способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий бурение скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, создание имитационной системы на основе определенных параметров гидропроводности пласта и процесса разработки, отличающийся тем, что при создании имитационной системы параметры гидропроводности пласта определяют с учетом их изменения в процессе разработки и дополнительно определяют показатели проницаемостной неоднородности и прерывистости с последующим построением карт нефтенасыщенности и профилей нефтенасыщенности, по которым судят об изменении во времени характера выработки нефтяной залежи по площади и разрезу.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт.

Известен способ разработки залежи нефти, включающий разбуривание залежи, уточнение геологического строения и физических параметров продуктивных пластов, создание непрерывно действующей математической модели с учетом полученных данных и выбор мероприятий по повышению эффективности разработки [1] Недостатком данного способа является его неэффективность вследствие несовершенства математической модели, которая не учитывает особенности геологического строения залежи.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, создание имитационной системы на основе гидропроводности пласта и показателей процесса разработки, с учетом которых выбирают мероприятия по воздействию на пласт [2] Недостатком известного способа является его низкая эффективность вследствие того, что показатели, входящие в имитационную систему, недостаточно полно отражают особенности строения нефтяной залежи, в результате чего снижается эффективность выбора метода воздействия на пласт и в конечном счете добыча нефти.

В основу настоящего изобретения положен способ разработки нефтяной залежи, позволяющий более эффективно воздействовать на пласт за счет заявленной совокупности признаков, включающей также создание имитационной системы, учитывающей динамику изменения состояния разработки нефтяной залежи во времени, и с учетом каждого изменения выбрать тот метод воздействия, который необходим на данный момент времени, что приводит к более полному извлечению нефти из пластов.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи включает бурение скважин, закачку воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, создание имитационной системы на основе параметров гидропроводности пласта, определяемых с учетом изменения их в процессе разработки, и параметров процесса разработки, дополнительно определяют показатели проницаемостной неоднородности и прерывистости с последующим построением карт нефтенасыщенности и профилей нефтенасыщенности, по которым судят об изменении во времени характера выработки нефтяной залежи по площади и разрезу.

Имитационная система строится с использованием уравнения материального баланса жидкости при двухфазной трехмерной фильтрации:

+ +

S_iB_i + m (1)

где i нефть, вода;

К_i абсолютная проницаемость пластов, занятых 1-й фазой;

_i 1-C_i коэффициент вытесняемости i-й фазы;

С_i коэффициент связанности i-й фазы;

Р приведенное пластовое давление, МПа;

_i вязкость i-й фазы, МПа с;

x, y, z координаты, м;

S водонасыщеность;

В_i упругоемкость по i-1 фазе, 1/МПа;

t время, с.

Эта система уравнений преобразуется путем суммирования, что позволяет произвести идентификацию гидропроводности для слоистых пластов, доли воды в потоке и вероятностных характеристик их строения.

Суммируем уравнение (1) для индексов i нефть и i воды и получим

+ N B^*H^м (2)

f + f Nf= B_вHS + mH^м

где S_н + S_в 1; N N_н + N_в; В S_нВ_н* + S_вВ_в*; S S _B; (3)

+ H f K_o=

_o= _o= K_ii= K_iidz

где f доля воды в потоке;

Н^м модифицированная с учетом прерывистости толщина пласта, м;

коэффициент прерывистости;

N плотность отбора жидкости, м/с;

m пористость, дол.ед.

гидропроводность, мкм² м/МПа с.

Прерывистость в системе уравнений (2)-(3) учитывается введением модифицированной толщины пласта Н^м.

Система уравнений (2)-(3) представляет запись уравнений материального баланса с параметрами и f, построенных на модифицированных фазовых проницаемостях, которые находятся как:

K_вв= K/K; K_нн= K/K (4)

где = K f^*_в(K)dK; = K f^*_н(K)dK,

f_н,в* плотность вероятности усеченного распределения, соответственно для нефтенасыщенных и водонасыщенных слоев;

К_о предел усечения вероятностных характеристик в зависимости от содержания подвижной водной фазы.

Соотношение (4) используют для учета проницаемостной неоднородности и распределения обводненности по разрезу пласта. Созданная таким образом вероятность детерминированная модель фильтрации приобретает свойства реального трехмерного объекта исследований.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры осуществления способа.

П р и м е р 1. Параметры пласта, определенные по данным геолого-физических исследований, не соответствует количественным характеристикам объекта и изменениям их во времени. На них могут оказывать влияние отключение скважин, перевод их под нагнетание, ввод в эксплуатацию новых скважин. Поэтому имитационную систему создают с учетом полей гидропроводности на каждый момент времени с использованием ретроспективной информации по уравнениям (2), (3).

В табл. 1 приведены результаты определения гидропроводности по известному и предлагаемому способом для одного из участков нефтяного месторождения.

Как видно из данных табл. 1, определение гидропроводности на каждый момент времени дает возможность выявить особенности изменения состояния объекта разработки, что позволяет выбрать более эффективный метод воздействия на пласт.

П р и м е р 2. Влияние проницаемостной неоднородности на текущую водонасыщенность пласта рассмотрим на примере зависимости модифицированной фазовой проницаемости от водонасыщенности для различных значений проницаемостной неоднородности, полученной при постоянной средней гидропроводности для каждого из нефтяных месторождений. Вычисления проводились по уравнению (4) при следующих исходных данных:

содержание остаточной нефти, С_к 0,32;

содержание связанной воды, С_в 0,14;

вязкость нефти в пластовых условиях, _н 0,36 МПа с;

вязкость воды, _в 0,5 МПа с.

Реальный нефтяной пласт характеризуется слоистой структурой зависящей от особенностей осадконакопления, параметризация которых осуществлена с помощью различных законов распределения абсолютной проницаемости по разрезу.

Результаты исследований приведены в табл. 2.

Как видно из данных табл.2, в известном методе рост относительной проницаемости совпадает при нормальном и логнормальном законам распределения (графы 3.7), а в предлагаемом способе при тех же значениях водонасыщенности рост относительной проницаемости меняется, что указывает на более высокие темпы обводнения пласта при одинаковых значениях проницаемостной неоднородности К 0,5, 1,0, 1,5. Область применения нормального закона ограничена значениями К 0,5, при более высоких значениях К 1,0 и 1,5 (графы 5, 6, строки 11-15) устойчивость и монотонность зависимостей нарушается. Логнормальный закон распределения проницаемости позволяет получить монотонную возрастающую функцию.

Вид функции относительной проницаемости по нефти (К_н*) для обоих приведенных законов монотонный и не содержит ограничений по применению.

На фиг.1 приведены модифицированные относительные проницаемости по нефти и воде для логнормального закона при К 0; 0,5; 1,0; 1,6. Приняты следующие обозначения: 1, 2, 3, 4 и 1", 2", 3", 4" проницаемость по нефти и вода при среднеквадратичном отклонении 0; 0,5; 1,0 и 1,5.

Анализ кривых модифицированных фазовых проницаемостей при различных значениях К показывает, что в существенно неоднородных по площади пластах происходит значительное снижение относительной фазовой проницаемости по нефти и рост относительной фазовой проницаемости по воде.

Таким образом, учетом влияния проницаемостной неоднородности на относительные проницаемости по нефти и воде позволяет учесть при построении имитационной системы опережающее обводнение слоисто-неоднородных пластов.

П р и м е р 3. Выбор оптимального варианта способа разработки нефтяной залежи проводят исходя из соответствия восстановленных с помощью имитационной системы и фактических показателей по накопленной добыче нефти и текущей обводненности продукции.

На реальном месторождении выбран участок, включающий 55-ть скважин и характеризующийся высокой степенью геологической неоднородности и неравномерной выработкой запасов нефти. На протяжении всего периода разработки наблюдалось падение объемов отбираемой продукции при снижении добычи нефти и росте обводненности. Построение имитационной системы по данному участку основано на формировании выборки для расчетов с помощью специальной программы на ЭВМ из имеющейся базы данных по месторождению, включающей следующие показатели: координаты скважин, дебиты нефти и жидкости, закачку воды, пластовых давлений по месяцам за весь период разработки; геологических параметров пластов поинтервальных значений толщины, пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности; общих сведений по участку вязкости нефти и воды, плотности и объемного коэффициента нефти, коэффициентов упругоемкости жидкости и породы. По имитационной системе восстанавливают историю разработки выбранного участка залежи. Значение первичных геологических параметров, измеренных в скважинах плохо согласуются с имитационной системой. Для достижения соответствия расчетных и фактических значений обводненности и добычи нефти проводят идентификацию гидропроводности на ряд дат, вводят в имитационную систему показатели проницаемостной неоднородности (среднее значение для данного участка -1,8) и прерывистости (значения которой соответствует на 1980, 1987 и 1993 гг. 0,8, 0,6 и 0,5). Далее по данным имитационной системы производится выдача на печать ЭВМ карт нефтенасыщенности (фиг.2-4) и профилей нефтенасыщенности, показывающих изменение процесса фильтрации через два и четыре года после начала заводнения между двумя скважинами (фиг.5а,б,в), по которым определяют изменение во времени характера выработки нефтяной залежи по площади и разрезу на различные даты.

Восстановление истории разработки показало расхождение добычи нефти в пределах 2% и накопленной 1% что свидетельствует об адаптации гидродинамической модели к условиям данного участка. С целью определения возможности повышения эффективности разработки было смоделировано проведение геолого-технических мероприятий:

для вовлечения в разработку зон, не охваченных заводнением и имеющих низкую водонасыщенность, переведены под нагнетание две добывающие скважины;

для увеличения гидропроводности пласта с низкой проницаемостной неоднородностью закачены химреагенты в шесть добывающих и нагнетательных скважин в юго-восточной и северо-западной частях участка, также не вырабатываемых заводнением. Расчеты показывают, что приведенные мероприятия приводят к увеличению накопленной добычи нефти за 1993-1994 гг. на 45 тыс.т (табл.3).

Предлагаемый способ по сравнению с известным способом позволяет:

создать технологию разработки с использованием имитационной системы, в которой параметризированы геологические характеристики сложнопостроенных залежей нефти;

выбрать метод воздействия и скважин для его реализации с учетом фактического состояния залежи и его изменения во времени;

повысить эффективность геолого-технических мероприятий.