способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий разделение залежи на участки разработки, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что разделение залежи на участки разработки производят по линиям раздела, которые проводят преимущественно по рядам нагнетательных и/или добывающих скважин, моделируют работу участков разработки, при моделировании дебиты и расходы скважин на линиях раздела делят пропорционально величинам углов излома линии раздела в местах расположения скважин, значения дебитов и расходов скважин на линиях раздела относят к соответствующим участкам разработки, адаптируют геолого-технологические модели участков разработки по истории разработки залежи, сравнивают пластовые давления на смежных участках разработки, полученные на одни и те же моменты времени разработки, при различии пластовых давлений моделируют работу смежных участков разработки с использованием фиктивных скважин, имитирующих перетоки между участками разработки, определяют величины потоков жидкостей, выравнивающих пластовые давления между участками разработки, с этими потоками на границах участков разработки вновь адаптируют геолого-технологические модели участков разработки по истории разработки залежи, меняют режимы работы скважин для управления фильтрационными потоками на участках разработки, минимизируют фильтрационные потоки нефти через границы участков или направляют потоки нефти к местам сбора нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.

Известен способ разработки нефтяной залежи, в котором размещают на залежи добывающие и нагнетательные скважины по блочно-замкнутой системе. Отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Переводят добывающие скважины диагонального ряда в нагнетательные через одну. Закачивают рабочий агент через центральную нагнетательную скважину, затем через другие нагнетательные скважины. Постепенно по мере обводнения переводят в нагнетательные все скважины диагонального ряда. Выравнивают пластовое давление вдоль диагонального ряда нагнетательных скважин. В зоне центральной нагнетательной скважины увеличивают пластовое давление на 15-25% по сравнению со средним пластовым давлением в диагональном ряду нагнетательных скважин. Работу нагнетательных скважин осуществляют в циклическом режиме: закачивают рабочий агент в диагональные ряды нагнетательных скважин при уменьшении объема закачки рабочего агента в основные ряды нагнетательных скважин на объемы, закачиваемые в диагональные ряды нагнетательных скважин в течение 10-20 сут, останавливают нагнетательные скважины диагональных рядов при закачке рабочего агента в полном объеме в нагнетательные скважины основных рядов в течение 10-20 сут. Обводнившиеся добывающие скважины в зоне действия диагональных рядов нагнетательных скважин эксплуатируют в циклическом режиме: запускают их в работу при остановке нагнетательных скважин диагонального ряда и останавливают при закачке рабочего агента через нагнетательные скважины диагонального ряда (Патент РФ 2060369, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996.05.20).

Известный способ не позволяет разрабатывать залежь с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, в котором бурят скважины и размещают их рядами, отбирают нефть через добывающие скважины и закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в режиме снижения пластового давления до достижения его значения 80-85% от первоначального. Определяют линии тока закачиваемого рабочего агента, перпендикулярные рядам нагнетательных скважин. Обводненные добывающие скважины, расположенные на этих линиях тока, переводят в нагнетательные. Продолжают разработку залежи в режиме поддержания пластового давления. Выделяют зоны залежи с пониженными значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, выработанности запасов и скорости обводнения и повышенной глинистостью. Бурят дополнительные добывающие скважины и размещают их в выделенной зоне и/или за этой зоной с противоположной стороны от ближайшего ряда нагнетательных скважин. Перфорируют дополнительные добывающие скважины в кровельной части продуктивного пласта. Отбор нефти осуществляют при депрессии не ниже 85% от начального пластового давления. В качестве рабочего агента используют воду плотностью 1,08-1,10 г/см³, например попутную девонскую пластовую воду. Закачку рабочего агента осуществляют в циклическом режиме: 10-20 сут закачка - 10-20 сут остановка, при этом обеспечивают условие соответствия объемов отбора и закачки жидкости за три месяца разработки (Патент РФ 2065938, кл. Е 21 В 43/20, опублик. 1996.08.27 - прототип).

Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.

В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем разделение залежи на участки разработки, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению разделение залежи на участки разработки производят по линиям раздела, которые проводят преимущественно по рядам нагнетательных и/или добывающих скважин, моделируют работу участков разработки, при моделировании дебиты и расходы скважин на линиях раздела делят пропорционально величинам углов излома линии раздела в местах расположения скважин, значения дебитов и расходов скважин на линиях раздела относят к соответствующим участкам разработки, адаптируют геолого-технологические модели участков разработки по истории разработки залежи, сравнивают пластовые давления на смежных участках разработки, полученные на одни и те же моменты времени разработки, при различии пластовых давлений моделируют работу смежных участков разработки с использованием фиктивных скважин, имитирующих перетоки между участками разработки, определяют величины потоков жидкостей, выравнивающих пластовые давления между участками разработки, с этими потоками на границах участков разработки вновь адаптируют геолого-технологические модели участков разработки по истории разработки залежи, меняют режимы работы скважин для управления фильтрационными потоками на участках разработки, минимизируют фильтрационные потоки нефти через границы участков или направляют потоки нефти к местам сбора нефти.

Признаками изобретения являются:

1) разделение залежи на участки разработки;

2) отбор нефти через добывающие скважины;

3) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;

4) разделение залежи на участки разработки по линиям раздела преимущественно по рядам нагнетательных и/или добывающих скважин;

5) моделирование работы участков разработки;

6) при моделировании разделение дебитов и расходов скважин на линиях раздела пропорционально величинам углов излома линии раздела в местах расположения скважин;

7) отнесение значений дебитов и расходов скважин на линиях раздела к соответствующим участкам разработки;

8) адаптирование геолого-технологмческих моделей участков разработки по истории разработки залежи;

9) сравнивание пластовых давлений на смежных участках разработки, полученных на одни и те же моменты времени разработки;

10) при различии пластовых давлений моделирование работы смежных участков разработки с использованием фиктивных скважин, имитирующих перетоки между участками разработки;

11) определение величины потоков жидкостей, выравнивающих пластовые давления между участками разработки;

12) с этими потоками на границах участков разработки вновь адаптирование геолого-технологические модели участков разработки по истории разработки залежи;

13) изменение режимов работы скважин для управления фильтрационными потоками на участках разработки;

14) минимизация фильтрационных потоков нефти через границы участков или направление потоков нефти к местам сбора нефти.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

При разработке нефтяной залежи часть запасов неизбежно остается невыработанной. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

При разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Разделение залежи на участки разработки производят по линиям раздела преимущественно по рядам нагнетательных и/или добывающих скважин.

В некоторых случаях удается провести линию раздела так, чтобы в значительной мере или даже полностью устранить взаимные перетоки жидкости между смежными участками разработки, что позволяет вести расчет для каждого участка независимо от других. Так, например, вдоль ряда работающих нагнетательных скважин, как правило, располагается линия максимума пластового давления, так что влево и вправо от такого ряда скважин давление падает, а естественное условие в максимуме давления полностью соответствует условию непротекания, используемого в качестве граничного условия, что позволяет обоснованно проводить линию раздела вдоль нагнетательного ряда.

Однако и в этом благоприятном случае заранее неизвестно, какую часть расхода скважин нагнетательного ряда следует отнести к левому, а какую - к правому участку разработки. В случае достаточно однородного пласта и примерно одинаковых условий отбора жидкости на обоих участках можно предположить, что на каждый из участков попадает половина от общего расхода скважин нагнетательного ряда, однако, строго говоря, такое волевое решение должно каждый раз обосновываться.

Моделируют работу участков разработки в соответствии с регламентом на создание постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39.0-047-00. Моделирование осуществляют по программе MORE.

Используют метод параллельного моделирования процесса нефтедобычи на двух соседних участках. Разработанный метод позволяет преодолеть существенное ограничение базовой программы, допускающей использование в качестве граничного условия только условие непротекания, что не позволяет напрямую учитывать потоки жидкости через границу между участками.

В основе метода параллельного моделирования лежит свойство параболических уравнений (например, уравнения теплопроводности, диффузии или пьезопроводности), заключающееся в том, что решение в некоторой области, разделенной на подобласти, может быть составлено из решений, полученных в подобластях при условии непрерывности искомой функции и ее нормальной производной на линии раздела. В случае линейных уравнений это доказывается теоретически. Для нелинейных уравнений правильность этого положения подтверждена результатами численных расчетов.

В нашем случае это означает, что решение задачи фильтрации для большого участка может быть получено путем разбиения всей расчетной области на два меньших участка и последующего решения задачи фильтрации для каждого из малых участков при условии сращивания получаемых решений на поверхности раздела так, чтобы пластовое давление и массовые потоки фаз не претерпевали разрыва при переходе через поверхность раздела. В дальнейшем вместо слов "поверхность раздела" будем говорить "линия раздела", имея в виду след на поверхности земли.

При моделировании дебиты и расходы скважин на линиях раздела делят пропорционально величинам углов излома линии раздела в местах расположения скважин. Значения дебитов и расходов скважин на линиях раздела относят к соответствующим участкам разработки пропорционально величинам углов излома линии раздела. Адаптируют геолого-технологические модели участков разработки по истории разработки залежи. Т. е. изменяют используемые в модели участка разработки параметры пласта и скважин (проницаемости продольную и вертикальную, величины скин-фактора, уровень заколонных перетоков и т. п.) так, чтобы результаты расчетов характеристик скважин повторяли историю работы скважин, а распределение пластового давления в модели соответствовало распределению давления в промысловых условиях. Сравнивают пластовые давления на смежных участках разработки. При различии пластовых давлений моделируют работу смежных участков разработки с использованием фиктивных скважин, имитирующих перетоки между участками разработки. При этом дебиты добывающих и расходы нагнетательных фиктивных скважин выбирают (используя итеративный метод) таким образом, чтобы пластовое давление и потоки жидкостей были непрерывными при переходе через границу между моделируемыми участками разработки. Определяют граничное пластовое давление, общее для соседних участков разработки, и величины потоков жидкостей, выравнивающих пластовые давления между участками разработки. С этими потоками на границах участков разработки вновь адаптируют геолого-технологические модели участков разработки по истории разработки залежи. Меняют работу скважин на участках разработки для минимизации потоков нефти через границы участков и направления потоков нефти к центрам сбора нефти.

Пример конкретного выполнения способа.

Разрабатывают нефтяную залежь Самотлорского месторождения со следующими характеристиками: площадь залежи 60х40 км, глубина залежи 2200 м, пластовое давление 22,5 МПа, пластовая температура 89^oС, толщина продуктивного пласта 15 м, глубина водонефтяного контакта 2090 м, пористость 0,25, проницаемость 0,5 мкм², нефтенасыщенность 0,75, вязкость нефти в пластовых условиях 1,15 мПас, плотность нефти в пластовых условиях 790 кг/м³. Нефтяную залежь разрабатывают 40 лет. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Общий фонд скважин составляет более 16000.

Моделируют работу участков разработки. Для этого предварительно разделяют залежь на участки разработки по линиям раздела, которые проводят преимущественно по рядам нагнетательных и добывающих скважин и местам залежи с минимальными перепадами пластовых давлений. При моделировании выделено 30 участков разработки. Дебиты и расходы скважин на линиях раздела делят пропорционально величинам углов с разных сторон линии раздела в местах расположения скважин. Так, для скважин на прямой линии углы с разных сторон составляют по 180^o, в местах поворота линии раздела под прямым углом углы с разных сторон составляют 90 и 270^o. Адаптируют геолого-технологические модели участков разработки к истории разработки залежи. Для этого в расчетах задают дебиты добывающих скважин и расходы нагнетательных скважин, соответствующие их фактическим значениям.

Меняют фильтрационные параметры модели: скин-факторы скважин, горизонтальные и вертикальные проницаемости пласта, фазовые проницаемости фильтрующихся компонентов, уровень заколонных перетоков. В результате получают математическую модель, дающую минимальные отклонения величин основных технологических показателей скважин, т. е. дебитов нефти, воды, газа, забойных давлений.

Пример расчета демонстрируется на двух участках разработки, называемых северным и южным (см. чертеж). На севере и западе выбранные участки разработки граничат с участком 3, на востоке с участком 2, на юге участок включает водонефтяной канал и часть законтурной водонефтяной зоны. Всего на участках 1188 скважин, из них 307 нагнетательные. Выбранные участки разработки покрыты общей координатной сеткой, состоящей из 1089270 ячеек. Линия раздела проведена по рядам нагнетательных и добывающих скважин. Величины углов с разных сторон линии раздела в местах излома линии раздела составляют: в точке А в сторону южного участка разработки - 120^o, в сторону северного - 240^o, в точке В к северу - 130^o, к югу - 230^o. Дебиты и расходы скважин на линии раздела делят пропорционально углам излома. В точке А расход нагнетательной скважины делят так: 120/360 часть относят к южному участку и 240/360 - к северному, в точке В расход нагнетательной скважины делят так: 130/360 часть относят к северному участку и 230/360 - к южному. В остальных случаях расходы и дебиты скважин, лежащих на прямой линии раздела, делят как 180/360, т. е. поровну между участками.

Адаптируют геолого-технологические модели участков разработки к истории разработки залежи. При проведении расчетов по исходной неадаптированной гидродинамической модели участков полученный в результате расчетов уровень добычи нефти на каждом из участков был ниже фактического уровня добычи, зарегистрированного в процессе истории разработки. Отсюда общее рассчитанное количество нефти, добытой за тридцать лет истории разработки, на южном участке составляло 74%, а на северном - 67% от фактических величин, равных соответственно 57 и 180 млн. т.

В процессе адаптации исходные гидродинамические модели участков были существенно модифицированы. Так, на южном и северном участках наиболее низкие значения горизонтальной проницаемости в слоях с 1 по 10 были увеличены в 4 раза, а в слоях с 11 по 14 - даже в 10 раз. При этом максимальные значения проницаемости ограничиваются уровнем 609-1100 миллидарси в зависимости от рассматриваемого слоя. Дополнительно на северном участке были выделены четыре области, в которых проницаемости были увеличены в 2 раза, а максимальные значения ограничены уровнем 1100 миллидарси. Первая область включает расчетные ячейки: 178I193, 24J41, 6K8. Вторая - ячейки: 99I128, 29J51, 6K11. Третья - ячейки: 77I106, 86J100, 3K7. Четвертая - ячейки: 49I77,104J148, 3K8.

Поровый объем водосодержащих ячеек, окаймляющих моделируемые участки, был увеличен в 200 раз искусственный прием, позволяющий учитывать водосодержащую краевую зону.

Фазовые проницаемости принимались едиными по обоим участкам, такими, что связанная водонасыщенность Sw=0,4, а связанная нефтенасыщенность So=0,25.

Указанные мероприятия позволили уменьшить расхождение между рясчетными и фактическими значениями добытой на каждом из участков нефти за тридцатилетний период истории разработки до 2-3%, что является допустимой погрешностью при решении задачи адаптации.

При проведении расчетов без учета перетоков превышение давления на северном участке над давлением в соседних точках южного участка в начале 1975 г. составляет 0,1-0,2 МПа, в 1985 г. составляет 0,5-0,8 МПа, а к 2000 г. доходит до 1,5-2,0 МПа. В реальных условиях такой перепад давления вызвал бы потоки жидкости с севера на юг через границу между участками. Поскольку исходная методика и используемая компьютерная программа не позволяют напрямую учитывать эти потоки, перекачивают те же самые расходы жидкости с помощью фиктивных скважин, расставленных вдоль границы. Фиктивные скважины расставлены вдоль границы со средним шагом 200 м. На северном участке фиктивные скважины работают как добывающие: в начале разработки они работают со средним дебитом Q_жид 0,8 м³/сут (при этом дебит по нефти составляет Q_неф0,15 м³/сут, а остальное вода), соседние фиктивные скважины на южном участке в это же время нагнетают в пласт воду и нефть с интенсивностью Q_вoд0,65 и Q_неф 0,15м³/сут соответственно. К середине разработки в 1985 г. дебит фиктивных скважин на северном участке составляет Q_жид 6,2 м³/сут (из них Q_неф0,7 м³/сут), а фиктивная закачка на южном участке Q_вoд5,5 м³/сут и Q_неф0,7 м³/сут. В конце истории разработки в 2000 г. дебит фиктивных скважин на северном участке составляет (Q_жид4,9 м³/сут (из них Q_неф0,1 м³/сут), а фиктивная закачка на южном участке Q_вoд4,8 м³/сут и Q_неф0,1 м³/сут. При таких искусственно созданных перекачках жидкости с северного участка на южный расхождение давления на границе существенно уменьшается. Так, среднее расхождение давлений (осредненное по всем граничным ячейкам) в 1975 г. становится равным Р=0,015 МПа, в 1985 г. слегка возрастает до Р= 0,045 МПа, а к 2000 г. снова падает до Р=0,022 МПа. Хорошее совпадение давлений вдоль границы двух соседних участков указывает на то, что выбранные уровни дебита и закачки фиктивных скважин правильно моделируют реальные перетоки.

Найденные перетоки жидкости между участками учитывают при повторной адаптации моделей к истории разработки. Снова расчеты проводят для каждого участка отдельно (в отличие от метода параллельного моделирования), но теперь при проведении расчетов в общее число действующих включают фиктивные скважины (около 1000 дополнительных скважин на каждом участке), причем изменение расхода и режим работы (режим добычи или режим закачки) этих скважин во времени в точности соответствует расходу и режиму, найденным на предыдущем этапе в процессе параллельного моделирования. Введение дополнительных скважин приводит к тому, что общее рассчитанное количество нефти, добытой за тридцать лет истории разработки на южном участке, превышает теперь на 2,8 млн. т (5% от фактически добытой на южном участке) величину добычи, найденную при первичной адаптации южного участка, а рассчитанное количество нефти, добытой на северном участке, на 2,8 млн. т (1,6% от фактически добытой на северном участке) меньше величины добычи, найденной при первичной адаптации северного участка. Таким образом, ввод дополнительных скважин, моделирующих перетоки, деформирует предварительно адаптированные модели участков и выводит их из разрешенного коридора 2-3% от уровня фактической добычи. При приведении повторной адаптации восстановить точность расчетных моделей удается за счет небольшой модификации фазовых проницаемостей: на южном участке связанную водонасыщенность уменьшают с Sw=0,4 до Sw=0,36, оставляя связанную нефтенасыщенность без изменений So=0,25, на северном участке, наоборот, связанную водонасыщенность увеличивают с Sw=0,4 до Sw= 0,45. Поскольку суммарный отбор жидкости в моделях задан равным фактическому, рассчитанная добыча нефти на южном участке убывает, а на северном возрастает, при этом обе модели, как южного, так и северного участков, возвращаются в допустимый двухпроцентный коридор по отклонению расчетного уровня нефтедобычи от фактического.

В результате расчетов методом параллельного моделирования были получены распределения потоков воды и нефти через границу между северным и южным участками на конец истории разработки - 2000 г. Средняя плотность потока воды через границу с севера на юг составляет Q_вoд0,36 м³/сут на метр границы, а средняя плотность потока нефти - Q_неф0,007 м³/сут на метр границы. Причем плотность потока жидкости через общую границу длины L (протяженностью с запада на восток около 14000 м) возрастает в направлении с запада на восток. Отличные от нуля перетоки воды через границу, проведенную по ряду нагнетательных скважин, свидетельствуют о неточности заложенной в расчетную модель схемы, в соответствии с которой вода, нагнетаемая расположенными вдоль общей границы скважинами, распределяется поровну между соседними участками. Отличные от нуля перетоки нефти через границу говорят о том, что барьер из нагнетательных скважин "дырявый", то есть уровень закачки недостаточно высок для образования непрерывного локального максимума давления вдоль границы между участками.

Необходимый уровень закачки для создания непроницаемого для нефти нагнетательного барьера определяют в результате проведения серии численных расчетов при последовательно возрастающих уровнях закачки. Скважины барьерного ряда перфорируют на все нефтесодержащие слои (слои 2-9). Границу между участками разбивают на три отрезка одинаковой длины L/3 западный, центральный и восточный. В результате проведения серии численных расчетов находят величины дополнительных расходов воды Q_зап, Q_цен, Q_вос, на которые должна быть увеличена закачка каждой нагнетательной скважины, принадлежащей соответственно западному, центральному и восточному отрезкам границы для полной ликвидации потоков нефти через границу:

для 8 скважин, расположенных вдоль западного отрезка границы со средней интенсивностью нагнетания около 170 м³/сут прирост расхода закачиваемой воды должен составлять Q_зак = 90 м³/сут. на скважину,

для 7 скважин, расположенных вдоль центрального отрезка границы со средней интенсивностью нагнетания около 230 м³/сут, прирост расхода закачиваемой воды должен составлять Q_зак = 120 м³/сут. на скважину,

для 7 скважин, расположенных вдоль восточного отрезка границы со средней интенсивностью нагнетания около 220 м³/сут, прирост расхода закачиваемой воды должен составлять Q_зак = 150 м³/сут. на скважину.

В результате проведенных мероприятий по изменению работы нагнетательных скважин, расположенных вдоль разделительного ряда, фильтрационные потоки нефти через границу участков полностью прекращаются.

Проводят аналогичные мероприятия на других участках залежи.

В результате сокращения перетоков нефти нефтеотдача залежи увеличивается на 1,5%.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.