способ контроля за разработкой нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения, включающий проведение геофизических исследований скважин, определение пластового давления в скважинах, построение полей давлений и выбор участков для применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), отличающийся тем, что дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований, строят векторные и скалярные поля скоростей фильтрации, по полям скоростей фильтрации и проницаемости определяют гидродинамически не связанные участки, рассчитывают для каждого из них значение функции желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка и рекомендуют применение МУН на гидродинамически не связанных участках в порядке убывания функции желательности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений /1/ с предварительным определением проницаемости, пористости, мощности пласта, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, расчетом модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, построением полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей пропластков и математическим моделированием процессов фильтрации в пористой среде для контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке.

Известное техническое решение недостаточно эффективно для выбора участков под применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН) по причине слабой сходимости методов математического моделирования для определения полей давления, и соответственно, необходимости использования фактических замеров пластового и забойного давления для определения полей давлений.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ контроля за разработкой нефтяных месторождений /2/, включающий проведение геофизических исследований скважин, определение пластового давления в скважинах, построение полей давлений и выбор участков для применения МУН на основе совокупного экспертного анализа карт состояния коллектора.

Прототип недостаточно эффективен, так как он сводится к построению некоторых скалярных карт и их последующему экспертному анализу (анализ карты неоднородности пласта, проницаемости, карты остаточных толщин - фактически выбор участков вручную). Границы участков неочевидны, практически всегда необходим анализ гидродинамических связей между скважинами. Таким образом, задача выбора участков требует опорных дискретных объектов, с помощью которых можно легко конструировать участки для проведения ГТМ. Такими участками могут стать области наибольшей площади с наименьшим расходом жидкости через вертикальную границу.

Зная все участки, на которые разбивается изучаемый объект разработки, можно ранжировать их по некоторому критерию эффективности.

Ясно, что критерий эффективности будет в этом случае более информативен, чем просто карты. Рассмотрим его преимущества:

- области являются гидродинамически не связанными и не требуют учета взаимовлияния с окружением участка, что существенно упрощает математическое моделирование процесса

- можно оперировать такими понятиями как отношение нагнетательных скважин к добывающим скважинам, что трудно учесть при стандартном подходе

- сама задача построения участка автоматизируется, так как после выбора эффективных участков останется их только соединить; сами участки просчитываются по единой схеме

- можно привлечь аппарат статистического анализа по анализу предыдущих решений, так как для участков можно определить средние значения (улучшенный ретроспективный анализ)

- можно привлекать нечеткие понятия, такие, как способ разработки и ряд других.

Итак, метод выбора участка сводится

- к определению нечеткого понятия, соответствующего понятию "эффективность данного ГТМ" - построению функции принадлежности этого понятия как комбинации критериев, влияющих на эффективность,

- и ранжированию выделенных областей наибольшей площади с наименьшим расходом жидкости через вертикальную границу по заданному критерию.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы.

Поставленная задача решается тем, что в способе контроля за разработкой нефтяного месторождения, включающем проведение геофизических исследований скважин, определение пластового давления в скважинах, построение полей давлений и выбор участков для применения МУН, дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований, строят векторные и скалярные поля скоростей фильтрации, по полям скоростей фильтрации и проницаемости определяют гидродинамически не связанные участки, рассчитывают для каждого из них значение функции желательности применения МУН по многомерному уравнению ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка и рекомендуют применение МУН на гидродинамически не связанных участках в порядке убывания функции желательности.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Проведение геофизических исследований скважин, определение пластового давления в скважинах, построение полей давлений

2. Лабораторные исследования вязкости нефти и воды, определение относительных фазовых проницаемостей нефти и воды по результатам нестационарных исследований

3. Построение векторных и скалярных полей скоростей фильтрации

4. Определение по полям скоростей фильтрации и проницаемости гидродинамически не связанных участков

5. Расчет для каждого из определенных по п.4 участков значений функции желательности применения МУН по многомерному уравнению [4] ее зависимости от числа добывающих и нагнетательных скважин, проницаемости, послойной и зональной неоднородности, степени выработки, обводненности, дебитов жидкости скважин участка

6. Рекомендации по применению МУН на гидродинамически не связанных участках в порядке убывания функции желательности.

Пример конкретного осуществления способа на горизонте Д₀ Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения

1. Были проведены геофизические исследования скважин, определены параметры давления в скважинах. Данные по одному из участков приведены в таблице 1.

2. По известным замерам начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости, давления были построены соответствующие карты начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости, давления.

3. По данным эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин и выше построенных карт рассчитаны карты остаточных нефтенасыщенных толщин и остаточной нефтенасыщенности. Результаты приведены в таблице 1.

4. По данным нестационарных исследований кернов определены относительные фазовые проницаемости нефти и воды в виде



f₁(s)=x^af₂(s)=(1-x)^b,

где f₁(s) - относительная фазовая проницаемость по воде, f₂(s) - относительная фазовая проницаемость по нефти, s_cc - начальная водонасыщенность, s_т - конечная водонасыщенность, а и b - параметры относительных фазовых проницаемостей, поиск которых осуществляется по результатам нестационарных исследований /3/.

5. По картам давлений построены карты градиентов давлений по следующей формуле:



Частные производные в точке вычислялись по формуле центральных разностей





Зная градиент давления, линии тока жидкости можно определить как вектор, противоположный по направлению градиенту давления.

6. Скорость фильтрации одной из фаз в заданной точке (x₀, y₀) определена по формуле



где _i - вязкость соответствующей фазы, k(x₀, y₀) - тензор проницаемости, определяемый по данным соответствующих исследований кернов, s(x₀,y₀) - текущая нефтенасыщенность, grad (x₀, y₀) в точке (x₀; y₀), где f₁(s) и f₂(s)- относительные фазовые проницаемости воды и нефти.

Скорость совместной фильтрации фаз (нефти и воды) в заданной точке (x₀, y₀) определена по известной формуле

v(x₀,y₀)= v₁(x_o,y₀) + v₂(x₀,y₀),

где v₁(x₀, y₀), v₂(x₀,y₀) - скорость водной и нефтяной фазы соответственно.

Таким образом, общая скорость фильтрации жидкости



6. По картам скоростей фильтрации определены гидродинамически не связанные области по следующему критерию:

- либо скорость фильтрации достаточно низка

- либо ток жидкости исходит из данной области (по картам скоростей фильтрации)

Карта деления на участки приведена на чертеже.

7. Исходя из представлений о характеристиках предполагаемого участка, созданы следующие нечеткие понятия: "оптимальное отношение добывающих скважин к нагнетательным".

Функция принадлежности имеет вид





где N_добыв - число добывающих скважин, N_нагн - число нагнетательных скважин, интервал [A,B] отвечает за оптимальный диапазон значений отношения добывающих скважин к нагнетательным скважинам.

- "высокая зональная неоднородность"

Более надежной характеристикой зональной неоднородности по скважинам является коэффициент Лоренца L, для вычисления которого величины i-го прослоя проницаемости K_i исследуемой скважины располагают в порядке уменьшения, и строят зависимость накопленной безразмерной проводимости



от приведенной накопленной толщины





где h_j - толщина j-го прослоя, n - число прослоев.

Итоговая формула для расчета коэффициента Лоренца имеет вид



где

Для определения зональной неоднородности участка использовано среднее значение коэффициента Лоренца по скважинам



где L_i - коэффициент Лоренца i-ой скважины участка, m - число скважин.

Функция принадлежности нечеткого понятия "высокая зональная неоднородность" имеет вид

₂(L) = 1-exp(-_знL),

где _зн - параметр, с помощью которого можно регулировать степень желательности значений неоднородности. Данный параметр определен по ранее выполненным геолого-техническим мероприятиям.

- "высокая послойная неоднородность"

Послойную неоднородность можно определить как дисперсию коэффициента Лоренца на анализируемом участке



Функция принадлежности нечеткого понятия "высокая послойная неоднородность" имеет вид

₃(DL) = 1-exp(-_пнDL)

где _пн - параметр, с помощью которого можно регулировать степень желательности значений неоднородности. Данный параметр определен по ранее выполненным геолого-техническим мероприятиям.

- "достаточно высокая средняя обводненность участка, но не слишком высокая"

Ясно, что есть оптимальная обводненность для применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи. Таким образом, функция принадлежности нечеткого понятия "достаточно высокая средняя обводненность участка, но не слишком высокая" имеет вид



где x - средняя обводненность участка, A и B - характерные значения обводненности, соответствующие оптимальным ее значениям для данного геолого-технического мероприятия.

- "неоднородность обводненности участка"

Неоднородность обводненности можно определить как дисперсию обводненности на анализируемом участке



Функция принадлежности нечеткого понятия"

Неоднородность обводненности участка" имеет вид

₅(DB) = 1-exp(-_DBDB),

где _DB - параметр, с помощью которого можно регулировать степень желательности значений неоднородности. Данный параметр определен по ранее выполненным геолого-техническим мероприятиям.

- "высокий средний дебит жидкости участка"

Функция принадлежности нечеткого понятия "высокий средний дебит жидкости участка" имеет вид



где x - средний дебит жидкости участка, A и B - минимально и максимально возможный дебит соответственно.

- "недостаточная степень выработки участка"

Функция принадлежности нечеткого понятия "недостаточная степень выработки участка" имеет вид



где h_нач и h_тек - средняя начальная и текущая толщина участка.

На базе данных понятий было сформировано совокупное (многокритериальное) представление о предпочтительности применения МУН.

Результирующая функция принадлежности имеет вид



где y - вектор характеристик участка: средней обводненности и ее дисперсии, коэффициента Лоренца и его дисперсии, средней начальной и текущей толщины, числа добывающих и нагнетательных скважин, среднего дебита жидкости.

Исходные данные для расчета и результаты расчета степени желательности применения МУН приведены в таблицах 2 и 3 соответственно.

Карта желательности проведения МУН по участкам приведена на чертеже. Степень желательности тем выше, чем светлее окраска участка. Результаты выбора участков для применения МУН практически совпали с результатами по прототипу, но были получены формализованным путем.

Таким образом, предложенный способ контроля за разработкой нефтяных месторождений эффективен и промышленно применим.

Источники информации

1. Патент РФ N 2092691, E 21 B 47/00, БИ N 28, 1997

2. Исмагилов Т. А. , Куликов А. Н., Середа И.А. О методологии выбора участков для применения МУН на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. - Нефтепромысловое дело, 1999, N 3, с.43

3. Карачурин Н.Т. Нечеткие подходы к решению обратных задач в системах добычи нефти и газа // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук, Уфа, БГУ, 1997.

4. Орловский С. А. Проблемы принятия решений при нечеткой исходной информации. М.: Наука, 1981, с. 208 с.