности (рис. 4). Для этой скважины коэффициент K₂ будет равняться 0,0164. Данный параметр позволяет оценить, как резко изменяется коэффициент продуктивности скважины во времени.

К3^*— процентная мера относительной обводненности скважины:

где К₃ — это относительная обводненность, характеризующая отклонение начальной обводненности скважины от обводненности блока на ту же дату, и считается следующим образом:

где W_{с_скв_на_начало_эксп} — обводненность скважины на третий месяц после ввода в эксплуатацию, %; W_{c_блока_на_дату_запуска_скв} — обводненность блока на третий месяц после ввода в эксплуатацию рассматриваемой скважины, %.

На рисунке 5 графически показана разность между обводненностью блока и рассматриваемой скважины. Следует учесть, что обводненность берется на третий месяц работы скважины, для установившегося режима (табл. 3). Обратим внимание, что данному коэффициенту добавляется
10 % к расчету, так как обводненность по новым скважинам в Компании в среднем на 10 % ниже обводненности по блоку.

Для скважины № YYY К₃ будет равняться 5 % (90 + 10 - 95). Относительная обводненность позволяет оценить, как сильно скважина была обводнена на старте ее эксплуатации в сравнении с текущей ситуацией в блоке, т.к. есть вероятность попадания в промытый интервал.
К₄^* — процентная мера динамики обводненности скважины:

где К₄ — это динамика обводненности, показывающая отклонение ХВ (характеристики вытеснения) скважины от эталонной ХВ, и равна:

где Угловой коэф. ХВскв — угловой коэффициент ХВ скважины, вычисленный с помощью построения линейного тренда по кривой ХВ; . ХВ — угловой коэффициент эталонной ХВ блока, вычисленный с помощью построения линейного тренда по кривой ХВ.
Строится линейный тренд изменения ХВ по скважине и эталонной ХВ блока [2], и берутся значения углового коэффициента изменения ХВ (рис. 6). К4 варьируется от 0 до 1. Для скважины № YYY месторождения № 4 К4 = 35,2/234,5 = 0,15. Оценивая коэффициент динамики обводненности, можно понять, как сильно отличается обводнение скважины от эталонного значения.

Для получения итоговой вероятности наличия «чужой воды», параметры К₁–К₄ скважины № YYY месторождения № 4 перевели в их процентные меры и получили следующие значения: К₁^* = 37,4 %, К₂^* = 1 %, К₃^* = 0,33 %, К₄^* = 17 %. По данной скважине весомыми стали коэффициенты К₁^* и К₄, а по К₂ и К₃ получились низкие значения вероятности, поэтому методика и подразумевает анализ скважин по нескольким параметрам. Итоговая вероятность наличия «чужой воды» составила 55,73%.
После оценки вероятности наличия «чужой воды» на скважине рассчитываем ее объем по следующему выражению:

где К_{прод_уд.} — удельная продуктивность скважины на метр эффективной мощности пласта, т/(сут∙атм∙м); К_{прод._уд._блок} — средний удельный коэффициент продуктивности окружения (вычисляется по блоку); Р_пл — пластовое давление на текущую дату, атм; Р_заб — забойное давление на текущую дату, атм; W_c — текущая обводненность скважины, д.е.; _hэфф — эффективная мощность пласта, м.
Объем «чужой воды» на скважине № YYY составил 9,6 м³/сут, при дебите жидкости 42,6 м³/сут.
В качестве дополнительного теста для определения работоспособности разработанной методики был произведен ретроспективный расчет вероятности наличия «чужой воды» на скважинах с уже проведенными мероприятиями по ограничению водопритоков. Результаты расчетов и оценка вероятности наличия «чужой воды» приведены в таблице 4.

Рассмотрим скважину № PPP месторождения № 4. По комплексу проведенных исследований от 10.07.2018 на скважине № PPP отмечается работа проектных пластов АВ. В притоке вода с пленкой нефти. Обводнение продукции скважины происходит по пласту, а также в результате ЗКЦ с глубины 1 868,8 м и подтягивания воды с неперфорированной части с глубины 1 904,8 м (пласт монолит). После проведения РИР 09.08.2018 объем попутно добываемой воды снизился на 391 м³/сут (значение хорошо коррелирует с объемом «чужой воды» — 375 м³/сут), а дебит нефти вырос
на 3,3 т/сут. На рисунке 7 приведен график дебитов нефти и жидкости до и после проведения РИР
на скважине № PPP. Расчет вероятности наличия «чужой воды» на данной скважине
составляет 69 % (табл. 5).

По предложенной методике было подобрано 16 первоочередных кандидатов и на текущий момент выполнено три скважино-операции ОВП. Проведенные работы технологически успешны (табл. 6).

Результаты, приведенные в таблицах 4 и 6, описывают вероятность наличия «чужой воды» и подтверждают работоспособность методики. Скважины с возможным наличием «чужой воды» сопоставляются с прямыми исследованиями, проведенными на скважинах (термометрия, дебитометрия, выявления ЗКЦ и т.д.). Методика позволяет оперативно проанализировать все скважины региона и выделить наиболее проблемные.