Способ оценки охвата пласта системой разработки

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проектировании и контроле разработки нефтяных залежей. Согласно способу по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных исследований определяют пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры. По результатам гидродинамических исследований определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2. По соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки. Техническим результатом является повышение точности прогноза областей дренирования скважин и области охвата пласта разработкой, упрощение способа. 4 ил., 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проектировании и контроле разработки нефтяных залежей.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. Строят поля начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. По результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей (см. патент РФ №2166630 от 10.05.2001, кл. Е21В 49/00, Е21В 43/16).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что известным способом область дренирования скважин и охвата пласта разработкой получается завышенной. Кроме того, для разбуренных залежей построение гидродинамической модели сложный и трудозатратный процесс.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. Строят поля начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. По результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей. Дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта. Уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения. При этом учитывают коэффициенты охвата и расчлененности. По уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды (см. патент РФ №2183268 от 10.06.2002, Е21В 49/00). Данный способ принят за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого способа, - определяют проницаемость, пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, принятого за прототип, относится то, что известный способ дает недостаточно точные значения размеров области притока нефти к скважинам, вследствие того, что определение показателей производится с помощью геолого-гидродинамического (математического) моделирования, при котором жидкость перетекает из области с большим давлением в зону с меньшим давлением. Кроме того, большой объем исследовательских работ для объекта разработки в связи с необходимостью ввода в математическую модель большого объема информации, что влечет значительные материальные и трудовые затраты.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, - повышение точности прогноза областей дренирования скважин и области охвата пласта разработкой, упрощение способа.

Поставленная задача была решена за счет того, что в известном способе оценки охвата пласта системой разработки, включающем определение проницаемости, пористости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, начального пластового давления по всем объектам разработки тектонической структуры, согласно изобретению проводят гидродинамические исследования, по результатам обработки которых определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2, по соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки.

Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа - проводят гидродинамические исследования; по результатам обработки гидродинамических исследований определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2; по соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки.

Отличительные признаки в совокупности с известными позволяют повысить точность определения охвата залежи системой разработки при упрощении способа.

Предлагаемый способ поясняется чертежами, представленными на фиг. 1-4.

На фиг. 1 изображена кривая восстановления давления

На фиг. 2 показана зависимость Pс⋅t=f(t) для определения пластового давления.

На фиг. 3 представлена обработка результатов гидродинамических исследований по методу касательной

На фиг. 4 показана карта плотности запасов с радиусами дренирования скважин.

Способ оценки охвата пласта системой разработки осуществляется в следующей последовательности.

По данным геофизических исследований в скважинах (ГИС) и лабораторных исследований определяют пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры.

По результатам гидродинамических исследований скважин определяют проницаемость, пьезопроводность и время полного восстановления давления в скважине.

Пластовое давление при гидродинамических исследованиях определяют методом произведения. Для определения пластового давления методом произведений строят зависимость Pс⋅t=f(t) и находят уравнение полученной прямой.

Для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта используют один из методов обработки, например методом касательной.

Время полного восстановления давления в скважине определяют по линии тренда изменения забойного давления в конце исследования, как время, за которое давление в скважине по тренду восстановится до пластового давления.

Для охвата пласта системой разработки определяют радиусы дренирования всех скважин объекта по последнему гидродинамическому исследованию. Для определения радиусов дренирования скважин используют формулу:

где - пьезопроводность м2/с,

t - время полного восстановления давления в скважине, с.

На карту расположения скважин по площади залежи наносят значения радиусов дренирования скважин.

По полученной карте можно сделать вывод о наличии участков не вовлеченных в разработку, а соотношение суммарной площади, покрытой радиусами дренирования S1 к общей плащи залежи S2 позволит оценить охват залежи системой разработки.

Пример конкретного осуществления способа.

Пример определения радиуса дренирования скважины на примере исследования скважины №506.

Строим кривую восстановления давления (фиг. 1).

Для определения пластового давления методом произведений строим зависимость Pс⋅t=f(t) и находим уравнение полученной прямой (фиг. 2).

y=a⋅x+b=7,214⋅x-5957,2

По методу произведений пластовое давление равно коэффициенту а и составляет 7,214 МПа.

Для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта воспользуемся методом касательной. Для применения метода необходимо перестроить КВД в координатах ΔP; ln(t) (фиг. 3).

По фиг. 3 определяем коэффициенты Аквд и Вквд:

Аквд=314575 Па

Вквд=tgα=299700 Па

Определяем гидропроводность по формуле:

где kпр - коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, м2;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

μн - динамическая вязкость пластовой нефти, Па*с;

Q - дебит скважины, м3/с.

Определяем проницаемость удаленной зоны пласта по формуле:

Определяем пьезопроводность пласта:

где m - коэффициент пористости, д.ед.;

βж - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/Па;

βп коэффициент сжимаемости горной породы, 1/Па.

Время восстановления давления на забое скважины до пластового давления (Рпл) определяется по линии тренда изменения забойного давления в конце исследования, как время, за которое давление в скважине по тренду восстановится до пластового давления. Формула линии тренда конца исследования:

Рпл=0,2997⋅ln(t)+3.9475

Давление восстановится до Pпл=7,214 МПа за 54134,9 мин.

Радиус дренирования скважины равен:

Определяем радиусы дренирования всех скважин объекта, результаты представлены в таблице.

На основании полученных значений на карту плотности запасов были нанесены значения радиусов дренирования скважин (фиг. 4).

По полученной карте (фиг. 4) можно сделать вывод о том, что на объекте существуют несколько участков не вовлеченных в разработку запасов. Скважины восточной части залежи характеризуются малыми значениями радиуса дренирования. Можно сделать вывод, что не вовлеченные в разработку запасы расположены в восточной и юго-восточной частях залежи. Охват залежи системой разработки составляет 50%.

Преимущество заявляемого способа состоит в том, что он позволяет в условиях высокой неопределенности геологической информации более точно оценить охват пласта системой разработки. Кроме того, заявляемый способ прост и менее трудозатратен.

Способ оценки охвата пласта системой разработки, включающий определение проницаемости, пористости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, начального пластового давления по всем объектам разработки тектонической структуры, отличающийся тем, что проводят гидродинамические исследования, по результатам обработки которых определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2, по соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу определения физико-механических свойств горных пород по величине продольной упругой деформации сжатия бурильной колонны в момент нанесения удара по забою в процессе ударно-вращательного бурения и устройства его осуществления.

Изобретение относится к способам определения текущего пластового давления без остановки скважин на исследование в процессе их эксплуатации. Техническим результатом является повышение точности определения текущего пластового давления при эксплуатирующейся скважине без ее остановки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения азимутального направления и высоты трещины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в породах со слабосцементированной призабойной зоной пласта.

Изобретение относится к области исследования тепловых свойств горных пород в неконсолидированном состоянии. При осуществлении способа измельчают частицы твердого материала, изготавливают смесь, смешивая в заданной пропорции измельченные частицы твердого материала с материалом-заполнителем с известной теплопроводностью.

Изобретение относится к области исследования тепловых свойств частиц твердых материалов при повышенных температурах. При осуществлении способа измельчают частицы твердого материала, изготавливают смесь, смешивая в заданной пропорции измельченные частицы твердого материала с материалом-заполнителем, максимально удаляя воздух из смеси, формируют твердый образец смеси, определяют объемные доли компонентов образца для исследований - воздуха, измельченных частиц твердого материала и материала-заполнителя.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин нефтяных месторождений в условиях низких пластовых давлений (близких к давлению насыщения нефти газом), а также низких пластовых температур.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, в частности к автоматическому мониторингу скважинных операций. Техническим результатом является повышение точности определения реального положения объеков-отражателей трубных волн.

Изобретение относится к способу адаптации гидродинамической модели с учетом неопределенности геологического строения. Техническим результатом является минимизация погрешности расчета технологических показателей разработки месторождения с применением гидродинамических моделей.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при построении карт изобар для разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к устройствам для взятия проб газожидкостной среды, в том числе и нефти из трубопроводов и отстойников для нефти. Устройство для отбора проб газожидкостной среды, включающее в себя основную и вспомогательную сообщающиеся емкости для сбора соответственно жидкости и газа и входной патрубок для отбора продукции.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению продуктивности скважин и интенсификации добычи нефти.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к увеличению степени извлечения нефти из выработанных месторождений. Способ включает закачивание в призабойную зону скважин восстановительного состава, содержащего нитрат аммония, формальдегид, катализатор окисления простейших алифатических спиртов метанол, или этанол, или изопропанол и перекись водорода, содержащую ингибитор разложения.
Изобретение относится к эксплуатации подземных хранилищ природного газа, созданных в водоносном пласте или в истощенных газовых пластах с активной краевой водой. Технический результат – повышение эффективности эксплуатации подземного газохранилища.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для регулирования охвата нефтяных пластов заводнением и ограничения притока прорывного газа или попутно добываемой воды, и может найти применение при разработке нефтяных залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления путем закачки воды или других агентов (газов и воздуха).

Группа изобретений относится к области извлечения ресурсов из подземных резервуаров путем закачивания жидкостей и газов в эти резервуары. Технический результат – повышение эффективности извлечения ресурсов и надежности используемых систем.

Настоящее изобретение относится к частицам гидрогеля, включающим ингибитор газовых гидратов, и способу их применения в нефтедобыче. Гидрогелевый ингибитор газовых гидратов включает по меньшей мере одну частицу полимерного гидрогеля с содержанием гидрогеля от 50 до 100%, при этом содержимое гидрогеля включает ингибитор, выбранный из группы, состоящей из по меньшей мере одного термодинамического ингибитора гидратов, по меньшей мере одного кинетического ингибитора гидратов или их комбинации, при этом частицы полимерного гидрогеля имеют средний диаметр 10-2000 мкм.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к системам нефтепромыслового обустройства при разработке месторождений тяжёлой нефти и природного битума.
Изобретение относится к способам добычи трудноизвлекаемых запасов нефти газового конденсата. Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину, включающий закачку двух оторочек до и после закачки диоксида углерода в добывающую скважину, закачку диоксида углерода с последующим периодом пропитки диоксидом углерода и инициированием добычи нефти из той же добывающей скважины при реализации газоциклической закачки диоксида углерода при сверхкритических условиях: при температуре более Ткрит=31,1°С и давлении более Ркрит=7,38 МПа, перед закачкой диоксида углерода в скважину закачивают первую оторочку углеводородного мицеллярного раствора в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора; затем закачивают диоксид углерода при вышеуказанных условиях, и перед периодом пропитки закачивают вторую оторочку, содержащую углеводородный мицеллярный раствор и дополнительно регулятор фазовой проницаемости газа и пенообразователь, в объеме 5-20 м3 на метр перфорации обрабатываемого коллектора, после чего скважину закрывают на период пропитки с последующей добычей нефти из той же добывающей скважины, причем количество циклов закачки в указанной последовательности в добывающую скважину составляет не менее 1, при этом первая оторочка углеводородного мицеллярного раствора содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 70-80, и водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 20-30, а вторая оторочка содержит по крайней мере одно из: мас.%, готовую смесь вторичных ациклических предельных и непредельных и ароматических углеводородов общей формулы С6-С18 или композицию «Дельта АСПГО», содержащую смесь вышеуказанных углеводородов, 60-70, водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество марки Неонол АФ9-12 10-20; регулятор фазовой проницаемости газа, по крайней мере один из маслорастворимых полимеров указанных марок: Реапон, Дипроксамин-157, FLO XL, Necadd-447, ТурбулентМастер 8010 5-10 и пенообразователь марки ПО-РЗФ (6%) 5-20.

Изобретения относятся к системам и способам для интенсификации или улучшения добычи нефти при применении смешивающегося растворителя. Способ интенсификации или улучшения добычи нефти, включающий закачивание смешивающейся нагнетаемой текучей среды через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пластовый резервуар, чтобы вытеснить углеводороды, где смешивающаяся нагнетаемая текучая среда содержит нефракционированную углеводородную смесь, являющуюся смешиваемой с углеводородами в углеводородсодержащем пластовом резервуаре, и представляет собой побочный продукт конденсирования и деметанизации углеводородных потоков, причем из потока углеводорода с температурами плавления ниже примерно 0 градусов по Фаренгейту (°F) (-18°C), и нефракционированная углеводородная смесь содержит по меньшей мере этан, пропан, бутан, изобутан, пентан и менее чем 1%, по объему жидкости, метана, закачивание текучей среды для регулирования подвижности через нагнетательную скважину в углеводородсодержащий пласт, чтобы сдерживать подвижность смешивающейся нагнетаемой текучей среды от нагнетательной скважины к эксплуатационной скважине, и получение вытесненных углеводородов через эксплуатационную скважину.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проектировании и контроле разработки нефтяных залежей. Согласно способу по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных исследований определяют пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры. По результатам гидродинамических исследований определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2. По соотношению S1S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки. Техническим результатом является повышение точности прогноза областей дренирования скважин и области охвата пласта разработкой, упрощение способа. 4 ил., 1 табл., 1 пр.

Наверх