Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность вытеснения нефти химреагентами (ХР) при обводненности добывающих скважин 40 - 98% в зонах с остаточной нефтенасыщенностью (НН), превышающей на 0,1 НН в зонах действующих нагнетательных скважин (НС). Для осуществления способа предварительно бурят проектное число НС и добывающих скважин. Производят заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность. Далее определяют неоднородные зоны, частично выработанные при заводнении. Для этого создают имитационную систему, отражающую движение в пластах горных пород нефти, воды, ХР и воспроизводящую процесс разработки залежи. Система строится на основе идентификации ее параметров - гидропроводности пласта и фазовых проницаемостей для нефти и воды. Затем устанавливают положение зон с различной остаточной НН для закачки вытесняющего ХР. Для этого производится выдача на печать ЭВМ-карт текущей и конечной НН, по которым выделяют зоны, имеющие низкий охват заводнением. В этих зонах НН на 0,1 выше НН в зонах действующих НС. Далее с помощью имитационной системы определяют пути максимального вовлечения зон с низким охватом в разработку. Для этого изменяют систему расстановки скважин и бурят дополнительные скважины в этих зонах. Затем заканчивают в НС выбранный наиболее эффективный ХР. 9 табл.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных залежей с неоднородными пластами коллекторами при заводнении и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Целью изобретения является повышение эффективности вытеснения химреагентами при обводненности добывающих скважин 40-98% в зонах с остаточной нефтенасыщенностью, превышающей на 0,1 нефтенасыщенность в зонах действующих нагнетательных скважин. Сущность способа заключается в том, что зоны недостаточной выработанности определяют с помощью математической модели (имитационной системы), отражающей движение в пластах горных пород нефти, воды и химреагента. Математическая модель строится на основе идентификации параметров системы и процесса заводнения по данным предшествующей эксплуатации залежи, что существенно повышает точность прогнозирования зон с низким охватом и позволяет оценить эффективность применения химреагентов при воздействии на эти зоны. Построение имитационной системы (модели) основывается на уравнениях двухфазной фильтрации в форме σ + σ -N β^*H f- + f- -Nf β^*₁HS +mH . (1) σ ·dZ₁ + f , (2) где х и у координаты плоскости напластования; t время; m пористость; К абсолютная проницаемость; μ- динамическая вязкость; σ- гидропроводность; f доля воды в потоке;
N плотность отбора (закачки);
Р давление;
β* упругоемкость пласта;
Н толщина пласта;
S водонасыщенность; индекс 1 относится к воде или водному раствору химреагента, индекс 2 нефти. Идентификации по промысловым данным подлежат параметры системы (σ) и процесса (f). Для идентификации параметра σ используется метод минимизации функционала дебита скважин по нефти и воде, т.е. минимизируется функционал уклонения (I)
I(σ) [q³_j-q^в_j(σ)]²·dt, (3) где з, в замеренное и вычисленное значения дебита;
q_j^в удовлетворяет условию
q^в_j dг_j, уравнению (1) граничным и начальным условиям
Р_r P_r(t), P_rj P_j(t),
P(x,y,t_o) P_o(x,y) (4)
Решение сведено к безусловной минимизации функционала
L (q³_j-q^в_j)²·dt+ (σ▿P)-β^*H dFdt, что приводит к условиям, накладываемым на сопряженную функцию Ψ в стационарной точке β^*H -▿(σ▿ρ),
Ψ(x,y,T) 0, Ψ/Г 0,
Ψ/Г_j= 2(q^в_j-q^з_j), P▿Ψdt 0, (5) т.е. имеет место равенство
I¹_σ P▿Ψdt 0, (6) которое положено в основу известного градиентного метода минимизации функционала уклонения I. Функция f идентифицируется методом наименьших квадратов по изменению обводненности продукции скважин по фактическим данным эксплуатации залежи и учитывается в изменении фазовых проницаемостей. Для расчетов показателей разработки используется система уравнений для вычисления методом конечных разностей. Составляется конечно-разностный аналог уравнения (1) в виде
∧(σP) β^k_ijH(P^k+_ij¹-P^k_ij)/τ_k+1, (7)
∧(σ₁P)_ij= + (P_j+1,j-P_i,j)-σ_ij(P_ij-P_i-1,j)+
+ σ_i,j+ (P_i,j+1-P_i,j)-σ_ij-1/2(P_i,j-1-P_i,j)-N_ij (8)
Для расчета нефтенасыщенности используется уравнение (2), которое записывается в конечно-разностной форме в виде
S^k+_ij¹ 1- (P^k+_ij¹-P^k_ij)S^k_ij- (σ,f,P) +
+ (σ,f,P)^k+_ij¹, (9) операторλ_ij (σ f, P_)ij определяется аналогично (8). Начальные З_н и начальные извлекаемые запасы З_о нефти определяются по формулам
3_н= mH[1-S(x,y,t)]dF₁ 3₀= mH[1-C_н-S(x,y,t)]dF
Коэффициент нефтеотдачи участка
λ , где Q_j количество нефти, добытой с участка;
Q количество нефти, поступившей в участок через его границы. С использованием приведенной имитационной системы воспроизводится процесс разработки залежи. При существующей системе расстановки добывающих и нагнетательных скважин определяются на перспективу показатели добычи нефти, воды, жидкости, текущий и конечный коэффициенты нефтеотдачи. Производится выдача на печать ЭВМ-карт текущей и конечной нефтенасыщенности, по которым выделяют зоны, имеющие низкий охват заводнением. В этих зонах нефтенасыщенность не менее, чем на 0,1 выше нефтенасыщенности в зонах действующих нагнетательных скважин. Затем с помощью имитационной системы исследуются пути максимального вовлечения в разработку зон с низким охватом, для чего изменяется система расстановки скважин, намечается ввод в эксплуатацию новых скважин, оценивается возможная дополнительная добыча нефти при применении тех или иных химреагентов. Для учета воздействия химреагента вносятся поправки в фазовые проницаемости. Охват пласта воздействием химреагента учитывается по добывающим скважинам, примыкающим к нагнетательным, в которые производится его закачка. С учетом этого выбирается наиболее эффективный химреагент и системы расстановки добывающих и нагнетательных скважин. Затем уже на реальной залежи производят все необходимые изменения системы и режима разработки: бурят дополнительные скважины, переводят в нагнетательные часть добывающих скважин, после чего закачивают выбранный химреагент. Предлагаемый способ позволяет определить зоны с низким охватом заводнением и управлять процессом разработки нефтяной залежи на поздних стадиях. Имитационная система дает возможность учесть фактическое размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади залежи, изменение системы разработки в процессе эксплуатации, технологическое ограничение закачки, форсированный отбор жидкости, отключение высокообводных скважин. П р и м е р 1. Рассмотрим применение предлагаемого и известного способов разработки на примере моделей, имитирующих реальные условия одного из опытных участков. Участок разрабатывается длительное время с помощью избирательного заводнения и к моменту закачки химреагентов (t3), насчитывал пять нагнетательных и двадцать восемь добывающих скважин. Текущая обводненность продукции составляла 54%
Сравнение известного способа и предлагаемого произведено по величине добычи нефти, рассчитанной по четырем вариантам (см.табл.1-4, графа 3). Повариантные расчеты проведены с помощью рассмотренной выше имитационной системы. В качестве известного был принят вариант без применения химреагентов, но с освоением дополнительных пяти скважин (см.табл.1); в качестве предлагаемого варианта (см.табл.2) включающий дополнительное освоение тех же пяти скважин с одновременной закачкой химреагента на основе серной кислоты (алкилсульфатной смеси). Как видно из сопоставления табл.1 и 2, при одинаковом объеме закачки воды и отборах жидкости дополнительная добыча нефти при применении предлагаемого способа составляет 316 тыс.м³. Кроме того, имеет место ограничение отбора попутно-добываемой воды в количестве 266 тыс.м³. Дополнительная добыча нефти не связана только с закачкой химреагента. Его применение при существующей системе расстановки добывающих и нагнетательных скважин (см.табл.3) по сравнению с обычным заводнением (см.табл.4) позволяет получить на данном участке лишь 188 тыс.м³ нефти и ограничить добычу воды на 369 тыс.м³. Таким образом, сопоставляя результаты математического моделирования различных вариантов разработки (см.табл.1-4), можно сделать вывод, что закачка химреагента без изменения системы разработки (см.табл.3) дает возможность получить дополнительно по сравнению с вариантом обычного заводнения (см. табл. 4) 189 тыс.м³ нефти. При разбуривании зон, не охваченных заводнением без закачки химреагента (см.табл.1), можно получить дополнительно по сравнению с заводнением (см.табл.4), уже гораздо больше нефти (351 тыс.м³). Применение предлагаемого способа разработки (см.табл.2) по сравнению с вариантом обычного заводнения (см.табл.4) позволяет получить 667 тыс.м.³ нефти. П р и м е р 2. Значение параметров пласта, полученных по данным промысловых и геофизических исследований, плохо согласуется с математической моделью. Это не позволяет достигнуть хорошей согласованности расчетных и фактических дебитов жидкости с тем, чтобы с достаточной степенью надежности иметь возможность установить зоны с низким охватом пласта заводнением и наметить эффективные способы вовлечения их в активную разработку. Проведение идентификации гидропроводности пластов по всей площади залежи позволяет добиться резкого снижения расхождения расчетных и фактических текущих дебитов жидкости. Например, по опытному участку, включающему более пятидесяти добывающих и нагнетательных скважин, расхождение расчетных дебитов жидкости было снижено со 100% (известный) до 20% по предлагаемому способу (см.табл. 5). П р и м е р 3. Предлагаемый способ включает идентификацию параметра процесса (f) по данным предшествующей эксплуатации залежи с последующей корректировкой кривых фазовых проницаемостей, полученных по лабораторным данным. Такой подход позволяет устранить систематическую погрешность вычислений, присущую известному способу. Проследим это на примере расчетов добычи нефти по Залежи N 1, включающей более 200 добывающих и нагнетательных скважин. К моменту начала прогноза (t 4) благодаря идентификации параметра f систематическая погрешность снижается с 11,5% по известному до 0,04% по предлагаемому способу (см.табл.6). П р и м е р 4. Для обоснования пределов по текущей нефтенасыщенности и обводненности продукции провели эксперименты по нефтевытеснению алкилсульфатной смесью при соотношении алкилированной серной кислоты и кубовых остатков ректификации бутанолов 2:1 (массовое) и в объеме 0,2 порового. Эксперименты проводили для условий, соответствующих девонским продуктивным пластам:
Пористость, 18-22
Проницаемость, мкм² 0,2-0,8
Начальная нефте-
насыщенность 0,75-0,80
Использовали нефть и погребенную воду соответствующего горизонта. Вытеснение нефти и продвижение оторочки производили водопроводной водой в режиме постоянного давления при скорости фильтрации 1-2 м³/сут и пластовой температуре. В табл.7 приведены данные опытов и результаты расчетов по уравнению
ΔК 80˙S_н ω^-0,35, где К прирост коэффициента нефтевытеснения по сравнению с водой,
S_н текущая нефтенасыщенность модели, дол.ед. ω- водонефтяное отношение к моменту закачки оторочки. Данные по приросту коэффициента нефтевытеснения при текущей нефтенасыщенности, равной 0,2 и отчасти (при низкой обводненности) значениям 0,3, соответствуют закачке химреагента в действующие нагнетательные скважины. Значения текущей нефтенасыщенности 0,4 и выше характерны для зон с низким охватом, определяемых имитационным моделированием, при любой обводненности продукции. Из табл.7 следует, что применение химреагента при более высокой нефтенасыщенности позволяет существенно увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения. Чем выше текущая нефтенасыщенность при заданной обводненности продукции, тем выше прирост коэффициента нефтевытеснения. При разнице нефтенасыщенности в 0,1 дол.ед. эффект от применения способа возрастает в 1,3-1,5 раза, а при различии на 0,2 дол.ед. более, чем в 2 раза. Закачка химреагента при обводненности свыше 99,5% не позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения даже при повышении текущей нефтенасыщенности в 2 раза (на 0,2 дол.ед.). Поэтому в качестве верхнего предела предлагается принять значение 98% обводненности. Нижний предел по обводненности по данным лабораторных экспериментов установить не представляется возможным, так как при обводненности ниже 50% различия в нефтенасыщенности не устанавливаются. Аналогичная рассмотренной зависимость прироста коэффициента нефтевытеснения от текущей нефтенасыщенности при одинаковой обводненности продукции прослеживается и при моделировании нефтевытеснения с использованием других химпродуктов и систем, применяемых для повышения нефтеотдачи пластов (см. табл.8). Из данных, приведенных в табл.7 и 8, следует, что эффект от применения химреагентов существенно возрастает при различии в нефтенасыщенности на 0,1 дол.ед. Поэтому в качестве нижнего предела применимости предлагаемого способа следует принять различие текущей нефтенасыщенности на 0,1 дол.ед. Конкретная величина минимальной разницы в нефтенасыщенности должна обосноваться для каждого мето- да повышения нефтеотдачи пластов и объекта его применения отдельно с учетом данных экономических расчетов. П р и м е р 5. Для обоснования области использования имитационной системы, установления зон с низким охватом заводнением, а также для оценки эффективности известного и предлагаемого способов на различных стадиях разработки были проведены повариантные расчеты на ЭВМ. Моделировались разбуривание залежи и закачка 10,45 тыс.т алкилсульфатной смеси (аналогично проведенному в описании изобретения) на три даны Т 3, 11, 17 (1981, 1988 и 1995 годы соответственно). Результаты расчетов, проведенных с учетом данных таблиц, а за десятилетний период с момента применения способа представлены в табл.9. Как следует из табл.9, при одних и тех же значениях обводненности продукции и текущей нефтенасыщенности по предлагаемому способу (III) можно добыть на 125-420 тыс.м³ нефти больше, чем при бурении дополнительных скважин в зоне с низким охватом (I) и закачке химреагентов в действующие нагнетательные скважины (II). Из табл.9 видно, что при длительных сроках разработки Т 3-17 лет во всех случаях имеет место устойчивое различие значений текущей нефтенасыщенности в различных зонах участка с нефтенасыщенностью, превышающее 0,2 дол.ед. Это свидетельствует о надежности использования данного показателя для обоснования области применения способа. Зоны с различной нефтенасыщенностью начинают формироваться при 40% обводненности продукции скважин и не меняют свое положение во времени, т.е. до обводненности 91% и выше (расчеты по всем вариантам проведены до Т 31 год). Поэтому нижней границей применимости способа по обводненности, несмотря на то, что чем раньше будет проведена закачка химреагента, тем выше будет эффект, следует считать 40% При более низких значениях обводненности способ не применим, так как идентификация фазовых проницаемостей требует устойчивого характера обводнения участка залежи не менее трех лет. Расчеты на ЭВМ показывают, что верхний предел применения указанного способа (обводненность 98%) совпадает с данными по эффективности химреагента в лабораторных условиях и соответствует обводненности, при которой производится массовое отключение добывающих скважин, что резко снижает охват пласта сеткой скважин, а следовательно, и область воздействия химреагента.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий бурение проектного числа нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта, извлечение нефти на поверхность, определение неоднородных зон, частично выработанных при заводнении, с последующим бурением дополнительных скважин в этих зонах, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности вытеснения при обводненности добывающих скважин 40 - 98% в зонах с текущей нефтенасыщенностью, превышающей на 0,1 нефтенасыщенность в зонах действующих нагнетательных скважин, создают имитационную систему на основе идентификации гидропроводности пласта и фазовых проницаемостей для нефти и воды и устанавливают положение зон с различной текущей нефтенасыщенностью для закачки вытесняющего химреагента.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7