способ регулирования разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин, отличающийся тем, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес, а регулировкой дебитов из добывающих скважин производят изменение объемов и перераспределение закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт для увеличения добычи нефти через добывающие скважины.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения в пласте монолитного строения (патент RU № 2386798, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.04.2010 г.). Данный способ включает бурение скважин, контроль энергетического состояния каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Согласно изобретению рассчитывают значение пластового давления по каждой добывающей скважине, соответствующее планируемому отбору нефти по данной скважине, в соответствии с аналитической зависимостью. Затем определяют эффективный объем закачки воды, обеспечивающий вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины в соответствии с аналитической зависимостью. Осуществляют закачку воды в каждую нагнетательную скважину в объеме, равном сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины. При этом останавливают или снижают интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин или компенсируют объем воды, накопленный при отборе нефти из добывающих скважин, равным объемом воды, закачиваемым в нагнетательные скважины.

Недостатком данного способа является то, что при распределении энергетического состояния каждой скважины отсутствует учет взаимовлияния соседних нагнетательных и добывающих скважин, входящих в систему разработки эксплуатационного объекта, и возможных гидродинамических связей между ними. Также нет учета проводимых на участке геолого-технологических мероприятий, изменяющих гидродинамические взаимовлияния между скважинами.

Наиболее близким является способ регулирования разработки нефтяной залежи (патент RU № 2328592, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2008 г.). Способ включает отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин. Согласно изобретению с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом. При достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют. Затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости. Распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин. По каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения. Распределяют во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа.

Недостатком данного способа является то, что не учитываются проводимые на участке различные технические мероприятия по ремонту и обслуживанию системы ППД и добычи, изменяющие гидродинамические взаимовлияния между скважинами. Подбор оптимальных объемов закачки для нагнетательных скважин, проводится на участках с одинаковыми режимами добычи и нагнетания, что значительно снижает область применения, при этом для реализации способа требуется значительное увеличение объемов закачки, что требует дополнительных затрат для закачки дополнительных объемов.

Техническими задачами предполагаемого изобретения является расширение области применения для различных условий режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, позволяет данный способ разработки, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение КИН, за счет подборов оптимальных режимов работы нагнетательных скважин, входящих в систему заводнения на всем месторождении или отдельно взятом участке с общим контролем добываемой продукции (нефти).

Технические задачи решаются способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по суммарному дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой режимов закачки в нагнетательные без значительного увеличения объемов закачки с сохранением или увеличением дебитов добывающих скважин.

Новым является то, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводится на основе выявленных взаимосвязей с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных и текущих данных за время проведения оптимизационных работ с шагом 1-3 мес, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита добывающих скважин при снижении обводненности продукции или поддержании ее на текущем уровне.

На фиг.1 (а, б) изображены добывающие скважины 1, 2, 3 и нагнетательные скважины 4, 5, 6, 7 со схематичным отображением линий тока между ними, на гистограммах отображены коэффициенты взаимовлияния этих скважин. На фиг.1 отображены два временных участка: (а) - до оптимизации, (б) - после оптимизации.

На фиг.2 отображен график по суммарному дебиту нефти на добывающих скважинах 1, 2, 3 (фиг.1) в результате различных оптимизационных мероприятий на нагнетательных скважинах 4, 5, 6, 7 (фиг.1), из-за которых удалось увеличить дебит нефти и снизить обводненность, график изменения которой отображен на фиг.3, не увеличивая объем нагнетаемой жидкости.

Способ разработки нефтяной залежи осуществлен с подбором оптимальных режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин 4 (фиг.1), 5, 6, 7 за счет анализа системы заводнения как исторических данных по разработке месторождения, так и текущих за время проведения оптимизационных работ и оценки эффективности полученных режимов работы этих нагнетательных скважин. В результате автоматизированно подбирают оптимальные по дебитам нефти возможные способы режимов закачки нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 и объемы закачки рабочего агента, позволяющие за счет перераспределения потоков движения жидкости в пласте снижать или поддерживать на текущем уровне обводненность (фиг.3) добываемой продукции и увеличивать дебит нефти (фиг.2) в целом по залежи или отдельно взятому участку. При этом суммарный объем закачки остается практически неизменным (увеличивается или уменьшается не более чем на 10%). Для подбора оптимальных способов режимов закачки первоначально собирается воедино необходимая информация из имеющихся в распоряжении баз данных: режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7. На основании собранной информации производятся расчеты зависимостей объемов дебита добывающих скважин 1-3 от режимов работы нагнетательных скважин 4-7, определяют коэффициенты взаимовлияния. Для детального анализа на последнем временном отрезке необходимо минимизировать шаг изменения изучаемых параметров. Для этого в зависимости от объема информации и требуемой точности анализируют последнее время истории разработки (от года до 20 лет) с минимально допустимым шагом 1-3 месяца. По результатам расчетов зависимостей выявляют динамические связи между нагнетательными 4-7 и реагирующими добывающими 1-3 скважинами. Изменяя режимы нагнетания, автоматизировано подбираются оптимальные объемы закачки для нагнетательных скважин, при которых соблюдаются заданные условия. В качестве заданных условий в данном случае может быть снижение или поддержание на текущем уровне суммарной обводненности добываемой продукции и/или увеличение добычи нефти. Положительный эффект проведения предлагаемых мероприятий достигается за счет перераспределения потоков движения жидкости внутри залежи и выработки остаточных запасов нефти.

Пример конкретного выполнения данного способа разработки нефтяной залежи на участке Березовской площади Ромашкинского месторождения.

На фиг.1 (а, б) отображена схема заводнения выбранного участка месторождения, на котором применен найденный оптимальный способ в результате анализа исторических данных в системе добычи и нагнетания и нахождения взаимосвязей между скважинами 1-7. Для получения оптимальных режимов закачки на нагнетательных скважинах необходимо произвести ряд технических и вычислительных мероприятий. Выбрали участок залежи, на котором до оптимизации на добывающие скважины 1, 2, 3 имели влияние нагнетательные 5, 6, 7 с объемом закачки 5000 м³ в месяц. Для того, чтобы увеличить суммарный дебит нефти по скважинам 1, 2 и 3 (было 65 т в сутки) и при этом не увеличивать обводненность с 63% на этом участке, был проведен анализ взаимовлияния скважин за 12 лет с шагом один месяц (с 01.01.2000 г. по 01.01.2012 г.), в результате определены коэффициенты взаимовлияния между каждыми скважинами 1-3 и 4-7 (режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7) и подобраны оптимально возможные способы режимов закачки на нагнетательных скважинах 4-7. Коэффициенты взаимовлияния скважин 1-3 и 4-7 определяются известными методами («Расчет коэффициентов взаимовлияния скважин методом сеток», автор А.С. Лисин) из первоначально собранной воедино необходимой информации с имеющихся в распоряжении баз данных: режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7 с учетом существующей адаптированной по истории разработки и давлениям геолого-гидродинамической модели нефтяной залежи (время реагирования, забойные и пластовые давления, компенсация добычи закачкой). Исходя из вышесказанного, для данного участка определено время реагирования как технически, так и расчетными гидродинамическими методами, и оно составляет от 30 до 90 дней. На основании собранной информации производят расчеты зависимостей объемов дебита добывающих скважин от режимов работы нагнетательных скважин с учетом коэффициентов взаимовлияния для подбора оптимальных способов режимов закачки в скважины 4-7.

Перед проведением изменений режимов закачки на скважинах 4, 5, 6, 7 оптимизированные варианты работы нагнетательных скважин прошли апробацию в прогнозных расчетах геолого-гидродинамической модели. В результате гидродинамических расчетов осуществляется контроль качества предлагаемых мероприятий, оценивается экономическая эффективность. Также обновленная информация по результатам гидродинамического моделирования может быть использована в качестве входных данных для уточнения оптимизационных расчетов.

На графиках отображены суммарный дебит (фиг.2) добываемой продукции и ее суммарная обводненность (фиг.3), где изображены кривые I, II, III и IV - соответствующие изменения суммарных дебитов (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) для различных режимов добычи из скважин 1-3 и нагнетания в скважины 4-7 вытесняющего агента (воды). III - это кривая изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении этого участка без изменения режимов закачки в скважины 4-7 (фиг.1); II - это расчетная кривая изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении выбранного участка с изменением режимов закачки в скважины 4-7 (фиг.1) по наиболее близкому аналогу; I - это график изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении участка с увеличением суммарных объемов закачки на 25% в скважины 4-7 (фиг.1) с учетом коэффициентов взаимовлияния; IV - это график изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении участка без практического изменения суммарных объемов (не более чем на 10%) закачки, а только их перераспределением в скважины 4-7 (фиг.1) с учетом коэффициентов взаимовлияния.

На фиг.2 отображены суммарные дебиты нефти по участку при разных оптимизационных способах закачки за четыре месяца с прогнозами на последующие два месяца. Если не придерживаться этих оптимальных способов, то дебит нефти будет снижаться (кривая III) и в течение 3 последующих месяцев упадет с 64 до 56 т/сут, с выбранным первым способом дебит нефти (кривая I) будет поддерживаться на уровне 71 т/сут. При использовании способа оптимизации, описанного в наиболее близком аналоге, дебит сначала вырастет, а потом будет снижаться с 71 до 65 т/сут. Изменения суммарного дебита нефти по участку отображает кривая IV, после проведения оптимизационных работ на нагнетательных скважинах дебит увеличился с 64 до 72 т/сут при меньших затратах на нагнетание, чем при первом варианте оптимизации (см. I на фиг.2). На фиг.3 при выборе оптимально подобранных режимов нагнетания (кривые I, II), напротив, обводненность будет падать (кривая I) с 61 до 59%, а не расти (кривая III) с 61 до 63%, если не придерживаться оптимальных способов. Кривая IV отображает уменьшение обводненности с 62 до 58,5% при выборе оптимизационного режима (кривая I на фиг.2 и 3) работы нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 (фиг.1).

По найденному оптимальному режиму (см. кривую IV на фиг.2 и 3) на участке (фиг.1 (б)) для увеличения дебита нефти был изменен объем закачки на скважинах 5, 6, 7. На скважине 5 объем закачки уменьшен с 1400 до 1000 м³/мес, Объем закачки на скважине 6 остался без изменений на уровне 2000 м³/мес, а на скважине 7 увеличена закачка с 1600 до 2000 м³/мес, и включена ранее выведенная в циклическое отключение скважина 4 с объемом закачки 600 м ³/мес. При этом общий суммарный объем закачиваемой и добываемой жидкости остается в пределах заданных норм: 5000 - 5500 м ³/мес.

В результате реальный суммарный дебит нефти по участку (см. кривую IV на фиг.2) после проведения увеличился с 64 до 72 т/сут, суммарная обводненность (см. кривую IV на фиг.3) уменьшилась с 61 до 59%, что практически соответствует расчетным данным.

Количество нагнетательных и добывающих скважин может быть различным. Оно определяется взаимовлиянием нагнетательных и добывающих скважин. Анализ изменений взаимовлияний ситуаций для участка с большим количеством проводится в автоматическом режиме с помощью вычислительных средств.

Предлагаемый способ по сути является физическим методом увеличения нефтеизвлечения и позволяет снизить на 5-7% обводненность добывающих скважин, а дебит нефти скважины увеличить на 5-10% без дополнительных затрат на переоборудование скважин и увеличение объемов закачки. При этом использование способа регулирования разработки нефтяной залежи эффективно и на участках с различными условиями эксплуатации.