способ доразработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ доразработки нефтяного месторождения, включающий нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины и регулирование режима работы нагнетательных и добывающих скважин путем определения параметров, характеризующих текущее состояние разработки залежи, отличающийся тем, что в качестве параметров, характеризующих текущее состояние разработки залежи, определяют изменение режимов закачки и отборов с последующим построением карт регулирования разработки изменением режимов закачки и отборов, для чего предварительно определяют коэффициенты целесообразности изменения режима закачки и отборов R при этом при R < -0,5 рекомендуют ограничение отборов жидкости путем селективной изоляции водопроводящих каналов пласта или выравниванием профиля приемистости ближайших нагнетательных скважин, при -0,5 < R < 0,5 делают вывод об оптимальности режима эксплуатации, а при R > 0,5 рекомендуют увеличить отборы жидкости путем проведения обработки призабойной зоны по восстановлению или повышению продуктивности, причем мероприятия по восстановлению или повышению продуктивности осуществляют на скважинах, выбранных с использованием карт текущих потенциальных отборов для отражения степени снижения продуктивности скважины с учетом естественного роста обводненности продукции в соответствии с выражением



где изменение относительной продуктивности скважины от водонасыщенности призабойной зоны,



где K_прод(S_t), К_прод(S_св) относительная продуктивность скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности призабойной зоны соответственно S_t и S_св;

S_t текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед.

S_св насыщенность пористой среды связанной водой, д.ед.

где _н, _в динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, МПас;

относительная фазовая проницаемость пористой среды по воде при водонасыщенности среды S_t, д.ед;

F (S_t) функция Леверетта,

мероприятия по селективной изоляции водопроводящих каналов пласта осуществляют на скважинах, выбранных по величине сообщенной функции желательности проведения обработки призабойной зоны в соответствии с выражением

d (d₁ d₂ d₃ d₄) 1/4,

где d₁ функция желательности проведения обработки призабойной зоны, соответствующая остаточным извлекаемым запасам;

d₂ функция желательности, соответствующая критериям целесообразности изменения режимов отбора;

d₃ функция желательности для текущей обводненности;

d₄ функция желательности для неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта по разрезу,

при этом проводят дополнительное комплексное регулирование разработки месторождения, при котором осуществляют построение и анализ карт текущей нефтенасыщенности, средневзвешенной по разрезу проницаемости, накопленного водонефтяного фактора и линий равного взаимодействия между скважинами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, с привлечением различных приемов регулирования режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, таких как ОПЗ, селективное воздействие на пропластки, установка специального скважинного оборудования т.д.

Предложен целый ряд способов разработки нефтяных месторождений с регулированием режимов работы скважин на основе анализа геолого-промысловой информации, в частности диагностирования взаимодействия скважин по коэффициентам ранговой корреляции [1] контроля фактического распространения фронта вытеснения нефти [2] и т.п.

Известные способы разработки недостаточно эффективны, вероятно, из-за неполного учета взаимосвязей текущих параметров разработки.

Наиболее близок к предлагаемому по технической сущности способ разработки нефтяных месторождений [3] включающий нагнетание вытесняющего агента в нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины и регулирование режимов работы нагнетательных и добывающих скважин с учетом текущего состояния разработки залежи, которое контролируется комплексами ГИС пласта и гидродинамическими и геофизическими исследованиями скважин. Регистрируются параметры неоднородности пласта, значения приемистости и продуктивности скважин выбранного участка, профили приемистости и продуктивности, гидродинамическое взаимодействие между скважинами; кривые падения давления в нагнетательных скважинах и кривые восстановления давления в добывающих скважинах, зависимость дебита от депрессии на пласт. Предусматривается комплексная одновременная обработка нагнетательных скважин и тех добывающих, относящихся к соответствующим нагнетательным, между которыми ухудшена или вообще отсутствует гидродинамическая связь. К числу обрабатываемых в первую очередь относят также скважины с ухудшенными параметрами эксплуатации. Рекомендуется установка пакеров и цементных мостов для выравнивания профилей приемистости, а также различные виды обработок пласта, которые позволят изменить направление фильтрационных потоков по площади и по объему пласта. Увеличиваются приемистость нагнетательных скважин и продуктивность добывающих.

Несмотря на интенсификацию процесса нефтедобычи, известный способ, по нашему мнению, не достигает значительного увеличения охвата пласта и повышения конечной нефтеотдачи из-за неполного учета взаимосвязей текущих параметров разработки.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличения охвата пласта и повышения конечной нефтеотдачи вовлечением в разработку слабодренируемых участков и "застойных" зон.

Поставленная цель достигается тем, что необходимость регулирования режимов работы нагнетательных и добывающих скважин предварительно определяют по данным карт регулирования разработки изменением режимов закачки и отборов, отражающих желательность проведения регулирования; мероприятия по интенсификации притока нефти осуществляют на скважинах, выбранных с использованием карт текущих потенциальных отборов, отражающих степень снижения продуктивности скважины с учетом естественного роста обводненности продукции, мероприятия по ограничению водопритока осуществляют на скважинах, выбранных по величине обобщенной функции желательности проведения ОПЗ, рассчитываемой по данным карт текущей обводненности, неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта по разрезу, регулирования разработки изменением режимов отборов и остаточных извлекаемых запасов нефти; и комплексность регулирования разработки месторождения на поздней стадии достигают дополнительным анализом карт: текущей нефтенасыщенности, средневзвешенной по разрезу проницаемости, накопленного водонефтяного фактора и линии равного взаимодействия между скважинами, причем объемы и последовательность геолого-технических мероприятий (ГТМ) планируют на основе материального баланса отборов и закачки с учетом степени эффективности отдельных ГТМ.

Сопоставительный анализ существенных признаков прототипа и предлагаемого технического решения показывает соответствие предлагаемого изобретения критерию "новизна".

Что касается отличительных признаков предлагаемого способа, то из всей совокупности карт, предлагаемых авторами для анализа, некоторые до сих пор вообще не строились и тем более не использовались для регулирования режимов работы скважины. Это карты неоднородности ФЕС по разрезу, текущих потенциальных отборов и регулирования разработки изменением режимов закачки и отборов. Поэтому предлагаемое изобретение соответствует критерию "изобретательский уровень".

Карты текущей нефтенасыщенности строят на основании численных расчетов по моделированию процесса выработки запасов по отдельным пропласткам.

Карты текущих остаточных извлекаемых запасов строят на основании оценки степени выработки запасов нефти с использованием характеристик вытеснения по отдельным скважинам.

Карты линий равного взаимодействия скважин строят на основании расчетов с использованием коэффициентов корреляции по кривым динамики добычи продукции скважин, затрубных давлений и динамических уровней.

Карты средневзвешенной по разрезу проницаемости, текущей обводненности и накопленного водонефтяного фактора строят по известным методикам.

Карту неоднородности ФЕС пласта по разрезу строят, определяя неоднородность ФЕС по разрезу как отношение произведения kh для пропластка, имеющего максимальное значение его среди всех пропластков в интервале перфорации, к среднему значению kh по всем этим пропласткам, где k - проницаемость пропластка, h его толщина.

Изолинии на карте соответствуют границам участков, отличающихся показателем неоднородности ФЕС по разрезу более, чем на 0,5, по абсолютной величине.

Так, на фиг.1 представлена карта неоднородности ФЕС участка пласта БС₁₀ месторождения Южный Балык. Участок характеризуется высокой неоднородностью ФЕС.

Построение карт регулирования разработки изменением режимов закачки и отборов проводится на основании ретроспективного анализа эффективности проведенных на месторождении разного рода обработок ПЗ скважин с учетом характера динамики закачки и дебитов скважин по нефти и воде, а также степени гидродинамического взаимодействия между скважинами. Для построения карт рассчитывают безразмерные коэффициенты целесообразности изменения режима закачки и отборов R. Изолинии на карте соответствуют границам участков, отличающихся значением R более, чем на 0,5, по абсолютной величине.

На фиг.2 представлена, например, карта регулирования разработки измерением режимов отборов на участке пласта БС₁₀ месторождения Южный Балык до проведения мероприятий по ограничению водопритока.

Диапазон изменения Р условно можно разбить на 3 интервала, где R < -0,5; -0,5 < R < 0,5; и R > 0,5. Соответственно зоны, где -0,5 < R < 0,5, находятся в оптимальном режиме эксплуатации. На добывающих скважинах, расположенных в зонах, где R < 0,5, целесообразно проводить ограничение отборов жидкости путем селективной изоляции водопроводящих каналов пласта или выравниванием профиля приемистости ближайших нагнетательных скважин. На скважинах, расположенных в зонах, где R > 0,5, рекомендуется увеличить отборы жидкости путем проведения ОПЗ по восстановлению или повышению продуктивности.

Как видно, предлагаемые карты полезны для контроля за разработкой месторождений.

Карту текущих потенциальных отборов строят с учетом установленной авторами зависимости изменения относительной продуктивности скважины от водонасыщенности призабойной зоны



где

K_прод(S_t), K_прод(S_св) относительная продуктивность скважины на 1 м вскрытой мощности при водонасыщенности ПЗ S_t и S_св соответственно;

S_t текущая водонасыщенность пористой среды, д.ед;

S_св насыщенность пористой среды связанной водой, д.ед.

;

_нxв динамические вязкости пластовой нефти и воды соответственно, мПас;

относительная фазовая проницаемость пористой среды (ОФП) по воде при водонасыщенности среды S_t, д.ед;

F(S_t) функция Леверетта (фиг.3).

Установленная зависимость (1) строится по кривым ОФП, снятым при фильтрационных исследованиях на кернах нефтяных пластов конкретных месторождений, и имеет вид, представленный на фиг.4.

Вычленяя из общей величины степени падения продуктивности скважины ту составляющую, которая обязана естественному росту водонасыщенности ПЗ в процессе эксплуатации, определяют степень падения продуктивности скважины за счет загрязнения ПЗ, по которой только и следует судить о возможной эффективности интенсифицирующих мероприятий (потенциальных отборах).

На фиг.5 представлена карта текущих потенциальных отборов участка пласта БС₁₀ месторождения Южный Балык, по которой можно прогнозировать целесообразность проведения интенсифицирующих мероприятий на той или иной скважине.

Для выбора скважин под ОПЗ для ограничения водопритока предлагается учитывать величину обобщенной функции желательности проведения ОПЗ, рассчитываемой по показателям обводненности продукции, степени неоднородности пласта, остаточных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на каждую скважину, и значений, снятых с карт регулирования разработки, изменением режимов отборов.

Выбор скважин с учетом четырех перечисленных показателей в математическом смысле сводится к решению четырехкритериальной оптимизационной задачи, которая сводится к однокритериальной путем перехода к некоторому обобщенному критерию. Известно, что при объединении критериев различной природы в один обобщенный критерий возникают существенные затруднения, связанные с их разномасштабностью. Поэтому предварительно для каждого из четырех критериев строится функция желательности проведения ОПЗ, изменяющаяся от нуля до единицы, что соответствует изменению от очень низкой до очень высокой желательности. Обобщенная функция желательности вычисляется по формуле

d=(d₁d₂d₃d₄)^1/4 (2)

где d_i желательности отдельных критериев (i=1,4).

Функция желательности проведения ОПЗ, соответствующая остаточным извлекаемым запасам, определяется как

d₁= (K_извл;K_c1;1,K_c2;0;5) (3)

где



K_извл=V/V_извл,

К_извл коэффициент нефтеизвлечения, К_c1 и K_c2 его критические значения (т. е. значения, при которых желательность минимальна или максимальна), V накопленная добыча нефти из рассматриваемой скважины, V_извл. извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на эту скважину. Величина V_извл. определяется стандартными методами по характеристикам вытеснения.

Функция желательности, соответствующая критерию целесообразности изменения режимов отбора R, определяется по формуле

d₂=1 0,5[1+erf(5(x+0,5))] (4)

Функция желательности для обводненности вычисляется как

d₃= (B,B_c1;O;B_c2;1;1,5) (5)

где

B, B_c1 и B_c2 обводненность и ее нижнее и верхнее критические значения.

Степень неоднородности пласта определяется по данным геофизических исследований, скважин (ГИС), представленным в виде массиваK_i, h_i} где K_i и h_i проницаемость и мощность i-го пропласта, i 1, 2, N_пр (N_пр число пропластков). Для удобства пропластки нумеруются в порядке возрастания их проницаемости. Анализ промысловых данных показал, что наиболее адекватно неоднородность пласта описывается значениями величин





Поэтому в качестве меры неоднородности предлагается объединенный критерий

K_н= (a,a_c1;0;a_c2;1;2)(b;b_c1;0;b_c2;1;2) (6)

где a_c1, b_c1 и a_c2, b_c2 нижние и верхние критические значения величин а и b.

Функция желательности для критерия К_н выбирается в виде

d₄= (K_н;0;0;1;1;1,5) (7)

Следует отметить, что нижние и верхние значения критических величин, входящие в функции желательности (2), (4) (6), определяются путем опроса экспертов или же подбираются адаптивным образом на основе ретроспективного анализа эффективности ОПЗ по ограничению водопритока, проведенных ранее на данном участке или данном месторождении.

По величине обобщенной функции желательности скважины, на которых решено провести ОПЗ, могут быть отранжированы в порядке первоочередности проведения мероприятий.

Планирование и осуществление конкретных ГТМ на месторождении в необходимых объемах и последовательности обеспечивается данными материального баланса отборов и закачки с учетом степени эффективности отдельных ГТМ.

Для этого по методикам, описанным выше, определяются следующие группы скважин данного месторождения (или некоторого его участка):

1) нагнетательные скважины, в которых следует провести мероприятия по увеличению приемистости;

2) нагнетательные скважины, в которых следует изменить профиль приемистости;

3) добывающие скважины, в которых нужно провести ОПЗ по интенсификации притока жидкости;

4) добывающие скважины, в которых желательно проведение ОПЗ по ограничению водопритока.

Следует подчеркнуть, что в каждой группе скважины должны быть ранжированы по очередности проведения соответствующих мероприятий Так, в группе N4 скважины ранжируются по величине обобщенной функции желательности d, в группе N3 по значению прогнозного прироста добычи нефти, рассчитываемого с использованием карт текущих потенциальных отборов. В группах 1 2 ранжирование производят эксперты на основе анализа карт текущей нефтенасыщенности, неоднородности ФЭС, накопленного водонефтяного фактора и анализа взаимодействия между скважинами.

Планирование объемов и последовательности проведения геолого-технических мероприятий производится путем решения оптимизационной задачи, формулировка которой приводится ниже.

Пусть N_i число скважин, попавших в i-ю группу (i 1, 2, 4);

Q^(B)_1,j ожидаемое изменение приемистости при проведении мероприятия N1 (увеличение приемистости) в i-й скважине из группы 1 (j 1, 2, N);

Q^(B)_2,j изменение приемистости j-й скважины группы N2 в результате проведения соответствующего ОПЗ;

Q^(B)_i,j,Q^(H)_i,j изменения дебитов добываемой воды и нефти из j-й скважины i-й (i 3, 4) группы в результате проведения соответствующей ОПЗ.

Пусть далее T_i (i 1. 4) среднее время, необходимое для одной бригады ТРС (КРС) для проведения мероприятия i-го вида на одной скважине, T₀ время проведения планируемого объема работ, T_ор - количество рабочих часов в период T₀, N_бр количество бригад ПРС и КРС.

Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин приводит к выравниванию фронта вытеснения нефти и, как следствие, к некоторому увеличению объема вытесненной нефти. Пусть V⁽₂^H) прогнозируемое увеличение объема добываемой за время T₀ нефти, получаемое за счет проведения геолого-технологических мероприятий вида 2. Естественно предположить, что

V⁽₂^H)= n₂ (8)

где коэффициент пропорциональности, определяющий среднюю эффективность мероприятий по выравниванию профиля приемистости. Величина b находится по данным ретроспективного анализа.

Уравнение материального баланса имеет вид



где m, _* средняя пористость и сжимаемость пористой среды, S площадь месторождения (участка), Н средняя мощность пласта, _в коэффициент, учитывающий эффективность системы поддержания пластового давления, нагнетаемой водой, b объемный коэффициент нефти, p планируемое увеличение пластового давления.

Объем работ, который может быть выполнен бригадой ПРС (КРС), ограничен, поэтому должно выполняться неравенство



Целью всего комплекса планируемых ГТМ является максимизация целевой функции



при ограничениях вида (9) и (10) и естественных ограничениях n_i0.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Проводится анализ текущего состояния разработки рассматриваемой залежи (участка пласта) и с учетом построенных карт регулирования разработки изменением режимов отборов и закачки предварительно оценивается необходимость проведения на залежи мероприятий по регулированию разработки.

2. Строится карта текущих потенциальных отборов, для добывающих скважин рассчитываются прогнозные значения прироста добычи нефти и составляется ранжированный по степени эффективности проведения мероприятий по интенсификации притока нефти список скважин.

3. Строятся карты текущей обводненности продукции, неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пласта по разрезу, регулирования разработки изменением режимов отборов и остаточных извлекаемых запасов нефти.

По каждой из этих карт по формулам (3) (6) определяются значения частной функции желательности, а затем по формуле (2) рассчитывается значение обобщенной функции желательности проведения мероприятий по ограничению водопритока.

Затем по величине обобщенной функции желательности составляется ранжированный по степени эффективности проведения мероприятий для ограничения водопритока список скважин.

4. Аналогично пп. 2 и 3 для нагнетательных скважин, привлекая дополнительно анализ значений накопленного водонефтяного фактора по окружающим добывающим скважинам, текущей нефтенасыщенности и взаимодействию между скважинами, составляются ранжированные списки нагнетательных скважин по эффективности проведения работ, направленных на увеличение приемистости и изменение профиля приемистости.

5. По выделенным таким образом четырем группам, в каждой из которых скважины ранжированы по степени эффективности проведения на них конкретных видов ГТМ, на ЭВМ решается задача дискретного программирования (11) при ограничениях (9) (10), описанная выше.

6. По результатам расчетов определяются объем и последовательность проведения ТГМ каждого вида на скважинах рассматриваемой залежи (участка) для оперативного регулирования процесса ее разработки и получения максимальной нефтеотдачи.

Пример конкретного осуществления способа.

Рассматривается использование предлагаемого изобретения "Способ доразработки нефтяного месторождения" при регулировании процесса разработки участка пласта БС₁₀ месторождения Южный Балык. Участок включает 2 ячейки блочно рядной системы заводнения с количеством скважин 62, из которых 42 добывающих и 20 нагнетательных.

Основные средние показатели разработки опытного участка следующие.

Нефтенасыщенная толщина, м 9,5

Пористость, 20

Проницаемость, мкм² 0,23

Расчлененность 5

Неоднородность 3,1

Начальная нефтенасыщенность, 82,5

Текущая обводненность, 92

1. Анализ текущего состояния разработки опытного участка и сопоставительный анализ карт текущих зон воздействия режимами отбора (фиг.2) и закачки показал, что неравномерное обводнение (пласт БС₁₀ в пределах опытного участка характеризуется значительной неоднородностью ФЕС, см. фиг.1), вызванное прорывом воды по наиболее высокопроницаемым участкам, является основной причиной отбора больших объемов попутной воды; и есть резервы для улучшения показателей скважин проведением на них ГТМ, направленных на регулирование процесса доразработки опытного участка.

2. По добывающим скважинам опытного участка, попавшим в зоны, где необходимо увеличивать отбор жидкости, с использованием (1), кривых относительных фазовых проницаемостей и функции Леверетта (фиг.3) построена карта текущих потенциальных отборов по опытному участку (фиг.5). Используя текущие значения дебита по жидкости, обводненности и значения, снятые с карты текущих потенциальных отборов (фиг.5), для всех добывающих скважин был определен прогнозный прирост добычи нефти Q_н, по значениям которого скважины были проранжированы в порядке уменьшения Q_н; для проведения на них ГТМ по интенсификации притока:

121, 54, 126, 1600, 1594, 1592, 1596, 1604, 233, 209, 433, 434, 1601, 1613, 58, 52, 118, 1813, 62, 1614, 125K, 68, 1589, 1596.

3. По добывающим скважинам опытного участка, попавшим в зоны, где необходимо уменьшить отбор жидкости, используя значения обводненности, неоднородности ФЕС (фиг.1), долей остаточных извлекаемых запасов, по формулам (3) (6) рассчитаны значения частных функций желательности и по (2) - обобщенной функции желательности. По степени желательности (в сторону ее уменьшения) были проранжированы скважины для проведения работ по водоизоляции:

10, 1585, 119, 120, 1599.

4. По нагнетательным скважинам опытного участка, попавшим в зоны, где необходимо увеличить закачку воды, были рассчитаны значения степени падения приемистости и, с использованием текущего значения объема закачки по скважинам, определены прогнозные приросты приемистости Q_зак, по значениям которых нагнетательные скважины проранжированы в порядке уменьшения Q_зак, для проведения на них ГТМ по увеличению приемистости: 1443, 1435, 1438.

5. Для нагнетательных скважин, попавших в зоны, где необходимо уменьшать закачку воды, по окружающим добывающим скважинам аналогично п.3 были рассчитаны обобщенные функции желательности проведения водоизоляционных работ. Используя дополнительный анализ абсолютных значений приемистости, а также значений накопленного водонефтяного фактора, нефтенасыщенности и уровня взаимодействия в зонах окружающих добывающих скважин, были проранжированы нагнетательные скважины по степени снижения эффективности проведения на них ГТМ по выравниванию профиля приемистости:

1437, 1436, 1452б, 1590, 1451, 1440, 1439, 1598, 1441, 1449, 1442, 1453б, 1495, 1447, 1713, 1496.

6. Далее на ЭВМ был проведен расчет с использованием метода дискретного программирования по максимизации целевой функции (11) при ограничениях (8) - (10). При этом были приняты: период проведения работ 6 месяцев, количество бригад ПРС (КРС) 2 бригады.

В результате расчетов получено, что необходимо провести 24 ГТМ двух видов: на нагнетательных по выравниванию профиля приемистости (12 скважин: 1436, 1437, 1439, 1440, 1441, 1442, 1449, 1451, 1452б, 1453б, 1590, 1598) и на добывающих по интенсификации добычи нефти (12 скважин: 54, 121, 126К, 209, 233, 433, 434, 1592, 1594, 1596, 1600, 1604).

7. В период с июня по август 1993 года на опытном участке были обработаны: а) по технологии выравнивания профиля приемистости:

7 нагнетательных скважин (NN1439, 1440, 1449, 1451, 1452б, 1590, 1598) композицией полимера ВПА-2,

5 нагнетательных скважин (NN1436, 1437, 1441, 1442, 1453б) составом на основе термореактивной смолы КФ-Ж;

б) по технологии интенсификации притока:

12 добывающих скважин (NN54, 121, 126K, 209, 233, 433, 434, 1592, 1594, 1596, 1600, 1604) растворителем Нефрас С 130/150.

Промысловый эксперимент, проведенный на опытном участке, позволил увеличить добычу нефти на 18% в том числе на 14,4% за счет улучшения условий вытеснения нефти и 3,6% за счет интенсификации добычи жидкости на опытном участке.

Таким образом, предложенный способ промышленно применим и эффективен.