Способ регулирования разработки нефтяной залежи
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для определения оптимальных режимов закачки и отбора по группе скважин для залежи или ее участка. Способ включает 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. 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. Для оптимизации отбирают только те реагирующие добывающие скважины, чьи параметры начальных извлекаемых запасов отличаются от изначально определенных расчетами на 25% и более. После определения оптимального забойного давления и суммарного отбора нефти и изменения режимов работы этих скважин сопоставляют объемы извлекаемой нефти по каждой из выбранных добывающих скважин до оптимизации и после нее, исходя из чего рассчитывают необходимый объем закачиваемой воды по математической формуле. Способ позволяет увеличить КИН для данной залежи за счет увеличения сопоставления параметров выбранного участка, влияющих на объем вытеснения нефти, в том числе и сравнение характеристик залежи до оптимизации и после нее для каждой добывающей скважины. 1 табл., 10 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи и может быть использовано для определения оптимальных режимов закачки и отбора по группе скважин для залежи или ее участка.
Известен способ разработки нефтяных залежей (патент RU № 2383722, МПК Е21В 43/20, опубл. 10.03.2010 Бюл. № 7), включающий заводнение продуктивного пласта через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах, определение в процессе разработки месторождения добывающих скважин, обводнившихся до установленных предельных значений, и установка через выбранные из их числа водонепроницаемых экранов, причем предельно обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие, а для установки водонепроницаемых экранов выбирают те бездействующие добывающие скважины, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам, при этом путь движения фильтрационных потоков определяют путем закачки в каждую бездействующую добывающую скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины, что приводит к уменьшению коэффициента извлечения нефти для данного пласта.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности работы только на небольших объектах (не боллее10 скв.) из-за небольшого количества обрабатываемых параметров и только эмпирического метода определения оптимальных режимов работы скважин и сложность реализации, так как необходимо проведение постоянного регулирования в реальном времени без прогнозирования реакции пласта.
Известен также способ управления добычей нефти на зрелом обособленном месторождении (патент RU № 2701761, МПК Е21В 43/20, опубл. 01.10.2019 Бюл. № 28), заключающийся в том, что сначала измеряют давление в забое нагнетательной и добывающей скважины зрелого месторождения с помощью устройства измерения давления, измеряют скорость закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и суммарную по всем добывающим скважинам скорость добычи нефти на предыдущем периоде, при этом давление в забое скважин и скорость закачки рабочего агента измеряют на протяжении всего предыдущего периода, далее полученные данные используют для получения статистической прогнозной модели, реализованной в виде программно-аппаратного комплекса (ПАК), которая служит для прогнозирования скорости добычи нефти на месторождении в целом и по каждой добывающей скважине в отдельности, на основании полученных данных по прогнозируемой скорости добычи нефти и взаимовлияния скважин друг на друга устанавливают оптимальные режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно давление в забое нагнетательной скважины и скорость закачки рабочего агента.
Недостатком данного способа является узкая область применения из-за возможности адекватной работы программно-аппаратного комплекса (ПАК) только на крупных массивах пластов, так как основаны на постоянных зависимостях, заложенных в ПАК без резкого изменения параметров пласта, на которые ПАК реагирует не быстрее времени для получения новых статистических зависимостей (не менее 6 мес.), что приводит к уменьшению коэффициента извлечения нефти для данного пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования разработки нефтяной залежи (патент RU № 2254455, МПК Е21В 43/16, опубл. 20.06.2005 Бюл. № 17), 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.
Недостатком данного способа является наличие больших погрешностей в расчетах и, как следствие неполное выравнивание фронта вытеснения, так как изучаются только узкий перечень параметров данного участка залежи, влияющих на объем вытеснения нефти, причем без сопоставления характеристик залежи до оптимизации и после нее, что приводит к уменьшению коэффициента извлечения нефти (КИН) для данной залежи.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа регулирования разработки нефтяной залежи позволяющего увеличить КИН для данной залежи за счет увеличения сопоставления параметров выбранного участка, влияющих на объем вытеснения нефти, в том числе и сравнение характеристик залежи до оптимизации и после нее для каждой добывающей скважины.
Техническая задача решается 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, при этом 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.
Новым является то, что для оптимизации отбирают только те скважины, чьи параметры начальных извлекаемых запасов отличаются от изначально определенных расчетами на 25% и более, а после определения оптимального забойного давления и суммарного отбора нефти и изменения режимов работы этих скважин сопоставляют объемы извлекаемой нефти по каждой из выбранных добывающих скважин до оптимизации и после нее, исходя из чего рассчитывают необходимый объем закачиваемой воды по формуле:
,
где ООЗ – оптимальный объем закачки, определенный предварительно графоаналитическим способом;
К – коэффициент, учитывающий текущий режим работы (эксплуатации) участка заводнения – пластовое давление, обводненность добывающих скважин, компенсацию отбора закачкой и равномерность фронта вытеснения,
причем коэффициент определяется по формуле:
где kРпл – коэффициент, учитывающий пластовое давление и обводненность добывающих скважин;
kкомп – коэффициент, учитывающий компенсацию отбора закачкой;
kГИС – коэффициент, учитывающий равномерность фронта вытеснения.
На фиг. 1 показана выкопировка участка заводнения из карты разработки, где скважина (скв.) 6421 нагнетательная, остальные – добывающие.
На фиг. 2 изображены результаты геолого-гидродинамических расчетов начальных извлекаемых запасов по каждой добывающей скважине.
На фиг. 3 изображен график А зависимости добычи нефти в добывающей скв. 18617 от закачки жидкости в нагнетательную скважину.
На фиг. 4 изображен график Б зависимости добычи нефти в добывающей скв. 28929 от закачки жидкости в нагнетательную скважину.
На фиг. 5 изображен график В зависимости добычи нефти в добывающей скв. 11125 от закачки жидкости в нагнетательную скважину.
На фиг. 6 изображен график Г зависимости добычи нефти в добывающей скв. 29042 от закачки жидкости в нагнетательную скважину.
На фиг. 7 изображен график Д зависимости добычи нефти в добывающей скв. 11140 от закачки жидкости в нагнетательную скважину.
На фиг. 8 показан график зависимости добычи нефти от объема закачки в скв. 6421 в диапазоне оптимального объёма закачки (ООЗ) и ниже – до ООЗ.
На фиг. 9 показан график зависимости добычи нефти от объема закачки в скв. 6421 в диапазоне, превышающем ООЗ – после ООЗ.
На фиг. 10 изображена совмещенная графическая визуализация графиков корреляции направлений фильтрационных потоков до ООЗ и после ООЗ.
Способ реализуется в следующей последовательности (с примером конкретного выполнения одного из месторождений Республики Татарстан – РТ).
Способ регулирования разработки нефтяной залежи включает выбор участка месторождения с взаимовлияющими скважинами (фиг. 1), например, нагнетательная скважина – скв. 6421, вокруг которой на расстоянии 200-700 (определяется зависимости от выбранной сетки бурения) м расположены добывающие скважины (скв. 18679, 28931, 11125, 28930, 6422, 28929, 18617, 29042, 11140), которые априори считаются реагирующими от влияющей нагнетательной (очаговой) скважины. Осуществляют отбор нефти из добывающих скважин (скв. 18679, 28931, 11125, 28930, 6422, 28929, 18617, 29042, 11140), закачку воды в нагнетательные скважины (скв. 6421), поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта. Производят замер технологических режимов работы скважин, снятие кривых восстановления давления, определение фильтрационных параметров пласта, при этом для каждой из скважин с учетом их интерференции определяют частную производную суммарного по залежи дебита нефти по забойному давлению при депрессии и репрессии. Для каждой из добывающих скважин по полученным данным геологическими расчетами определяют начальные балансовые запасы (НБЗ), исходя из которых геолого-гидродинамическим расчетами (например, вручную геологами-модельерами или при помощи геолого-гидродинамической модели (ГГДМ) на симуляторе T-Navigator или т.п.) определяют начальные извлекаемые запасы (НИЗ) для соответствующего периода эксплуатации выбранного участка (фиг. 2), то есть определяют коэффициент извлечения нефти (КИН) для каждой добывающей скважины на выбранный период – расчетный КИН. После чего определяют для каждой добывающей скважины КИН, получаемый в период эксплуатации за выбранный период, и расчетный КИН. Для этого определяют процент расхождения выше оговоренных параметров (ΔКИН):
, [1]
где ΔКИН – процент расхождения расчетного и практического КИН, %;
КИНр – расчетный КИН за выбранный период;
КИНр – практический КИН, получаемый в период эксплуатации соответствующей добывающей скважины.
Например, для скв. 18617 расхождение в ΔКИН = 179%. По данным ГГДМ начальные балансовые запасы для этой скважины НБЗ = 42,2 тысяч тонн, хотя объем накопленной добычи нефти составляет более 72,5 тысяч тонн. Эффективность выработки скважины 18617 говорит о том, что рассчитанные программным обеспечением начальные балансовые запасы (42,5 тыс. тонн) должны были быть исчерпаны, но данная скважина еще эксплуатируется несмотря на то, что из нее добыто более 72,5 тысяч тонн нефти. Для скв. 28929 и 29042 ΔКИН составляет 48% и 44%, соответственно, что свидетельствует об их «недовыработанности», в силу наличии перетоков запасов из одной области пласта-коллектора залежи в другую; и необходимости проведения дополнительной адаптации с учетом практических направлений потоков дренирования продукции залежи. По этому принципу для оптимизации отобрали также скв. 11125, 11140, у которых ΔКИН составил 26% и 29% соответственно. 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. Например, строят графики (фиг. 3 – 7) зависимости добычи нефти в добывающих скважинах (А – скв. 18617, Б – 28929, В – 11125, Г – 29042, Д – 11140) от закачки жидкости в нагнетательную скважину (скв. 6421) и определение точки перегиба (красная пунктирная линия). Зеленой пунктирной линией обозначены условные линии тренда зависимости добычи нефти от объема закачки (до «точки перегиба» и после): А – скв. 18617 (фиг. 3), Б – 28929 (фиг. 4), В – 11125 (фиг. 5), Г – 29042 (фиг. 6), Д – 11140 (фиг. 7). По графикам определяют характерный изгиб и реализуют оптимальные забойное давление и суммарную добычу нефти, соответствующие характерному изгибу на графике (красная пунктирная линия), аналогично наиболее близкому аналогу. Например, исходя из графиков (фиг. 3 – 7), определили оптимальный объем (диапазон значений) закачки (ООЗ) для скв. 6421, который соответствует величине 2000 т/мес. Для проверки правильности изменений параметров добывающих и нагнетательной скважин сверяют график зависимости добычи нефти от объема закачки в скв. 6421 до ООЗ (фиг. 8) и после – ООЗ (фиг. 9). Как видим, для выбранных добывающих скважин (скв. 18617, 28929, 11125, 29042, 11140) и нагнетательной скважины (скв. 6421) зависимость из обратной (фиг. 8) стала прямой (фиг. 9), что свидетельствует о правильной интерпретации зависимостей добычи нефти от объема закачки для изменения режимов работы. После чего подобные графики строят для каждой выбранной добывающей скважины (скв. 18617, 28929, 11125, 29042, 11140) с определением коэффициента корреляции для каждой, показания которых сводятся в таблицу.
Таблица
| Скважина | До ООЗ | После ООЗ |
| 18617 | 0,8386 | -0,7617 |
| 28929 | 0,8639 | 0,9449 |
| 11125 | 0,8364 | -0,8504 |
| 29042 | 0,8764 | 0,1454 |
| 11140 | -0,9049 | 0,9580 |
| 18679 | -0,8538 | 0,6828 |
На основе данных из таблицы, с целью графической визуализации, строится график направлений фильтрационных потоков (фиг. 10), из которого видно, что повышение объёма закачки выше значения ООЗ, положительно влияет лишь на реагирующие добывающие скважины скв. 18679 и 11140, а для скв. 28929 остаются практически неизменным. Поэтому для данного участка, при подборе оптимального режима работы очага заводнения, следует устанавливать такую приемистость, которая будет соответствовать нескольким условиям:
1) Предупреждение снижения пластового давлений и повышения обводненности всех реагирующих скважин;
2) Достаточная компенсация отбора закачкой;
3) Обеспечение равномерного фронта вытеснения и профиля притока (для реагирующих скважин – определяется по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) и приемистости (для нагнетательной скважины – определяется по ГИС).
Исходя из вышесказанного рассчитывают необходимый объем закачиваемой воды по формуле:
, [2]
где:
ООЗ – оптимальный объем закачки, определенный предварительно графоаналитическим способом;
К – коэффициент, учитывающий текущий режим работы (эксплуатации) участка заводнения – пластовое давление, обводненность добывающих скважин, компенсацию отбора закачкой и равномерность фронта вытеснения,
причем коэффициент определяется по формуле:
, [3]
где kРпл – коэффициент, учитывающий пластовое давление и обводненность добывающих скважин;
kкомп – коэффициент, учитывающий компенсацию отбора закачкой;
kГИС – коэффициент, учитывающий равномерность фронта вытеснения.
При этом коэффициент, учитывающий пластовое давление и обводненность добывающих скважин (kРпл) определяют по формуле:
, [4]
где kРпл – коэффициент, учитывающий пластовое давление и обводненность добывающих скважин;
– минимально допустимое пластовое давление, атм;
– фактическое пластовое давление, атм;
– минимально допустимый уровень рентабельной добычи нефти, характеризующийся среднесуточным дебитом нефти, т/сут;
– фактический среднесуточный дебит нефти, т/сут.
– коэффициент корреляции (см. таблицу и рис. 10), т.к. для каждой реагирующей скважины имеется два коэффициента корреляции: «до ООЗ» и «после ООЗ», в расчетах используется только тот коэффициент, который характеризует прямую зависимость добычи отдельной реагирующей скважины от объема закачки (согласно принципа ресурсосбережения). Если прямая зависимость добычи от закачки происходит «до ООЗ», то kооз = 1; если прямая зависимость добычи от закачки происходит «после ООЗ», то kооз = значению, согласно расчетным величинам (см. таблицу). Физический смысл данного коэффициента заключается в дополнительном обосновании необходимости превышения рассчитанного ООЗ.
– количество реагирующих скважин очага заводнения.
Коэффициент (k комп), учитывающий компенсацию отбора закачкой, определяют по формуле:
[5]
где kРпл – коэффициент, учитывающий пластовое давление и обводненность добывающих скважин;
– текущий дебит жидкости, отдельной реагирующей скважины с учетом коэффициента влияния (учитывает расстояние и гидродинамическую взаимосвязь в соответствии с фильтрационно-емкостными свойствами призабойных зон пластов), м3/сут.
– текущая приемистость нагнетательной скважины, м3/сут;
– фактический среднесуточный дебит нефти, т/сут.
– минимально допустимый уровень рентабельной добычи нефти, характеризующийся среднесуточным дебитом нефти, т/сут;
– коэффициент корреляции;
– количество реагирующих скважин очага заводнения.
Для определения Qж с учетом коэффициента влияния рассмотрим пример.
Предположим, что у некоторой нагнетательной скважины имеются 3 реагирующие скважины (№10, №11 и №13), которые имеют одинаковые коллекторские свойства, но расположены от очага заводнения на разных расстояниях (100м, 200м и 300 м, соответственно), тогда коэффициенты влияния от очага заводнения будут выставлены следующим образом: для скв. 10 – 0,5, для скв. 11 – 0,3 и для скв. 13 – 0,2, таким образом, чтобы в сумме получилось 100%. Тогда, фактический (на момент анализа) дебит жидкости для скв. №10 умножается на коэффициент 0,5 (т.е., компенсация отбора закачкой обеспечивается на 50 %, а остальные 50% компенсации обеспечивается за счет других нагнетательных скважин или за счет упругой энергии пласта), для скв. №11 умножается на 0,3, для скв. №13 – на 0,2.
Коэффициент (k ГИС), учитывающий равномерность фронта вытеснения, определяют по формуле:
, [6]
где k ГИС – коэффициент, учитывающий равномерность фронта вытеснения;
– эффективная толщина пласта, участвующая в профиле притока (по данным интерпретации геофизических исследований реагирующих добывающих скважин), м;
– эффективная толщина пласта, участвующая в профиле закачки (по данным интерпретации геофизических исследований нагнетательной скважины), м.
– фактический среднесуточный дебит нефти, т/сут.
– минимально допустимый уровень рентабельной добычи нефти, характеризующийся среднесуточным дебитом нефти, т/сут;
– коэффициент корреляции;
– количество реагирующих скважин очага заводнения.
Рассчитанный таким образом по формуле [2] объем закачиваемой жидкости (Q) в нагнетательную скважину (скв. 6421) увеличился на 11% и составил 2220 т/мес. В результате фронт вытеснения выровнялся и стал влиять на все добывающие скважины, в том числе и на скв. 18617 и 11125, обеспечив повышения суммарного КИН для выбранного участка на 3 %. Как показала ГГДМ, предлагаемый способ позволит повысить суммарный КИН любого из участков на 2 – 5%.
Использование программных комплексов и симуляторов ГГДМ позволяет сократить время, затрачиваемое специалистами для работы.
Предлагаемый способ регулирования разработки нефтяной залежи позволяет увеличить КИН для данной залежи за счет увеличения сопоставления параметров выбранного участка, влияющих на объем вытеснения нефти, в том числе и сравнение характеристик залежи до оптимизации и после нее для каждой добывающей скважины.
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, при этом 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, отличающийся тем, что для оптимизации отбирают только те скважины, чьи параметры начальных извлекаемых запасов отличаются от изначально определенных расчетами на 25% и более, а после определения оптимального забойного давления и суммарного отбора нефти и изменения режимов работы этих скважин сопоставляют объемы извлекаемой нефти по каждой из выбранных добывающих скважин до оптимизации и после нее, исходя из чего рассчитывают необходимый объем закачиваемой воды по формуле:
,
где ООЗ – оптимальный объем закачки, определенный предварительно графоаналитическим способом;
К – коэффициент, учитывающий текущий режим работы (эксплуатации) участка заводнения – пластовое давление, обводненность добывающих скважин, компенсацию отбора закачкой и равномерность фронта вытеснения,
причем коэффициент определяется по формуле:
,
где kРпл – коэффициент, учитывающий пластовое давление и обводненность добывающих скважин;
kкомп – коэффициент, учитывающий компенсацию отбора закачкой;
kГИС – коэффициент, учитывающий равномерность фронта вытеснения.
