способ регулирования разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин, снятие кривых восстановления давления, определение фильтрационных параметров пласта, отличающийся тем, что для каждой из скважин с учетом их интерференции определяют частную производную суммарного по залежи дебита нефти по забойному давлению при депрессии и репрессии, затем при помощи частной производной суммарного дебита нефти по забойному давлению рассчитывают и строят зависимость-график суммарной добычи нефти от суммы абсолютных величин депрессии и репрессии, по которому определяют характерный изгиб и реализуют оптимальные забойное давление и суммарную добычу нефти, соответствующие характерному изгибу на графике.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для определения оптимальных забойных давлений по группе скважин для залежи или ее участка. Предназначено для наиболее эффективной выработки запасов нефти.

Известны способы разработки нефтяной залежи, в которых интенсификацию добычи нефти или повышение нефтеотдачи пласта выполняют за счет регулирования и изменения забойного давления - [Гиматудинов Ш.К. Проектирование разработки: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983, с.446, Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: OOO «Недра-Бизнесцентр», 2000. с.109-110, пат. 2091569 РФ, МКИ Е 21 В 43/20, опубл. БИ 1997. №27, пат. 2044870 РФ, МКИ Е 21 В 43/20, опубл. БИ - 1995. №27, пат. 2108450 РФ, МКИ Е 21 В 43/20, опубл. БИ - 1998. №10, пат. 2116436 РФ, МКИ Е 21 В 43/18, 43/20, опубл. БИ - 27.07.1998, пат. 21168448 РФ, МКИ Е 21 В 43/20, опубл. БИ 1998. №24] и др. Недостатком этих способов является то, что оптимизация технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин проводится индивидуально для каждой скважины, без учета их взаимодействия. При этом суперпозиция эффектов отдельно оптимизированных скважин может не привести к положительному эффекту в целом по залежи или ее участку. Например, вывод одной из скважин на оптимальный режим может ухудшить показатели работы соседних реагирующих скважин и уменьшить суммарный дебит нефти по объекту.

Наиболее близким к предлагаемому является способ регулирования разработки нефтяной залежи [Пат. 2144133 РФ, МКИ Е 21 В 43/16, опубл. БИ 2000. - №1]. Способ включает отбор нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины, определение по всем добывающим скважинам коэффициента продуктивности, обводненности и забойного давления и по всем нагнетательным скважинам величины коэффициента приемистости и забойного давления, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, причем все добывающие и нагнетательные скважины с учетом их местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности, коэффициентов приемистости разделяют на самостоятельно работающие ячейки и по выделенным ячейкам совместно работающих и добывающих и нагнетательных скважин осуществляют увеличение добычи нефти.

Достоинством способа является учет взаимодействия скважин в ячейке.

К недостаткам способа относится то, что разделение залежи на самостоятельно работающие ячейки в пределах одного геологического тела не является эффективным из-за наличия гидродинамической связи между ними. Выделение ячеек с учетом местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности, коэффициентов приемистости скважин содержит большую степень приближения. Интерференция скважин, расположенных в соседних ячейках, не учитывается. Все эти факторы приводят к тому, что рассматриваемый способ регулирования разработки нефтяной залежи является недостаточно эффективным.

Технической задачей данного предложения является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности регулирования разработки нефтяной залежи при обоснованном выборе и поддержании оптимальных забойных давлений добывающих и нагнетательных скважин с учетом интерференции скважин и неоднородности пласта.

Поставленная задача достигается описываемым способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин, снятие кривых восстановления давления, определение фильтрационных параметров пласта. Новым является то, что для каждой из скважин, с учетом их интерференции, определяют частную производную суммарного по залежи дебита нефти по забойному давлению, затем при помощи частной производной суммарного дебита нефти по забойному давлению рассчитывают и строят зависимость суммарной добычи нефти от суммы абсолютных величин депрессии и репрессии, по характерному изгибу которой определяют и реализуют оптимальный режим технологического воздействия на залежь.

В результате использования выбранного оптимального режима технологического воздействия на залежь, рассчитанного с учетом интерференции скважин и неоднородности пласта, повышается эффективность регулирования разработки нефтяной залежи, что приводит к увеличению добычи нефти.

На чертеже показана зависимость суточной добычи нефти от суммы абсолютных величин депрессии и репрессии на примере участка Березовской площади Ромашкинского месторождения

Способ осуществляется в следующей последовательности.

Отбирают нефть из добывающих скважин и закачивают воду в нагнетательные скважины. Поддерживают забойное давление у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта. Производят замер технологических параметров работы скважины - дебита, обводненности, забойного давления. Для каждой из скважин снимают кривую восстановления давления при постоянном режиме работы соседних скважин. По кривой восстановления давления рассчитывают гидропроводность пласта в пределах контура питания скважины. Отдельно выделяют скважины, которые не взаимодействуют с окружающими соседними скважинами.

Далее для каждой скважины рассчитывают частную производную суммарного дебита нефти залежи или участка по забойному давлению. Для этого вначале подсчитывают суммарный по залежи дебит при некоторых заданных забойных давлениях скважин. В одной из скважин меняют забойное давление на некоторую малую величину при неизменных забойных давлениях других скважин и вновь подсчитывают суммарный дебит по залежи или участку. Отношение приращения суммарного дебита к приращению забойного давления является искомой производной. Данный параметр является константой при условии линейной фильтрации. По знаку производной делают вывод о необходимости повышения или понижения забойного давления в рассматриваемой скважине. Абсолютная величина производной характеризует уровень эффективности изменения режима данной скважины. Если производная стремится к нулю, то смена забойного давления этой скважины практически не сказывается на суммарном дебите.

Расчеты выполняют для всех скважин нефтяной залежи или выбранного на ней участка с помощью следующих приближенных уравнений, учитывающих интерференцию скважин в неоднородном пласте с произвольным контуром питания:

Потери давления за счет работы окружающих скважин Р _di определяют согласно уравнений:

где PI - коэффициент продуктивности, Р_пл-Р _d - пластовое давление по кривой восстановления (падения) давления, Р_з - забойное давление, Q - дебит по жидкости, - гидропроводность, r - расстояние между скважинами, R - радиус контура питания скважины.

Для определения дебита по нефти используют следующую формулу:

где W - обводненность, Q_н - дебит нефти.

Взаимовлияние режимов работы скважин приводит к необходимости использования итерационных методов при расчете дебитов по известным забойньм давлениям.

Уравнение (2), записанное для одной скважины, отличается от известных аналитических зависимостей, учитывающих интерференцию скважин [Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. - М.: Недра, 1993. - с.109., Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. - М.: Недра, 1996. - с.187.]:

где Р - давление в скважине, Р_k - давление на контуре, R_k - радиус удаленного контура питания.

Уравнение (4) справедливо только для однородного пласта с постоянной гидропроводностью и круговым удаленным контуром питания, что далеко от действительности и приводит к значительной погрешности расчетов. Для учета зональной неоднородности пласта в работе [Салехов Г.С. К определению давления в неоднородных пластах нефтяных месторождений. Т.9. - Казань: Изд-во Казан, филиала АН СССР, 1956, С.49-52.] предлагается вместо постоянной гидропроводности использовать квадратный корень из произведения гидропроводности в рассматриваемой и соседних скважинах . Применяя эту идею были получены приближенные зависимости (2), которые учитывают интерференцию скважин в неоднородном пласте с произвольным контуром питания. При этом принималось, что воронка депрессии (репрессии) за счет работы рассматриваемой скважины пренебрежимо мала за пределами соседних скважин. Это допущение согласуется с известными практическими результатами, свидетельствующими о том, что влияние закачки (отбора) в основном испытывают ближайшие скважины. Поэтому вместо радиуса удаленного контура питания залежи используется радиус контура скважины. Смена граничных условий привела и к смене знака перед знаком суммы.

Для пилотного участка получено хорошее совпадение результатов по формулам (1)-(3) с гидродинамическим моделированием при помощи пакета Landmark. Так, при остановке окружающих скважин благодаря повышению динамического пластового давления и увеличению депрессии дебит в рассматриваемой скважине при неизменном забойном давлении увеличился в обоих случаях в 3,7 раза.

Аналогичный подход с использованием частной производной суммарного дебита по забойному давлению можно осуществлять при моделировании с помощью постоянно действующих геолого- гидродинамических моделей. В этом случае увеличивается время счета, но учитываются геологические особенности объекта, а также зависимость обводненности от времени и депрессии.

После определения производной суммарного дебита по забойному давлению рассчитывают новые режимы работы скважин согласно уравнения:

где - некоторый задаваемый шаг, m+1, m - номер шага.

Используя метод прогонки, определяют зависимость суммарной добычи нефти по залежи от суммы абсолютных величин депрессии и репрессии. При этом задают ограничения для забойных давлений добывающих и нагнетательных скважин, которые не должны выходить за рамки давления насыщения нефти газом и давления гидроразрыва пласта. Определение этих предельно-допустимых давлений представляет отдельную задачу.

Далее строят график суммарной добычи нефти по залежи от суммы абсолютных величин депрессии и репрессии (фиг.1), на котором выделяют характерный изгиб. Увеличение суммы абсолютных величин депрессии и репрессии приводит к росту добычи нефти, однако темпы роста имеют характерный изгиб. Его появление вызвано тем, что наибольший прирост добычи в первую очередь дают скважины с максимальным по модулю значением производной. Далее влияние на прирост добычи оказывают скважины с меньшей абсолютной величиной производной. Прирост добычи нефти существенно замедляется, объемы закачиваемой воды и добываемой продукции продолжают расти. Наиболее оптимальным технологическим воздействием на залежь являются режимы работы скважин, которые соответствуют характерному изгибу кривой.

Результаты расчетов будут более точными для малорасчлененных пластов с гидродинамической связью между ними.

Пример расчетов для однопластового участка Березовской площади Ромашкинского месторождения приведен в таблице 1. Предельно-допустимые забойные давления для добывающих скважин равны 9,2 МПа, для нагнетательных - 37 МПа. Как видно из фиг.1, для рассматриваемого случая оптимальным является поддержание таких расчетных забойных давлений (табл. 1), которые соответствуют суммарной добыче нефти около 343 т/сут., что позволит увеличить добычу нефти по участку на 137 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет увеличить суммарную добычу нефти залежи или ее участка за счет повышения точности определения и реализации оптимальных технологических режимов работы каждой скважины залежи или ее участка.

Таблица 1 Технологические параметры работы скважин до и после оптимизации
№ скв.	Производная, м3/сут./МПа	Обвод-ненность д. ед.	Дебит жидкости (приемистость1), м 3/сут.		Дебит нефти, м 3/сут.		Забойное давление, МПа
			до	после	до	после	до	после
1	2	3	4	5	6	7	8	9
8093	0,0000		-472	-472			25,8	25,8
8094Д	-0,0004	0,08	2.8	1,3			6,8	10,3
8116	0,0001		-50	-50			25,5	25,5
11701	-0,0084	0,07	4,6	8.8	4,3	8,2	13,8	12,8
12236	-0,0016	0,09	4,2	1,6	3,8	1,5	6,9	10,1
12237	-0,0018	0,08	1,0	закр 2	0,9	закр	6,0	закр
12238	-0,0015	0,05	5,0	1,2	4,8	1,1	6,2	10,2
12239	0,0016		-80	-82			29,5	29,6
12241	0,0000		-1	-1			26,4	26,4
12242	-0,0003	0,71	2,5	2,4	0,7	0,7	9,6	9,6
13450	0,0038		-12	-14			25,8	26,2
13451	0,0004		-3	-2,4			28,0	28.1
13452	-0,0021	0,05	7,9	6,3	7,5	6,0	8,7	10,1
13483	0,0000		-1	-1			25,6	25,6
13488	-0,0049	0,06	12,0	2,7	11,3	2,6	6,8	9,7
13495	0,0000	0,9	2,0	2,1	0,2	0,2	14,0	14,0
13496	-0,0003	0,06	1,4	0,9	1,3	0.8	7.6	10,3
13497	-0,0053	0,8	7,3	16,5	1,5	3,3	13,7	13,1
13498	-0,0003	0,05	1,5	0,6	1,4	0,5	8,2	10.3
13546	0,0001		-8	-8			28,5	28,5
13547	0,0000		-67	-67			28,5	28,5
13566	0,0004		-20	-21			28,0	28,0
13593	-0,0077	0,25	9,0	12.3	6,8	9,2	10,2	9,5
13595	-0,0004	0,16	1,0	0,1	0,8	0,0	5,6	10.3
21531	0,0044		-78	-91			25,7	26,2
21532	-0,0039	0,15	10,5	14,1	8,9	11,9	10,5	10,0
21533	0,0127		-141	-242			25,9	27,4
21552	0.0002		-2	-2			28,7	28,8
21553	-0,0034	0,4	4,6	4,9	2,8	3,0	9,6	9,5
21555	-0,0003	0,15	1.0	0,4	0,9	0,4	6,8	10,3
21556	0,0005		-63	-62			27,0	27,1
21577	-0,0220	0,07	13,0	43,9	12,1	40,8	11,7	9.5
21578	0,0000		-5	-5			31,0	31,0
21580	-0,0087	0,05	15,7	15,6	14,9	14,8	9,2	9,5
21581	0,0065		-100	-144			25,7	26,5
21582	-0,0015	0,15	0.7	Закр	0,6	закр	7,4	закр
21583	-0,0013	0,12	1,8	Закр	1,6	закр	8,5	закр
1 знак «-» указывает на приемистость нагнетательной скважины, 2 закр - закрытие скважины.

1	2	3	4	5	6	7	8	9
21584	-0,0643	0,08	15,7	75,3	14,4	69,3	11,2	9,5
21742	-0,0046	0,2	18,6	19,5	14,9	15,6	10,2	9,7
21743	0,0007		-75	-73			27,6	27,7
21744	-0,0043	0,06	5,5	5,9	5,2	5,6	9,6	9,5
21745	0,0040		-141	-159			27,7	28,2
21746	-0,0100	0,06	18,5	26,2	17,4	24,6	12,1	10,9
21747	-0,0061	0,06	11,1	13,7	10,4	12,9	11,2	10,5
21748	0,0002		-5	-5			28,3	28,4
21757	-0,0027	0,05	8,8	6,3	8,4	6,0	7,9	10,0
21758	-0,0052	0,2	6,5	0.3	5,2	0,2	7,7	9,7
21759	0,0010		-4	-3			26,1	26,2
21760	-0,0001		-14	-13			25,8	25,8
21761	0,0012		-4	-5			25,7	25,8
21762	-0,0170	0,1	18,4	38,0	16,6	34,2	11,8	9,8
21763	-0,0028	0,75	15,0	18,3	3,8	4,6	15,6	15,3
21764	-0,0386	0,3	7,2	81,6	5,0	57,1	12,4	9,5
21765	0,0044		-24	-37			25,7	26,2
21766	0,0010		-14	-13			26,5	26,6
21767	-0,0012	0,12	4,5	закр	4,0	закр	8,6	закр
21769	0,0001		-23	-23			30,8	30,8
21771	-0,0045	0,06	9,1	6,4	8,6	6,0	7,9	9,8
21773	-0,0003	0,42	3,0	1,6	1,7	0,9	5,4	10,3
21774	0,0001		-12	-12			26,7	26,7
21784	0,0001		-28	-28			25,9	25,9
21796	0,0080		-141	-175			28,0	29,0
25299	-0,0010	0,05	0,9	закр			8,0	закр
25300	0,0012		-20	-21			28,0	28,2
					206	343