способ разработки нефтяного месторождения со слоисто- неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений

Формула изобретения

1. Способ разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений, 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 и построение полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка, математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, и проведение геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах, с учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на разные даты строят поля среднепластового давления, по построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления, а также проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на разные даты и восстанавливают эту информацию на основе математического моделирования.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений.

Способ разработки нефтяного месторождения с определением полей давлений по основной формуле теории упругого режима фильтрации предлагается в [1] (аналог). Однако в [1] при построении полей давлений не рассчитываются поля насыщенности агентом вытеснения, что не позволяет в полной мере вести контроль за материальным балансом и в значительной мере снижает прикладную ценность получаемых результатов.

По прототипу [2] в способе разработки 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, определяют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, строят поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка, осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, и рекомендуют проведение геолого-технических мероприятий.

Поскольку в прототипе не учитывается изменение поля текущей нефтенасыщенности и не производится корректировка данных по информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах в процессе математического моделирования процессов фильтрации, то к недостаткам прототипа следует отнести неадекватное описание принятой в прототипе математической модели протекающих в пласте процессов фильтрации и, соответственно, недостаточная эффективность контроля за разработкой.

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

(1)

(2)

P/Г = P^o(x,y,); (3)

S_н(x,y,O) = S_н⁰(x,y) (4)

где Г - граница исследуемой области ; N - число скважин; Q_v - расход v-ой скважины, причем при Q_v > 0 - скважина нагнетательная, а если Q_v < 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, S⁰_н - текущая и начальная нефтенасыщенность; P - текущее поле давлений, P⁰ - давление на границе области; x, y - пространственные и - временная переменные.

Привлечение дополнительной информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах повышает достоверность математического моделирования и позволяет точнее 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 способа разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами с помощью полей давлений, за счет учета изменения поля текущей нефтенасыщенности и корректировки данных по информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах в процессе математического моделирования процессов фильтрации. Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами с помощью полей давлений позволит обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий. Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений, 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 и построение полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка, математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрованных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, и проведение геолого-технических мероприятий, согласно изобретению дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах, с учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на разные даты строят поля среднепластового давления, по построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления, а также проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости. Дополнительно выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на разные даты и восстанавливают эту информацию на основе математического моделирования.

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 не производилось построение полей давлений на основе совместного применения математического моделирования упругого пласта и замеров пластового и забойного давлений на скважинах. Причем в ходе математического моделирования учитывается информация о замерах давлений на скважинах. 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 пропластка вскрытого скважиной пласта по всему участку нефтяного месторождения.

2. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины и определение для каждой скважины участка месторождения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации.

3. По дополнительно собранной информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на определенную дату.

4. Построение полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка. Математическое моделирование процессов фильтрации в пористой среде, с учетом математической модели геологического строения пласта и информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах.

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. По результатам математического моделирования, на разные даты, построение полей среднепластового давления. По построенным полям определяют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления, а также проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости.

Пример конкретного осуществления способа разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью полей давлений

Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт AC₁₁ Лемпинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 161 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.99 г. 64 - добывающих, 23 - нагнетательных и 74 скважины находятся в бездействии.

1. В таблице 1 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта AC₁₁ Лемпинского месторождения по одной из скважин.

Пористость пропластков m⁽ⁱ⁾ считалось постоянной и равной 0,2.

Определяемая по лабораторным исследованиям сжимаемость нефти, воды и пористой среды в пласте AC₁₁ Лемпинского месторождения равны 10^-9 Па^-1, 410^-10 Па^-1 и 10^-19 Па^-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 3,67 мПас и 0,3 мПас. Начальная (S_Bmin) и конечная (S_Bmax) насыщенности агентом вытеснения - 0,4 и 0,74 соответственно.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения.

2. В результате исследования большого числа кернов пласта AC₁₁ Лемпинского месторождения, для характерных проницаемостей данного месторождения, получены функциональные зависимости, по которым определялись характеристики отдельных пропластков:



где S_в - водонасыщенность.

3. В таблице 2 приведена часть данных о замерах пластового давления за 1998 год.

Имеются аналогичные таблицы замеров пластового и забойного давлений по скважинам по годам на конец календарного года. По этим таблицам определяются группы скважин, для которых отсутствуют замеры пластового давления, в 1998 году замер не производился.

4. По данным ГИС, определенным в пункте 1, рассчитываются поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка. Математическое моделирование проводилось на квазитрехмерной модели пласта с детальным описанием работы скважин. Расчетная сетка модели 85х55. В процессе математического моделирования корректировались значения пластового давления в районе скважин, для которых есть информация о замерах пластового и/или забойного давлений, для других скважин, для которых такая информация отсутствует. Корректировка значений пластового давления производилась только в том случае, если данные значения выходили за границы среднестатистических в данном году.

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

5. Критерием адекватности математической модели фактическим фильтрационным процессам, протекающим в пласте, являлось совпадение интегральных кривых обводненности и кривых накопленной добычи нефти, а также совпадение кривых обводненности и добычи нефти по большинству моделируемых скважин. На фиг. 1 представлены результаты адаптации работы высокодебитной скважины N 540. Аналогичные результаты были получены и по большинству других высокопродуктивных скважин.

6. На фиг. 2 представлены результаты изменения динамики средне-пластового давления в районе скважины N 540, по данным математического моделирования и значениям замеров пластового давления на этой скважине (на 1992, 1993, 1996 и 1997 гг.). На фиг. 3 представлена карта среднепластового давления пласта AC₁₁ Лемпинского месторождения, построенная по результатам математического моделирования, с использованием имеющейся информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах (имеются аналогичные карты на разные даты, позволяющие прослеживать изменение среднепластового давления в динамике).

На основе данной карты возможно проведение анализа текущего состояния разработки месторождения. Так, на фиг. 4 представлена карта направлений фильтрационных потоков, ранжированных по величине градиента давлений (жирными стрелками отображены поля градиентов давлений, где grad P > 0.1 атм/м).

Анализ фиг. 3 - 4 показал, что в районе разрезающего нагнетательного ряда (скважины NN 183 - 188 - 193) повышенное среднепластовое давление (фиг. 3), что указывает на перекаченность пласта, особенно в районе скважин NN 191, 192, 193 (фиг. 4). Возможны рекомендации дальнейшей разработки: снизить закачку жидкости на этих скважинах.

В районе добывающих скважинах NN 1506, 1505, 607 (фиг. 3) пониженное среднепластовое давление, что подтверждено замерами пластового давления на скважинах NN 607 и 1505 (табл. 2), и большими градиентами давлений (фиг. 4) в районе этих добывающих скважин. Рекомендуется уменьшить интенсивность отбора жидкости или перевод скважин NN 584 и 608 под нагнетание.

Таким образом, предложенный способ позволяет более эффективно производить разработку нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, улучшив результаты планирования геолого-технических мероприятий по доизвлечению остаточной нефти. Изобретение промышленно применено, так как используется доступное лабораторное оборудование и ЭВМ.

Источники информации

1. Басниев К.С. и др. Подземная гидравлика. - М.: Недра, 1993, 303 с.

2. Патент РФ N 2092691, E 21 В 47/00, 1997.

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

4. Самарский А.А. и др. Разностные методы решения задач газовой динамики. - М.: Наука, 1980, 352 с.