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, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, 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, по результатам математического моделирования на любой момент времени построение карт изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин, причем при математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей, отличающийся тем, что дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта, уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения с учетом коэффициентов охвата и расчлененности, по уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей, в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отсутствии лабораторных исследований вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористой среды на сжимаемость, относительных фазовых проницаемостей и модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости недостающие параметры выбирают по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу, со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для месторождений, находящихся в стадии формирования, по 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 экспертными методами и с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют определение размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности.

Описание изобретения к патенту

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

Способ определения относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промысловой информации о разработке нефтяного месторождения предлагается в [1] (аналог). Однако в [1] при расчете относительных фазовых проницаемостей, не учитывается упругость вытесняющей и вытесняемой жидкостей и сжимаемость пористой среды, не учитывается промысловая информация о работе нагнетательных скважин и пластовое давление, 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, упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, 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, по результатам математического моделирования 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.

Поскольку в прототипе не учитываются коэффициенты охвата и расчлененности и не уточняются МФ ОФП по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины в процессе математического моделирования, то к недостаткам прототипа следует отнести недостаточную достоверность.

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





P_Г= P⁰(x,y,), (3)

S_H(x,y,0)=S_H ⁰(x,y) (4)

где Г - граница исследуемой области ; N - число скважин; Q_C - расход c-ой скважины, причем при Q_C>0 - скважина нагнетательная, а если Q_C<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_H ⁰ - текущая и начальная нефтенасыщенность; Р - текущее поле давлений; Р⁰ - давление на границе области; х, у - пространственные и - временная переменные.

Относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости обозначаются f(S), ( = н,в). f(S) однозначно идентифицируется набором параметров (n,m), то есть f(S) принадлежит параметрическому семейству функций вида:

.

При известных S_max, S_min нормировкой добиваемся, чтобы S[0,1].

Ф(S)-МФ ОФП - фазы фильтрации. Аналогично Ф(S) принадлежит параметрическому классу

Для слоисто-неоднородной модели среды МФ ОФП определяются из решения краевой задачи к системе дифференциальных уравнений в частных производных [3]:



Для получения полной картины реального процесса обводнения пласта при решении системы (1)-(4) необходимо задать МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Причем численные результаты математического моделирования напрямую зависят от исходных модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Поэтому достоверное определение МФ ОФП 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 за счет учета коэффициентов охвата и расчлененности и уточнения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Позволяет уточнить ОФП флюидов, полученные в результате лабораторных исследований, или восстановить ОФП при отсутствии материала лабораторных исследований на керне. Необходимость определения вида ОФП вытесняющей и вытесняемой жидкостей обусловлена привлечением компьютерного трехмерного моделирования протекающих физических процессов в пласте для дальнейшей разработки нефтяных месторождений. 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 коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта, уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения с учетом коэффициентов охвата и расчлененности, по уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. При отсутствии лабораторных исследований вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористой среды на сжимаемость, относительных фазовых проницаемостей и модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости недостающие параметры выбирают по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу, со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования. Для месторождений, находящихся в стадии формирования, по 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 экспертными методами и с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют определение размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности.

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 проводилось восстановление относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды с учетом промысловых данных при имеющейся информации о МФ ОФП, полученных в результате моделирования процессов фильтрации, с учетом коэффициентов охвата и расчлененности пласта. Таким образом, основные 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. Обработка данных ГИС. Построение геолого-статистического распределения вертикальной проницаемости пласта. По построенному геолого-статистическому распределению определение коэффициентов охвата и расчлененности месторождения.

3. 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.

При отсутствии необходимой информации из пунктов 1 и 3, кроме промыслово-технологической, недостающие параметры выбираются по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования.

4. Построение поля начальной нефтенасыщенности, математическое моделирование процессов фильтрации с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. Уточнение МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки с учетом коэффициентов охвата и расчлененности.

4.1. Для месторождений, находящихся в стадии формирования нефтяной залежи, по определенной промыслово-технической 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.

4.2. Уточнение поля начальной нефтенасыщенности вблизи групп скважин, определенных по пункту 4.1, 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. Таким образом добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических совпадений.

6. По уточненным МФ ОФП осуществляется восстановление относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества функций, описывающего вид относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды.

7. По результатам математического моделирования на любой момент времени построение карт изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин.

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

Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт АС₁₀ Лемпинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 120 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.2000 г. 65 - добывающих, 9 - нагнетательных и 46 скважин находятся в бездействии.

1. В таблице 1 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта АС₁₀ Лемпинского месторождения по одной из скважин.

Определяемые по лабораторным исследованиям упругие свойства нефти, воды и сжимаемость пористой среды в пласте АС₁₀ Лемпинского месторождения равны 10^-9 Па^-1, 410^-10 Па^-1 и 10^-10 Па^-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 1,92 мПас и 0,3 мПас. Начальная (S_вmin) и конечная (S_вmax) насыщенности агентом вытеснения: 0,39 и 0,73 соответственно.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения.

2. В таблице 2 приведен геолого-статистический разрез пласта АС₁₀ Лемпинского месторождения по чисто нефтяной зоне (ЧНЗ).

3. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, включающей данные месячной эксплуатации и разработки, коэффициента продуктивности, данные о ремонтных работах, динамику пластового и забойного давлений. В результате исследования некоторого числа кернов пласта АС₁₀ Лемпинского месторождения для характерных проницаемостей данного месторождения получены максимальные значения для ОФП f_H ⁰=0,525 и f_в ⁰=0,095. По отдельно выбранной скважине были получены следующие коэффициенты ОФП: n_н = 2,43; m_н= 0 и n_в=1,59; m_в=0. Коэффициенты МФ ОФП по этой же скважине получились следующие: N_н=4,399; М_н=0,092 и N_в=0,635; М_в=-0,111.

4. По данным ГИС, определенным в пункте 1, рассчитывается поле начальной нефтенасыщенности. С учетом всех имеющихся данных было проведено моделирование разработки ЧНЗ нефтяного пласта. Полученные результаты математического моделирования оказались неудовлетворительными с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией. Поэтому МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости уточнялись по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки. Окончательные коэффициенты МФ ОФП по выбранной скважине имеют значения: N_н=4,103; М_н=0,117 и N_в=0,910; М_в=-0,212.

5. Критерием адекватности математической модели фактическим фильтрационным процессам, протекающим в пласте, являлось совпадение интегральных кривых текущей обводненности и кривых текущей добычи нефти, а также совпадение кривых обводненности и добычи нефти по большинству моделируемых скважин. На фиг.1 представлен график текущей добычи нефти по чисто нефтяной зоне.

6. По уточненным в пункте 4 модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей проводилось восстановление ОФП путем решения обратной задачи к (5). Для выбранной скважины восстановленные значения коэффициентов ОФП составили: n_н=2,54; m_н=0,02 и n_в= 51; m_в=-0,03. На фиг.2 кривые 1_1 и 1_ 2 отображают ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости, полученные по лабораторным исследованиям; кривые 2_1 и 2_2 - ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости, восстановленные в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. Как видно из сопоставления графиков на фиг.2, восстановленные ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости довольно близки к исходным данным.

7. Построены карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и остаточных нефтенасыщенных толщин по результатам математического моделирования.

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

Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт АС₁₁ Лемпинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 147 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.2000 г. 65 - добывающих, 10 - нагнетательных и 72 скважин находятся в бездействии.

1. В таблице 3 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта АС₁₁ Лемпинского месторождения по одной из скважин.

Определяемые по лабораторным исследованиям упругие свойства нефти, воды и сжимаемость пористой среды в пласте АС₁₁ Лемпинского месторождения равны 10^-9 Па^-1, 410^-10 Па^-1 и 10^-10 Па^-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 1,77 мПас и 0,3 мПас. Начальная (S_вmin) и конечная (S_вmax) насыщенности агентом вытеснения: 0,46 и 0,72 соответственно.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения.

2. В таблице 4 приведен геолого-статистический разрез пласта АС₁₁ Лемпинского месторождения по чисто нефтяной зоне.

3. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины. В результате лабораторных исследований кернов пласта АС₁₁ Лемпинского месторождения получены различающиеся данные об относительных фазовых проницаемостях нефти и воды, что затрудняет выбор единой ОФП. По промысловым данным притока к одиночной скважине в безводный период работы определяется максимальное значение Ф_H ⁰= 0,505 (скв. 593, 536) и по работе скважин (509, 536) на конечной стадии обводнения определяется максимальное значение Ф_в ⁰= 0,115. В качестве начального приближения были взяты ОФП с пласта АС₁₀ Лемпинского месторождения и по геолого-статистическому разрезу (табл. 4) путем решения краевой задачи (5) были рассчитаны коэффициенты МФ ОФП: N_н=3,908; М_н=0,104 и N_в=1,008; М_в=-0,272.

4. По данным ГИС, определенным в пункте 1, рассчитывается поле начальной нефтенасыщенности. С учетом всех имеющихся данных было проведено моделирование разработки ЧНЗ нефтяного пласта. Полученные результаты математического моделирования оказались неудовлетворительными с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией. Поэтому МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости уточнялись по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки. Окончательные коэффициенты МФ ОФП имеют значения: N_н=2,449; М_н=0,03 и N_в=0,922; М_в=-0,422.

5. Критерием адекватности математической модели фактическим фильтрационным процессам, протекающим в пласте, являлось совпадение интегральных кривых текущей обводненности и кривых текущей добычи нефти, а также совпадение кривых обводненности и добычи нефти по большинству моделируемых скважин. На фиг.3 представлен график текущей добычи нефти по чисто нефтяной зоне.

6. По уточненным в пункте 4 модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей проводилось восстановление ОФП путем решения обратной задачи к (5). Для указанных в пункте 4 МФ ОФП восстановленные значения коэффициентов ОФП составили: n_н=2,54; m_н=0,02 и n_в=1,51; m_в=-0,03.

7. Построены карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и остаточных нефтенасыщенных толщин по результатам математического моделирования. На фиг. 4 приведена карта текущих нефтенасыщенных толщин пласта АС₁₁ Лемпинского месторождения, построенная по состоянию на 01.01.2000 г. Пунктиром показана граница чисто нефтяной зоны.

Таким образом, предложенный способ позволяет более ффективно 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. Родионов В.П., Федорако А.Б. Оценка остаточных запасов нефти на Сергеевском месторождении. // Сб. науч. тр. (вып. 83). Оптимизация оценки сырьевой базы углеводородов и повышения степени их извлечения в старом нефтегазодобывающем районе - Уфа, Труды БашНИПИ-нефть, 1991, с.151-157.

2. Патент РФ 2148169, Е 21 В 49/00, опубликованный БИ 12, 2000.