способ разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение за заданный интервал времени дебита скважин по нефти, жидкости и воде, определение показателя Херста системы поддержания пластового давления, определение коэффициента компенсации отбора жидкости, сравнение его с проектным значением, определяют пороговое значение дебита нефти и воды, сравнивают дебиты каждой скважины с пороговым значением, разделяют скважины на четыре группы: на высокодебитные по нефти и воде, на высокодебитные по нефти и низкодебитные по воде, высокодебитные по воде и низкодебитные по нефти, низкодебитные по нефти и по воде, определяют по каждой скважине дискриминанты для нефти - D_H и для воды - D_в из зависимостей:





где а, в, с - постоянные, которые находят методом наименьших квадратов;

Q_н, Q_в - накопленная добыча нефти, воды, м³/сут;





регулируют режимы добывающих скважин первых трех групп и нагнетательных скважин, при этом при значении коэффициента компенсации меньше проектного и показателе Херста меньше 0,4 увеличивают объемы закачки воды через нагнетательные скважины, а отбор жидкости из добывающих скважин регулируют по дискриминантному критерию, причем при дискриминанте по нефти больше нуля и дискриминанте по воде меньше нуля ограничивают отбор жидкости, при дискриминанте по нефти меньше нуля и дискриминанте по воде больше нуля увеличивают отбор жидкости при условии сохранения показателя Херста больше 0,6, при значении коэффициента компенсации больше проектного и показателе Херста меньше 0,4 уменьшают закачку воды через нагнетательные скважины, ограничивают отбор жидкости при дискриминанте по нефти больше нуля и дискриминанте по воде меньше нуля и увеличивают отбор жидкости при условии достижения и сохранения показателя Херста больше 0,6, определяют местоположение застойных и слабодренируемых зон пласта с высокой остаточной нефтенасыщенностью и текущим запасом нефти, определяют взаимодействия между добывающими скважинами и между добывающими и нагнетательными скважинами, проводят геолого-технические мероприятия, в том числе мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти с учетом местоположения этих скважин в вышеуказанных зонах и взаимодействия между скважинами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу разработки нефтяной залежи с заводнением.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий определение за заданный интервал времени дебита скважин по нефти, жидкости и воде, определение показателя Херста системы поддержания пластового давления, определение коэффициента компенсации отбора жидкости как отношения объема закаченной воды через нагнетательные скважины к объему отобранной жидкости из добывающих скважин, сравнивают его с проектным значением [1].

Известный способ не учитывает того, что в процессе разработки нефтяной залежи может нарушаться оптимальность системы поддержания пластового давления, в связи с чем потребуется корректировка режима работы нагнетательных скважин, что может повлечь изменения установленных режимов работы добывающих скважин. Для реализации режимов добывающих и нагнетательных скважин потребуется проведение геолого-технических мероприятий. Для этого большое значение имеет знание местоположения застойных и слабодренируемых зон пласта и взаимодействие между скважинами.

Целью изобретения является повышение нефтеотдачи пласта и интенсификация добычи нефти.

Цель достигается тем, что способ разработки нефтяной залежи, включающий определение за заданный интервал времени дебита скважин по нефти, жидкости и воде, определение показателя Херста системы поддержания пластового давления, определение коэффициента компенсации отбора жидкости как отношения объема закаченной воды через нагнетательные скважины к объему отобранной жидкости из добывающих скважин, сравнивают его с проектным значением, определяют пороговые значения дебита нефти и воды, сравнивают дебиты каждой скважины с пороговым значением, разделяют скважины на четыре группы: на относительно высокодебитные по нефти и воде, на высокодебитные по нефти и низкодебитные по воде, высокодебитные по воде и низкодебитные по нефти, низкодебитные по нефти и по воде, определяют по каждой скважине дискриминанты по нефти D_н и по воде D _в из зависимостей;

где а, в, с - постоянные, которые находятся методом наименьших квадратов, Q_н, Q_в - накопленная добыча нефти или воды м³/сут, дискриминант

Регулируют режимы работы добывающих скважин первых трех групп, а также всех нагнетательных скважин, при этом:

- при значении коэффициента компенсации меньше проектного и показателе Херста Н меньше 0,4 увеличивают объемы закачки воды через нагнетательные скважины, а отбор жидкости из добывающих скважин регулируют по дискриминантному критерию:

- при дискриминанте по нефти больше нуля и дискриминанте по воде меньше нуля ограничивают отбор жидкости при условии сохранения показателя Херста больше 0,6;

- при дискриминанте по нефти меньше нуля и дискриминанте по воде больше нуля увеличивают отбор жидкости при условии сохранения показателя Херста больше 0,6;

- при значении коэффициента компенсации больше проектного и показателе Херста Н меньше 0,4 уменьшают закачку воды через нагнетательные скважины, а отбор жидкости из добывающих скважин регулируют по дискриминантному критерию:

- при дискриминанте по нефти больше нуля и дискриминанте по воде меньше нуля ограничивают отбор жидкости при условии сохранения показателя Херста больше 0,6;

- при дискриминанте по нефти меньше нуля и дискриминанте по воде больше нуля увеличивают отбор жидкости при условии сохранения показателя Херста больше 0,6.

Определяют местоположение застойных и слабодренируемых зон пласта с высокой остаточной нефтенасыщенностью и текущим запасом нефти [2]. Определяют взаимодействия между добывающими скважинами и между добывающими и нагнетательными скважинами, для обеспечения установленных режимов работы скважин проводят геолого-технические мероприятия, в том числе мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти с учетом местоположения этих скважин в вышеуказанных зонах и взаимодействия между скважинами.

Способ осуществляется следующим образом

На разрабатываемой нефтяной залежи месторождения за весь период эксплуатации по всему фонду скважин месторождения или по скважинам блока или участка месторождения определяют дебиты скважин по жидкости, нефти и воде с интервалом, преимущественно, в один месяц.

Определяют показатель Херста системы поддержания пластового давления из следующей зависимости

где Н- показатель Херста,

а - постоянная,

- рассматриваемый интервал времени мес.,

R - размах - разница между максимальными (max X(t, )) и минимальными значениями (min X(t, )), X(t, ) - накопленные отклонения - разность между текущими Q(t) и средним значением Q_cp объемов закачки за рассматриваемый интервал времени,

S - среднеквадратичное стандартное отклонение

Логарифмируя обе части уравнения (1), строят график в логарифмических координатах. По углу наклона прямой находят параметр Херста Н.

Определяют коэффициент компенсации (К_к), преимущественно, с интервалом в 1 месяц как отношение объема закачки воды через нагнетательные скважины к объему отбираемой жидкости из добывающих скважин и сравнивают его с проектным значением (К_п).

Определяют пороговое значение дебита нефти и воды. Для этого по всем анализируемым скважинам (N) определяют среднемесячный дебит нефти и воды. Ранжируют данные дебиты по убыванию.

Вычисляют суммы дебитов по всем скважинам по нефти (Q_н ) и по воде (Q_в), определяют в % суммарную долю дебитов нефти i-ых скважин по отношению к суммарному дебиту (Q_н ) - М_%, определяют в % доли i-ых скважин по отношению к общему количеству скважин (N) - N_%. Как только у первого же ранга величина М_%+N_% достигнет 100% и более, то дебит нефти, соответствующий этому рангу, будет пороговым дебитом нефти (Q_нп).

Аналогично определяют пороговый дебит для воды (Q_вп).

Результаты расчетов, проведенных на объекте со 119 добывающими скважинами показал, найдены две определяющие величины М_% =69, N_%=31, соответствующие рангу N_п=39, а также пороговый дебит нефти 185 т и воды 2717 куб.м.

В I группу входят скважины с дебитом по нефти больше порогового - 185 т, но у которых дебит по воде больше порогового - 2717куб.м (высокодебитные по нефти и воде).

Во II группу входят все скважины с высокими дебитом нефти, но с дебитом воды менее или равным 2717 т. (высокодебитные по нефти и низкодебитные по воде).

дебит нефти	дебит воды	ранг	% от общ. кол-ва скв.	% от сумм. доб. нефти	Сумма M+N
1160	1189	1	0.8%	4.82%	5.67%
1107	3320	2	1.7%	9.43%	11.11%
1085	5774	3	2.5%	13.94%	16.46%
...	....	....	....	.....	....
201	417	37	31.1%	67.23%	98.32%
185	954	38	31.9%	67.998%	99.93%
185	3048	39	32.8%	68.767%	101.54%
дебит нефти	дебит		% от общ. кол-ва скв.	% от сумм. доб. воды	Сумма M+N
воды	ранг
129	8553	1	0,8%	3,0%	3,9%
253	7967	2	1,7%	5,9%	7,5%
277	7526	3	2,5%	8,5%	11,0%
.....	.....	....	.......	......	....
103	2889	40	33,6%	62,3%	95,9%
220	2817	41	34,5%	63,3%	97,7%
211	2720	42	35,3%	64,2%	99,5%
173	2717	43	36,1%	65,2%	101,3%

Распределяют скважины по группам:

1.скважины высокодебитные по нефти и по воде -

Q_н>Q_нп Q_в>Q _вп

2. скважины высокодебитные по нефти и низкодебитные по воде -

Q_н>Q _нп Q_в<Q_вп

3.скважины высокодебитные по воде и низкодебитные по нефти -

Q_н<Q_нп Q_в>Q_вп

4. скважины низкодебитные по нефти и по воде -

Q_н<Q_нп Q_в <Q_вп

Определяют по каждой скважине дискриминанту по нефти D_н и по воде D_в из уравнений;

где а, в, с - постоянные, которые находятся методом наименьших квадратов Q_н, Q_в - накопленная добыча нефти или воды м³/сут, дискриминант D=(b ²-4ас)/2а.

Регулируют режимы работы добывающих скважин первых трех групп и нагнетательных скважин, при этом при значении коэффициента компенсации меньше проектного и показателе Херста меньше 0,4 увеличивают объемы закачки воды через нагнетательные скважины, а отбор жидкости из добывающих скважин регулируют по дискриминантному критерию, причем при дискриминанте по нефти больше нуля и дискриминанте по воде меньше нуля ограничивают отбор жидкости, при дискриминанте по нефти меньше нуля и дискриминанте по воде больше нуля увеличивают отбор жидкости при условии сохранения показателя Херста больше 0,6, при значении коэффициента компенсации больше проектного и показателе Херста меньше 0,4 уменьшают закачку воды через нагнетательные скважины, ограничивают отбор жидкости при дискриминанте по нефти больше нуля и дискриминанте по воде меньше нуля и увеличивают отбор жидкости при условии достижения и сохранения показателя Херста больше 0,6.

Определяют местоположение застойных и слабодренируемых зон нефтяного пласта с высокой остаточной нефтенасыщенностью и текущим запасом нефти [2]. Для этого определяют коэффициенты дренируемости залежи скважинами. Строят карты дренируемости нормированных удельных отборов для нефти и воды, карты текущей нефтенасыщенности и текущих запасов нефти. На всех этих картах выделяют слабодренируемые и застойные зоны, сравнивают выделенные зоны на всех картах и за слабодренируемые застойные зоны принимают участки пласта, совпадающие на всех картах. Карты дренируемости нормированных удельных отборов выявляют характер и степень выработки залежи, выявляют застойные и слабодренируемые зоны, содержащие остаточную нефть, и зоны, не способные принимать необходимые объемы воды или слабо охваченные заводнением.

Определяют взаимодействие между добывающими скважинами и между добывающими и нагнетательными скважинами.

Для реализации устанавливаемых режимов работы добывающих и нагнетательных скважин проводят геолого-технические мероприятия, в том числе мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти, с учетом местоположения этих скважин в вышеуказанных зонах и взаимодействия между скважинами.

Периодически повторяют вышеуказанные операции способа.

Источники информации

[1] Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений. - М.: «Недра», 2004 (с.144).

[2] Патент РФ № 2105136, Е21В 43/00, 1998.