способ контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами

Формула изобретения

1. Способ контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения и расчет модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости с последующим определением полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации, отличающийся тем, что по дополнительно определяемой текущей промыслово-технологической информации о работе каждой скважины строят карты текущей насыщенности агентом вытеснения и с учетом построенных карт математически моделируют процесс фильтрации в слоисто-неоднородном пласте для расчета полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве дополнительной текущей промыслово-технологической информации определяют текущее содержание в продукции каждой скважины исследуемого участка агента вытеснения, по которому с использованием модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей, рассчитанных для каждой скважины, вычисляют средние по поперечному сечению многослойной пористой среды значения насыщенности агентом вытеснения в окрестностях каждой скважины и строят карты текущей насыщенности агентом вытеснения, с учетом которых математически модулируют процесс фильтрации в слоисто-неоднородном пласте для расчета полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, именно к исследованию состояния пластов для контроля за разработкой, в частности к способам контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами.

Способ определения направления фильтрационных потоков многофазной несжимаемой жидкости на основе обобщенного закона Дарси в рамках модели Баклеея-Леверетта или Рапопорта-Лиса предлагается в [1] (аналог). Однако в [1] при рассмотрении системы, моделирующей совместное течение фаз вытесняющей и вытесняемой жидкостей, не учитывается зависимость их относительных фазовых проницаемостей (ОФП) от проницаемости слоисто-неоднородного пласта, что в значительной мере снижает прикладную ценность получаемых результатов.

По прототипу [2] для расчета полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации предварительно определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения и рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости.

Процесс многофазной фильтрации в двумерной области описывается следующей системой дифференциальных уравнений (1)-(4):



PГ=P⁰(x,y,t),

S(x,y,0)=S⁰(x,y),

где

, Г граница области, N число скважин, q_v-расход v-ой скважины, причем при q_v>0 скважина нагнетательная, а если q_v<0, то скважина добывающая. k абсолютная проницаемость, k_в и k_н ОФП или модифицированные функции ОФП воды и нефти соответственно. F функция Баклея-Леверетта. _в, _н -вязкости воды и нефти; S, S⁰- текущая и начальная водонасыщенность; P текущее поле давлений, P⁰ давление на границе области; x, y пространственные и t - временная переменные.

Для получения картины реального процесса обводенения при решении системы (1)-(2) необходимо задать начальное значение насыщенности (4). Причем для получения устойчивого численного решения краевой задачи (1)-(4) требуется выбор достаточно малого дискретного шага по временной переменной, что существенно увеличивает объемы вычислений. Определение начальной насыщенности (4) по данным на момент бурения скважин, требует решать поставленную задачу с начала разработки месторождения во всем временном диапазоне. Это также приводит к накоплению вычислительной ошибки и получению численных результатов, не согласующихся с реальными промысловыми данными. Таким образом, недостатком описанного подхода являются огромные вычислительные затраты при невысокой точности конечных выходных данных.

Цель изобретения повышение достоверности определения полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации. Соответственно ожидаемый технический результат эффективный контроль за разработкой нефтяных месторождений.

Цель достигается тем, что по дополнительно определяемой текущей промыслово-технологической информации о работе каждой скважины строят карты текущей насыщенности агентом вытеснения, и с учетом построенных карт математически моделируют процесс фильтрации в слоисто-неоднородном пласте для расчета полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации. Допускается, что в качестве дополнительной текущей промыслово-технологической информации определяют либо текущее содержание в продукции каждой скважины исследуемого участка агента вытеснения, по которому с использованием МФ ОФП, рассчитанных для каждой скважины, вычисляют средние по поперечному сечению многослойной пористой среды значений насыщенности агентом вытеснения в окрестностях каждой скважины; либо сами значения насыщенности агентом вытеснения для каждой скважины на конкретную дату, по которым и строят карты текущей насыщенности агентом вытеснения.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого изобретения критерию "новизна".

Что касается "изобретательского уровня", то до сих пор при математическом моделировании процессов фильтрации на промежуточных этапах вычислений не использовались карты насыщенности агентом вытеснения, построенные с учетом промысловых данных. Такой подход позволяет постоянно контролировать численные расчеты и согласовывать получаемые результаты с реальной технологической ситуацией. Таким образом, отличительные признаки предлагаемого технического решения являются новыми и вся заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "изобретательский уровень".

Способ предпочтительно осуществляется следующей последовательностью операций:

1. Определение, по данным геологических исследований в скважинах (ГИС), проницаемости, пористости, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, мощности каждого прослоя вскрытого скважиной пласта по всему участку нефтяного месторождения.

2. Определение для каждой скважины участка месторождения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации.

3. По дополнительно определенному процентному содержанию в накопленной продукции скважины агента вытеснения с использованием МФ ОФП вычисление средних по поперечному сечению многослойной пористой среды значений насыщенности агентом вытеснения.

4. Построение карт насыщенности агентом вытеснения.

5. Расчет полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации по результатам математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с учетом построенных карт насыщенности агентом вытеснения.

Приведенная последовательность операций является предпочтительной, так как на практике непосредственное определение значений насыщенности агентом вытеснения для каждой скважины на конкретную дату для построения карт насыщенности затруднено.

Повышение достоверности определения поля скоростей многофазных фильтрационных потоков в слоисто-неоднородных пористых средах достигается за счет адаптивного подхода, заключающегося в постоянной корректировке рассчитываемых данных. Важным отличием от аналога [1] и прототипа [2] является то, что при математическом моделировании фильтрационных процессов на каждом этапе используются карты текущей насыщенности агентом вытеснения, построенные с учетом данных ГИС и, возможно, МФ ОФП.

Пример конкретного осуществления способа. Расчет полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации для ячейки 2-2 пласта БС₁₀ Мамонтовского месторождения.

В табл. 1 приведены осредненные характеристики слоисто-неоднородного пласта по всей ячейке 2-2 пласта БС₁₀ Мамонтовского месторождения.

Пористость пропластков m⁽ⁱ⁾ считалась постоянной и равной 0,2.

Вязкости нефти и воды в пласте БС₁₀ Мамонтовского месторождения равны 2,4 мПас и 0,379 мПас соответственно. Начальная и конечная насыщенности агентом вытеснения S_C и S_T определяются по известным корреляционным зависимостям.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения.

В результате исследования большого числа кернов пласта БС₁₀ Мамонтовского месторождения в широком диапазоне изменения проницаемости получены корреляционные зависимости, по которым определялись характеристики отдельных пропластков:



где

f⁰₁(s) = s^3/2, f⁰₂(s) = (1-s)³ заданные стандартные функции.

Расчет средних значений водонасыщенности, ОФП воды и нефти производится по формулам:



где

S⁽ⁱ⁾(x, t)- определяется путем решения дифференциальных уравнений гиперболического вида (5).

по разностной схеме "уголок" [3] для каждого пропластка.

Путем установления соответствия средних значений ОФП воды нефти средним по всему разрезу значениям водонасыщенности в некоторый момент времени t строятся МФ ОФП. Рассчитанные МФ ОФП для всего участка месторождения приведены на фиг.1 (кривые 1, 2 МФ ОФП нефти и воды соответственно). Подобным образом считаются МФ ОФП для всех участков вблизи каждой скважины. По рассчитанным МФ ОФП для каждой скважины строятся кривые обводненности; фиг. 1 (кривая 3).

Экспериментальным образом определяется обводненность накопленной продукции по всем скважинам ячейки месторождения. Путем установления соответствия обводненности продукции и насыщенности (п. 2), вычисляется средняя по поперечному сечению водонасыщенность участков пласта в районе каждой скважины. Данные обводненности и водонасыщенности по каждой скважине приведены в табл. 2.

По данным из табл. 2 строятся карты водонасыщенности по всему участку месторождения (фиг. 2). В качестве интерполяционной формулы для восстановления поля водонасыщенности в произвольной точке по известным значениям в окружающих скважинах взята зависимость:



где

r_i расстояние до i-ой скважины.

По результатам математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде, с учетом построенных карт насыщенности агента вытеснения, производится расчет полей давления фильтрационных потоков и скоростей фильтрации. В данном случае приходится решать только одно дифференциальное уравнение эллиптического типа (6) с граничными условиями первого рода(7).

Значение P⁰ на границе принимается равное пластовому давлению и при численных расчетах выбирается исходя из условий технологической эксплуатации ячейки месторождения. В конкретном случае P⁰ 263,9 атм.

В качестве метода решения уравнения (6) возможно применить хорошо известные методы: метод сеток [4] или метод конечных элементов [5]

Результаты расчета полей давления фильтрационных потоков также приводятся на фиг. 2. Стрелочками показаны направления скоростей фильтрации.

Полученные результаты (фиг.2) хорошо согласуются с реальным положением дел и данными комплексной методики проверки и контроля работы скважин, осуществляемой на практике.

Таким образом, предложенный способ определения направления движения фильтрационных потоков в слоисто-неоднородных средах обладает высокой достоверностью получаемых результатов и, следовательно, позволяет более эффективно контролировать разработку нефтяного месторождения. Изобретение промышленно применимо, так как используется доступное лабораторное оборудованием и ЭВМ.

Источники информации.

1. Коновалов А. Н. Задачи фильтрации многофазной несжимаемой жидкости. Наука, СО АН, Новосибирск, 1988 168 с.

2. Халимов Э.М. Леви Б.И. Дзюба В.И. Пономарев С.А. Технология повышения теплоотдачи пластов. М. Недра, 1984, с. 271.

3. Самарский А. А. Попов Ю.П. Разностные методы решения задач газовой динамики. М. Наука, 1980, c. 352.

4. Самарский А.А. Андреев В.Б. Разностные методы для эллиптических уравнений. М. Наука, 1976, c. 350.

5. Бюл, Буш Обзор методов формирования сетки конечных элементов. Tans, ASME, sec b. 1973-95 N 1.