Способ разработки многопластового нефтяного месторождения с большим количеством скважин и с продолжительным сроком эксплуатации

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может найти применение при разработке объектов с большим количеством скважин и продолжительным сроком эксплуатации. Обеспечивает повышение точности расчета количества остаточных запасов нефти для выбора мероприятий по каждой скважине и каждому пласту. Сущность изобретения: по способу создают имитационную систему из иерархически взаимосвязанных элементов. Базовым элементом является поле удельных площадей. Его строят путем отнесения узлов расчетной сетки к ближайшей скважине. Все геолого-географические параметры в пределах каждой удельной площади предполагают постоянными. Элемент, называемый скважина, образуют из совокупности удельных площадей, через которые проходит данная скважина. В элемент, называемый пласт, объединяют удельные площади, относящиеся к одному зональному интервалу. Элемент, называемый линза, составляют из изолированных друг от друга зонами неколлекторов частей пласта. Элемент, называемый геологическое тело, образуют из множества линз, гидродинамически связанных между собой через зоны слияния пластов. В элемент, называемый объект разработки, объединяют геологические тела, на которые одновременно перфорированы действующие добывающие и/или нагнетательные скважины. Из совокупности всех элементов, называемой объект разработки, образуют элемент имитационной системы, называемый залежь. Затем по имитационной системе производят автоматизированное распределение отборов нефти, воды и закачки по пластам. Вычисляют коэффициенты охвата заводнением. Определяют остаточную нефтенасыщенность и удельные остаточные запасы нефти для каждого пласта по каждой скважине. После этого выбирают метод воздействия на пласт и скважины для его реализации в зависимости от выработанности запасов нефти по площади и разрезу нефтяной залежи. 2 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт, и может быть использовано для выбора метода воздействия на пласт и скважин для его реализации.

Известен способ разработки залежи нефти, включающий разбуривание залежи, уточнение геологического строения и физических параметров продуктивных пластов, создание непрерывно действующей математической модели с учетом полученных данных и выбор мероприятий по повышению эффективности разработки исходя из количества остаточных запасов нефти по каждой скважине по каждому пласту [см. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под ред. Ш.К.Гиматудинова, М.: Недра, 1983, с. 188-196; Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00, М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 2000, 130 с.].

Достоинством данных способов является то, что для воздействия на пласт из большого количества возможных вариантов выбирают наиболее оптимальные мероприятия и скважины для их реализации с оценкой эффективности каждого из вариантов на постоянно действующей геолого-технологической модели нефтяного месторождения.

Недостатком данных способов является то, что в силу неоднозначности решения уравнений математической модели не удается полностью моделировать весь процесс разработки по каждой скважине, по каждому пласту для многопластовых объектов с большим количеством скважин и с продолжительным сроком эксплуатации. Вследствие этого модель месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, содержит значительные погрешности, снижающие качество выбираемых мероприятий по повышению эффективности разработки.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение скважин, закачку воды через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, создание имитационной системы на основе изменяемой на каждый момент времени гидропроводности пласта, проницаемостной неоднородности и прерывистости, с помощью которых достигается соответствие расчетных и фактических значений обводненности, добычи нефти и вычисляются остаточные запасы нефти [см. Патент РФ 2055981, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи, 25.03.93].

Достоинством данного способа является то, что он позволяет учитывать динамику изменения состояния разработки нефтяной залежи во времени и с учетом каждого изменения выбрать тот метод воздействия, который необходим на данный момент времени.

Недостатком данного способа является то, что на каждый момент времени уравнения имитационной системы имеют собственные коэффициенты, не связанные с коэффициентами предыдущих моментов времени. В силу этого имитационная система на каждый момент времени не отражает предысторию разработки и не позволяет с достаточной точностью прогнозировать остаточные запасы нефти. Поэтому для многопластовых месторождений с большим количеством скважин и с продолжительным сроком эксплуатации выбор мероприятий на перспективу по повышению эффективности разработки производится с большой погрешностью.

Технической задачей изобретения является увеличение эффективности разработки залежи путем повышения точности расчета количества остаточных запасов нефти для выбора мероприятий по каждой скважине и каждому пласту.

Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим бурение скважин, закачку воды через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, создание имитационной системы многопластового объекта, расчет количества остаточных запасов нефти по каждой скважине по каждому пласту, выбор метода воздействия на пласт в зависимости от выработанности запасов нефти по площади и разрезу нефтяной залежи.

Новым является то, что имитационную систему создают из иерархически взаимосвязанных элементов, базовым из которых является поле удельных площадей, которое строят путем отнесения узлов расчетной сетки к ближайшей скважине, причем все геолого-геофизические параметры в пределах каждой удельной площади предполагают постоянными; элемент - скважина образуют из совокупности удельных площадей, через которые проходит данная скважина; в элемент - пласт объединяют удельные площади, относящиеся к одному зональному интервалу; элементы - линза составляют из изолированных друг от друга зонами неколлекторов частей пласта; элемент - геологическое тело образуют из множества элементов линза, гидродинамически связанных между собой через зоны слияния пластов; элемент - объект разработки составляют из множества геологических тел, которые гидродинамически связаны между собой перфорированными на них действующими добывающими и/или нагнетательными скважинами; из совокупности всех элементов - объект разработки образуют элемент имитационной системы - залежь; затем по имитационной системе производят автоматизированное распределение отборов нефти, воды и закачки по пластам; вычисляют коэффициенты охвата заводнением, определяют остаточную нефтенасыщенность и удельные остаточные запасы нефти для каждого пласта по каждой скважине; после этого выбирают метод воздействия на пласт и скважины для его реализации в зависимости от выработанности запасов нефти по площади и разрезу нефтяной залежи.

Имитационная система комплексно взаимоувязывает все геолого-промысловые данные по залежи, накопленные в процессе ее разбуривания, освоения и эксплуатации. Количество базовых элементов имитационной системы - удельные площади равно суммарному количеству вскрытий пластопересечений скважинами. В силу этого по критерию "максимальная подробность при минимальном количестве элементов" она является оптимальной для многопластовых объектов с большим количеством скважин и с длительной историей разработки. Поэтому данная имитационная система позволяет более точно определить количество остаточных запасов нефти по каждой скважине по каждому пласту. В результате чего повышается эффективность выбора метода воздействия на пласт и в конечном счете объемы добычи нефти.

На фиг. 1 и 2 схематично представлена последовательность создания имитационной системы многопластового нефтяного объекта с иерархически взаимосвязанными элементами, условно названными "Удельная площадь", "Скважина", "Линза", "Пласт", "Геологическое тело", "Объект разработки", "Залежь". В нефтяной объект пробурено 9 скважин. Скважины 2, 4, 6 являются действующими добывающими, скважины 1, 9 - действующими нагнетательными. Они вскрывают 7 пластов с индексами А, Б1, Б2, Б3, В, Г, Д. Пласты содержат 14 изолированных друг от друга зонами неколлекторов линз. Эти линзы согласно зонам слияния пластов объединяют в 6 тел. Действующая нагнетательная скважина 1 и действующая добывающая скважина 2 перфорированы на тела 1 и 4, поэтому их объединяют в объект разработки 1. Действующие добывающие скважины 4 и 6 перфорированы на тела 2 и 5. В силу этого эти тела объединяют в объект разработки 2. Действующая нагнетательная скважина 9 перфорирована на тела 3 и 6, поэтому их объединяют в объект разработки 3. Элемент имитационной системы - залежь образуют из совокупности этих трех элементов - объект разработки.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

Предлагаемый способ рассмотрен на примере участка многопластовой залежи нефти. Скважины вскрыли многопластовый прерывистый объект. Пласты площадного распространения были перфорированы на действующих добывающих скважинах для отбора нефти и на действующих нагнетательных скважинах - для интенсификации добычи (объекты 1-го типа). В прерывистых пластах, не связанных с нагнетательными скважинами, отбор осуществлялся в естественном режиме через перфорированные на них действующие добывающие скважины (объекты 2-го типа). Для отбора нефти в линзах, вскрытых единичными скважинами, для повышения пластового давления в скважину осуществлялась предварительная закачка реагентов (объекты 3-го типа) с последующим отбором продукции из линз по тем же скважинам по технологии "закачка-отбор".

В процессе эксплуатации месторождения из-за обводнения часть пластов была изолирована. В некоторых скважинах в разработку были подключены перфорацией дополнительные пласты. Для интенсификации добычи нефти производились обработки призабойных зон добывающих скважин. В нагнетательные скважины для повышения нефтеизвлечения пластов производилась закачка реагентов. Производился отбор продукции из пластов. Для целенаправленного применения геолого-технологических мероприятий по повышению эффективности разработки месторождения производилось построение имитационной системы. Для построения имитационной системы использовали весь геолого-промысловый материал и результаты лабораторных исследований скважин, представленные в табл. 1.

Базовый элемент имитационной системы - поле удельных площадей построили путем отнесения узлов расчетной сетки к ближайшей скважине. Все геолого-геофизические параметры в пределах каждой удельной площади взяты постоянными. Из совокупности удельных площадей, через которые проходит данная скважина, создали элемент - скважина. Подобным образом построили остальные элементы системы. При этом элемент - пласт определяли как совокупность удельных площадей, относящихся к одному зональному интервалу. Из изолированных друг от друга зонами неколлекторов частей элемента - пласт составили элементы - линза. Из множества элементов - линза, гидродинамически связанных между собой через зоны слияния пластов, создали элементы - геологическое тело. Элементы - объект разработки составили из множества геологических тел, которые гидродинамически связаны между собой перфорированными на них действующими добывающими и/или нагнетательными скважинами. Из совокупности всех элементов - объект разработки образовали элемент имитационной системы - залежь [см. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Юсупов P.M., Ахметзянов P.P., Латифуллин Ф.М., Петухов А.Г. Методология и технология применения математических методов и средств вычислительной техники для анализа и прогноза разработки нефтяных месторождений в АО "Татнефть" // Сборник трудов Международного симпозиума по применению математических методов и компьютеров в геологии, горном деле и металлургии. Дубна, 1996, с.285-296].

Затем имитационная система выполнила автоматизированное распределение отборов нефти, воды и закачки по пластам. Для этого сначала осуществили автоматическое распределение отборов жидкости и закачки. При автоматическом распределении отборов жидкости и закачки имитационная система учитывала следующие параметры: перфорация, изоляция пластов; класс коллектора, толщина, проницаемость; тип разреза (однородный, смешанный); размер линзы (небольшая, средняя, крупная); количество перфорированных в данную линзу добывающих скважин; количество перфорированных в данную линзу нагнетательных скважин и ряд параметров настройки алгоритмов, подобранных эмпирически.

При автоматическом распределении отборов воды по каждому перфорированному пласту имитационная система анализировала возможные источники поступления воды: закачиваемая вода от нагнетательных скважин, краевая (законтурная) вода и подошвенная вода.

С использованием лабораторных данных определили основные параметры вытеснения нефти водой, начальные и конечные величины нефтенасыщенности.

Затем для каждого пласта, по каждой скважине имитационная система вычислили коэффициенты охвата заводнением. На нагнетательных скважинах коэффициент охвата установили пропорционально коэффициенту промывки: где i - порядковый номер скважины, j - порядковый номер пласта; К_oxij - коэффициент охвата, д.е.; Q_накij ^зак - объем накопленной закачки, м³; V_порij- объем пор, м³; α - поправочный коэффициент, д.е.

На добывающих скважинах коэффициент охвата установили в зависимости от обводненности и фазовых проницаемостей по формуле [см. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. -М.: Недра, 1973, 283 с.]: K_oxij = f_ij/(Θ•μ•(1-f_ij)+f_ij), где f_ij- обводненность продукции, д.е.; Θ- отношение фазовых проницаемостей нефти и воды, д.е.;
μ - отношение вязкостей нефти и воды, д.е.

Остаточная нефтенасыщенность определяется по формуле:
S_остij=K_охij•S_конij+(1-K_охij)•S_ггдij,
где S_остij -остаточная нефтенасыщенность, д.е.;
S_ггдij - начальная нефтенасыщенность по геолого-геофизическим данным, д. е.

Далее для каждой скважины по каждому пласту вычислили удельные остаточные балансовые запасы нефти по формуле:
Z^бал_остij = ρ_н•γ_н•H_ij•P_ij•S_остij•U_ij
где Z_остij ^бал - удельные остаточные балансовые запасы, т;
ρ_н - плотность нефти, т/м³;
γ_н - пересчетный коэффициент нефти, д.е.;
H_ij - начальная нефтенасыщенная толщина, м,
P_ij - пористость, д.е.;
U_ij - удельная (приходящая i-й скважине по j-му пласту) площадь, м².

После чего путем суммирования по всем скважинам, по всем пластам выполнили подсчет остаточных запасов нефти в целом по объекту и проверили условие материального баланса:
Z_ост ^бал=Z_нач ^бал-Q_нак ^неф,
где Z_ост ^бал - остаточные балансовые запасы в целом по объекту, т;
Z_нач ^бал - начальные балансовые запасы в целом по объекту, т;
Q_нак ^неф - накопленная добыча нефти в целом по объекту, т.

Путем подбора зависимостей коэффициента охвата от обводненности по фактическим данным для каждого пласта, дифференцированно по классам коллекторов, многократными перерасчетами остаточных запасов нефти на имитационной системе достигли выполнения условия материального баланса с заданной точностью.

После этого метод воздействия на пласт и скважины для его реализации выбрали в зависимости от выработанности запасов нефти по площади и разрезу нефтяной залежи.

Для сопоставления точности определения количества остаточных запасов нефти по каждой скважине по каждому пласту выполнили расчеты по известному способу (по 3-мерной модели) и по имитационной системе прототипа. Максимальные отклонения расчетных параметров от фактических по этим методам и по предлагаемому способу приведены в табл. 2.

Как видно по табл. 2, погрешность расчетов по отдельным скважинам по предлагаемому способу существенно ниже, что позволяет выбрать более эффективный метод воздействия на пласт и увеличить объемы добычи нефти. Согласно расчетам, проведенным по прототипу, бурение дополнительной скважины на анализируемом участке месторождения не предлагалось из-за незначительных остаточных запасов. Расчеты по предлагаемому способу показали на целесообразность бурения дополнительной скважины. Фактически пробуренная скважина дала рентабельную добычу нефти.

Формула изобретения

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения с большим количеством скважин и с продолжительным сроком эксплуатации, включающий бурение скважин, закачку воды через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, создание имитационной системы на основе параметров пласта и процесса разработки для выбора метода воздействия на пласт в зависимости от выработанности запасов нефти, отличающийся тем, что имитационную систему создают из иерархически взаимосвязанных элементов, базовым из которых является поле удельных площадей, которое строят путем отнесения узлов расчетной сетки к ближайшей скважине, причем все геолого-географические параметры в пределах каждой удельной площади предполагают постоянными; элемент - скважина образуют из совокупности удельных площадей, через которые проходит данная скважина; в элемент - пласт объединяют удельные площади, относящиеся к одному зональному интервалу; элемент - линза составляют из изолированных друг от друга зонами неколлекторов частей пласта; элемент - геологическое тело образуют из множества элементов линза, гидродинамически связанных между собой через зоны слияния пластов; в элемент - объект разработки объединяют геологические тела, на которые одновременно перфорированы действующие добывающие и/или нагнетательные скважины; из совокупности всех элементов - объект разработки образуют элемент имитационной системы - залежь; затем по имитационной системе производят автоматизированное распределение отборов нефти, воды и закачки по пластам; вычисляют коэффициенты охвата заводнением, определяют остаточную нефтенасыщенность и удельные остаточные запасы нефти для каждого пласта по каждой скважине; после этого выбирают метод воздействия на пласт и скважины для его реализации в зависимости от выработанности запасов нефти по площади и разрезу нефтяной залежи.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4