способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами

Формула изобретения

1. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, построение поля начальной нефтенасыщенности и математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, отличающийся тем, что дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, по дополнительно собранной промыслово-технологической информации о работе каждой скважины выделяют группы скважин, для которых динамика падения обводненности продукции не является результатом проведения технико-эксплуатационных мероприятий на скважинах, уточняют поле начальной нефтенасыщенности вблизи выделенных групп скважин и с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют определение размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности, по результатам математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с учетом локальных зон повышенной водонасыщенности на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин, причем при математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что уточнение поля начальной нефтенасыщенности вблизи выделенных групп скважин в рамках математической модели процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют экспертными методами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами.

Способ определения направления фильтрационных потоков многофазной несжимаемой жидкости на основе обобщенного закона Дарси в рамках модели Баклея-Леверетта или Рапопорта-Лиса предлагается в [1] (аналог). Однако в [1] при рассмотрении системы, моделирующей совместное течение фаз вытесняющей и вытесняемой жидкостей, поле начальной нефтенасыщенности строится по данным геологических исследований в скважинах, но не корректируется в процессе расчетов, что в значительной мере снижает прикладную ценность получаемых результатов.

По прототипу [2] в способе контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами для математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде предварительно определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, строят поле начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений.

Для месторождений со слоисто-неоднородными пластами, процесс формирования которых не завешен, недостатком прототипа является его недостаточная достоверность. В результате разреженности сетки скважин остаются неучтенными, в нефтяной зоне, литологические ловушки повышенной водонасыщенности.

Процесс многофазной фильтрации упругой жидкости описывается следующей системой дифференциальных уравнений (1)-(4):





P_г= P^o(x,y,), (3)

S_н(x,y,0)=S_н⁰(x,y), (4)

где Г - граница исследуемой области , N - число скважин, Q - расход -ой скважины, причем при Q >Q - скважина нагнетательная, а если Q<0, то скважина добывающая, - обобщенный коэффициент сжимаемости жидкости, k - абсолютная проницаемость, k_в и k_н - модифицированные функции ОФП воды и нефти соответственно, _в, _н - вязкости воды и нефти; S_н, S_н⁰ - текущая и начальная нефтенасыщенность; P - текущее поле давлений, P⁰ - давление на границе области; x, y - пространственные и временная переменные.

Для получения полной картины реального процесса обводнения пласта при решении системы (1)-(4) необходимо задать распределение поля начальной нефтенасыщенности (4). Причем численные результаты математического моделирования напрямую зависят от исходного поля насыщенности вытесняемой жидкостью. Поэтому достоверное определение поля начальной нефтенасыщенности позволяет восстановить наиболее реальную картину фильтрационных потоков в пласте, что отражается в совпадении фактических и расчетных технологических показателей (например, динамики обводненности по скважинам).

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности и достоверности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, в условиях формирующихся нефтяных залежей за счет уточнения поля начальной нефтенасыщенности. Предлагаемый способ контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами позволит обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий.

Поставленная задача решается тем, что дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, по дополнительно собранной промыслово-технологической информации о работе каждой скважины выделяют группы скважин, для которых динамика падения обводненности продукции не является результатом проведения технико-эксплуатационных мероприятий на скважинах, уточняют поле начальной нефтенасыщенности вблизи выделенных групп скважин и с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют определение размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности, по результатам математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с учетом локальных зон повышенной водонасыщенности на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин, причем при математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей. Уточнение поля начальной нефтенасыщенности вблизи выделенных групп скважин в рамках математической модели процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют экспертными методами.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна".

Что касается "изобретательского уровня", то до сих пор при математическом моделировании процессов фильтрации не проводилось уточнение карты начальной насыщенности вытесняемой жидкости с учетом промысловых данных, проводимое экспертными методами математического моделирования по группам скважин. Такой подход позволяет достовернее согласовывать получаемые результаты с реальной технологической ситуацией. Таким образом, отличительные признаки предлагаемого технического решения являются новыми, а заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "изобретательский уровень".

Способ предпочтительно осуществляется следующей последовательностью операций:

1. Определение по данным геологических исследований в скважинах (ГИС) и лабораторных исследований проницаемости, пористости, упругих свойств и вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, сжимаемости пористой породы, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, мощности каждого прослоя вскрытого скважиной пласта по всему участку нефтяного месторождения.

2. Определяют для каждой скважины участка месторождения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации.

3. Для месторождений, находящихся в стадии формирования нефтяной залежи, по дополнительно определенной промыслово- технологической информации о работе каждой скважины, выделяют группы скважин, для которых факт падения обводненности продукции, не поддается анализу с точки зрения данных ГИС и характера эксплуатации скважин.

4. Уточнение поля начальной нефтенасыщенности вблизи группы скважин, определенных по пункту 3, и проведение расчетов с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде, с определением размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности.

5. При неудовлетворительных результатах математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородном пласте с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией, возвращение к пункту 4.

6. При уточненном поле начальной нефтенасыщенности, по результатам математического моделирования, на любой момент времени, построение карт изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин.

Пример конкретного осуществления способа контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами

Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт БС₆ Восточно-Правдинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 46 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.05.98 г. 28 - добывающих, 9 - нагнетательных и 9 скважин находятся в бездействии.

1. В таблице 1 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта БС₆ Восточно-Правдинского месторождения по одной из скважин.

Пористость пропластков m⁽ⁱ⁾ считалась постоянной и равной 0,217.

Определяемая по лабораторным исследованиям сжимаемость нефти, воды и пористой среды в пласте БС₆ Восточно-Правдинского месторождения равна 910^-10 Па^-1, 410^-10 Па^-1 и 10^-10 Па^-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 1,399 мПас и 0,47 мПас. Начальная (S_{в min}) и конечная (S_{в max}) насыщенности агентом вытеснения - 0,45 и 0,74 соответственно.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения.

2. В результате исследования большого числа кернов пласта БС₆ Восточно-Правдинского месторождения, для характерных проницаемостей данного месторождения, получены функциональные зависимости, по которым определялись характеристики отдельных пропластков:



где - водонасыщенность.

3. По данному участку на 16 добывающих скважин приходится 85% всей добычи нефти. Работа больше половины высокодебитных скважин характеризуется отсутствием безводной нефти и скачком обводненности, дальнейшей стабилизацией процесса обводнения с последующим падением кривой обводненности продукции. Причем на раннем этапе эксплуатации месторождения система отбора нефти функционировала в режиме истощения пластового давления. Нагнетательные скважины вступили в действие только через 2-3 года после вскрытия пласта.

Поскольку месторождение находится на ранней стадии разработки (с 1991 г. ), отобрано около 30% от извлекаемых запасов, то для некоторых скважин данное явление можно объяснить проведением ремонтных работ (промывка забоя, смена насоса и т.д.), что подтверждают и карточки эксплуатации скважин. Однако для ряда скважин NN 112, 114, 115, 200, 214, 219, 226, 227, 228, 409b, находящихся на границе чисто нефтяной зоны (ЧНЗ), факт падения обводненности не поддается анализу с точки зрения данных ГИС и характера эксплуатации скважин.

На фиг. 1 графики а, б и в отображают обводненности продукции для скважин: а - 200 (текущая обводненность), б - 219 и в - 227 скв. (накопленная обводненность). На фиг. 1 кривые 1, 2 и 3 характеризуют степень обводненности продукции - реальную и расчетную (два варианта). Работа этих скважин описывает сходные явления, а именно скачок обводненности, стабилизация и дальнейшее ее падение. Причем для скв. 200 вторичный этап обводнения объясняется включением нагнетательных скважин 100 и 101 и подъемом уровня водонефтяного контакта (ВНК).

4. Моделирование работы пласта без уточнения поля начальной нефтенасыщенности, рассчитанного по данным ГИС, для данных скважин не дает удовлетворительный результат (кривые 2 на фиг. 1). Поэтому предположено наличие зоны подвижной воды в окрестностях скважин 200, 219 и 227 при вскрытии пласта.

Локальные водяные зоны смоделированы в виде эллипсоида вращения. В канонической записи данную область можно представить в виде



Значения параметров a, b, c, x⁰, при соответствующих ограничениях на них, ищутся на конечном параметрическом множестве:



где - направляющий вектор оси симметрии эллипсоида вращения. Область D - ограниченная область смещения центра фигуры x⁰.

Для скважины 227 дополнительную информацию о размерах и местоположении локальной зоны повышенной водонасыщенности дало построение геолого-статистического разреза (ГСР) с уточненным насыщением пропластков, полученное в результате наложения на ГСР уровня ВНК. Дальнейшая корректировка размеров и местоположения локальной зоны вблизи скважины 227 проведена экспертными методами математического моделирования.

Для скважин 200 и 219 построение ГСР с уточненным насыщением пропластков никакой дополнительной информации о размерах и местоположении локальных зон повышенной водонасыщенности не дало. Отчасти, это можно объяснить разреженностью сетки разбуривания месторождения. В таких случаях с помощью ГСР не удается детализировать отдельные локальные зоны. Поэтому уточнение поля начальной нефтенасыщенности вблизи этих скважин проведено экспертными методами математического моделирования.

Таким образом, построение ГСР с уточненным насыщением пропластков не всегда помогает в определении расположения и величины локальной зоны повышенной водонасыщенности. Поэтому уточнение поля начальной нефтенасыщенности вблизи выбранных групп скважин эффективнее проводить экспертными методами математического моделирования, а информацию, получаемую на основе построения ГСР, с уточненным насыщением пропластков использовать как дополнительную.

В качестве метода решения уравнений (1)-(2) применен хорошо известный метод сеток [3] - [4].

5. На фиг. 2 а), б), в) представлены результаты уточнения поля начальной нефтенасыщенности с размерами локальной водяной зоны участка.

На фиг. 3 - вертикальный геологический профиль в окрестности скважины 227 с уточненным насыщением пропластков.

В данном случае кривые 3 на фиг. 1 значительно лучше описывают процесс обводнения продукции скважин 200, 219 и 227.

6. Построены карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и остаточных нефтенасыщенных толщин, по результатам математического моделирования. На фиг. 4 приведена карта текущих нефтенасыщенных толщин пласта БС₆ Восточно-Правдинского месторождения, построенная по состоянию на 01.05.98 г.

Таким образом, предложенный способ позволяет более эффективно контролировать разработку нефтяного месторождения и тем самым улучшить результаты планирования геолого-технических мероприятий по доизвлечению остаточной нефти. Изобретение промышленно применимо, так как используется доступное лабораторное оборудование и ЭВМ.

Источники информации

1. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И., Пономарев С.А. Технология повышения теплоотдачи пластов. -М.: Недра, 1984, 271 с.

2. Патент РФ N 2092691, E 21 B 47/00, опубликованный БИ N28, 1997.

3. Самарский А.А. Теория разностных схем. - М.: Наука, 1977, 656 с.

4. Самарский А. А., Попов Ю.П. Разностные методы решения задач газовой динамики. - М.: Наука, 1980, 352 с.