способ выявления непроводящих элементов нефтяной залежи при ее эксплуатации

Формула изобретения

Способ выявления непроводящих элементов нефтяной залежи при ее эксплуатации, включающий выбор участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, учет для каждой добывающей скважины данных по объемам сбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины, отличающийся тем, что для каждой нагнетательной скважины производят сбор данных по объемам и времени закачки воды с учетом наличия в скважинах одноименных перфорированных пластов на выбранной площади нефтяной залежи, назначают пары из нагнетательных и добывающих скважин, строят корреляционные матрицы динамики данных соответственно по закачке воды в нагнетательные скважины и дебитам нефти, жидкости и воды в добывающих скважинах, выбирают пары из нагнетательных и добывающих скважин, между которыми отсутствует взаимодействие - корреляция ниже критического значения по каждой из матриц, а определение местоположения непроводящих элементов нефтяной залежи производят путем фиксации координат точек середины расстояния между скважинами каждой из пар и последующим построением по зафиксированным точкам местоположения непроводящего элемента с увязкой его конфигурации на площади нефтяной залежи.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам исследования нефтяных пластов.

Известен способ выявления местоположения непроводящих элементов нефтяной залежи при ее эксплуатации, включающий выбор участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, определение для каждой добывающей скважины накопленного отбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины и нефтенасыщенной мощности пласта, определение коэффициента дренируемости скважинами залежи, построение карт дренируемости залежи [1].

Недостаток известного способа состоит в том, что он не учитывает сложность геологического строения нефтяного пласта, то есть наличие пропластков, их переменную мощность по площади залежи, различные виды неоднородностей и нарушений. Поэтому при применении известного способа получение полного представления о непроводящих элементах нефтяной залежи затруднительно, что в дальнейшем при доразработке залежи приводит к нерациональному размещению скважин, а именно к пропуску участков с высокой концентрацией остаточных извлекаемых запасов нефти.

Известен способ выявления непроводящих элементов нефтяной залежи при ее эксплуатации, включающий выбор участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, учет для каждой добывающей скважины данных по объемам сбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины [2].

При этом способе назначают пары скважин “добывающая - добывающая” и единственной эксплуатационной характеристикой, используемой в качестве признака взаимодействия, является динамика месячных дебитов жидкости. Однако в настоящее время более 90% нефтяных залежей России разрабатывают с заводнением, осуществляемым различными системами нагнетательных скважин. Для этих условий, достоверность связи, определенной по взаимодействию добывающих скважин и по одной эксплуатационной характеристике, снижается. Кроме того, достоверность результатов снижается из-за неизбирательного подхода к “истории” совместной эксплуатации скважин и использования в расчетах зашумленной (остановки, пуски, смена режимов и т.д.) динамики месячных дебитов жидкости. По изложенным причинам, не удается достоверно определить местоположение непроводящих элементов (гидродинамических экранов) и скорректировать геологическую модель залежи и систему разработки, а следовательно, повысить нефтеотдачу, ускорить темп разработки и сократить расход материальных и трудовых затрат.

Технический результат, для достижения которого направлено данное техническое решение, заключается в повышении точности и достоверности выявления непроводящих элементов нефтяной залежи при ее эксплуатации.

Указанный результат достигается тем, что в способе выявления непроводящих элементов нефтяной залежи, включающий выбор участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, учет для каждой добывающей скважины данных по объемам сбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины, для каждой нагнетательной скважины производят сбор данных по объемам и времени закачки воды, с учетом наличия в скважинах одноименных перфорированных пластов на выбранной площади нефтяной залежи, назначают пары из нагнетательных и добывающих скважин, строят корреляционные матрицы динамики данных соответственно по закачке воды в нагнетательные скважины и дебитам нефти, жидкости, и воды в добывающих скважинах, выбирают пары из нагнетательных и добывающих скважин, у которых отсутствует взаимодействие (корреляция ниже критического значения по каждой из матриц), а определение местоположения непроводящих элементов нефтяной залежи производят путем фиксации координат точек середины расстояния между скважинами каждой из пар и последующим построением по зафиксированным точкам схемы местоположения непроводящих элементов с увязкой их конфигурации на площади нефтяной залежи.

Чертеж поясняет предложенный способ, где 1 и 2 - соответственно нагнетательная и добывающая скважины, 3 - граф, показывающий наличие взаимодействия (корреляционной связи) у пары из нагнетательной и добывающей скважин соответственно по закачке воды в нагнетательные скважины и дебитам нефти, жидкости и воды в добывающих скважинах, 4 - соответственно отсутствие взаимодействия, 5 - середина расстояния между скважинами каждой из пар, 6 - местоположение непроводящего элемента.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят выбор площади (всей, части, участков) нефтяной залежи. Исходя из размеров нефтяной залежи и полноты охвата сеткой скважин, для обследования выбирают всю площадь или разбивают ее на части, исключая неразбуренные участки. На базе замеров формируют файл исходной промысловой информации, содержащий: по каждой нагнетательной скважине 1 - динамику месячных объемов закачки воды, количество отработанных в месяце дней, даты остановок и пуска; по добывающим скважинам 2 - динамику месячных дебитов нефти, воды, жидкости, количества отработанных в месяце дней, даты остановок и пуска, сведения о причинах остановок и мероприятиях по ликвидации простоев.

Исходную промысловую информацию тестируют на достоверность.

Назначают пары скважин из нагнетательной и добывающей скважин (сеть прослушивания). При назначении сети прослушивания на обследуемой площади рассматриваются все возможные варианты направлений взаимодействия скважин в комбинациях пар “нагнетательная - добывающая”.

Основным условием назначения пары на прослушивание является наличие в этих скважинах одноименных перфорированных пластов.

Избирательно формируют к прослушиванию временные ряды данных эксплуатации. С этой целью для каждой пары скважин из “истории” их совместной эксплуатации выбирают периоды, наиболее благоприятные для проявления признаков взаимодействия. У нагнетательной скважины такой период характерен высокоамплитудными (возмущающими) колебаниями месячных объемов закачки воды; у добывающей - безремонтной эксплуатацией и полной отработкой в месяце дней.

Определяют, есть ли взаимодействие между скважинами. Для этого строят корреляционные матрицы динамики данных соответственно по закачке воды в нагнетательные скважины и дебитам нефти, жидкости и воды в добывающих скважинах, выбирают пары из нагнетательных и добывающих скважин, между которыми имеется взаимодействие между скважинами (корреляция выше критического значения по каждой из матриц) (графы 3), а также отсутствует взаимодействие между скважинами (корреляция ниже критического значения по каждой из матриц) (графы 4). Условие однозначности результата (отсутствие взаимодействия по каждой из трех матриц) необходимо, поскольку компоненты извлекаемых из добывающей скважины флюидов (нефть, вода, жидкость) могут по разному реагировать на воздействие закачиваемых в нагнетательную скважину объемов воды.

Для этого сформированные ряды данных эксплуатации каждой пары скважин обрабатывают комплексом непараметрических методов ранговой корреляции. Комплекс назначается исходя из размерности временных рядов: при длине менее 12 месяцев используется только визуальная корреляция, свыше 12 месяцев - добавляется метод ранговой корреляции Спирмена, свыше 50 месяцев добавляется метод CANC - аббревиатура от Correlated data Adaptive Noise.

Определяют местоположение непроводящих элементов 6. Отсутствие взаимодействия между скважинами объясняют наличием в межскважинном пространстве непроводящего элемента (фрагмента гидродинамического экрана). Определение местоположения непроводящего элемента производят путем фиксации координат точек 5 середины расстояния между скважинами каждой из пар (граф 4), у которых отсутствует взаимодействие, и последующим построением по зафиксированным точкам местоположения непроводящего элемента 6 с увязкой его конфигурации на площади нефтяной залежи.

Таким образом, данное техническое решение позволит повысить точность и достоверность выявления непроводящих элементов нефтяной залежи при ее эксплуатации.

Источники информации

1. Шахвердиев А.Х. и др. Основные принципы системного подхода к разработке нефтяного месторождения. - Сб. научных трудов, вып. 120, М., ВНИИнефть, 1995, с.25-29.

2. Патент РФ №2105136, МКИ Е 21 В 43/00, 1997.