способ регулирования разработки нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий выделение участка месторождения с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин с анализом по дебиту, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой дебитов добывающих скважин, отличающийся тем, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование режимов отбора из добывающих скважин, включающее повышение отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и снижение отбора вплоть до полного отключения из скважин с быстро обводняющейся продукцией, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижения общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для автоматизированного подбора режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин системы заводнения нефтяного месторождения путем перераспределения объемов закачиваемого агента в пласт и оптимизации режимов отбора продукции на добывающих скважинах для снижения обводненности и увеличения добычи нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения в пласте монолитного строения (патент RU № 2386798, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.04.2010 г.). Данный способ включает бурение скважин, контроль энергетического состояния каждой скважины, закачку воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Согласно изобретению рассчитывают значение пластового давления по каждой добывающей скважине, соответствующее планируемому отбору нефти по данной скважине, в соответствии с аналитической зависимостью. Затем определяют эффективный объем закачки воды, обеспечивающий вытеснение жидкости из рассчитываемой добывающей скважины в соответствии с аналитической зависимостью. Осуществляют закачку воды в каждую нагнетательную скважину в объеме, равном сумме эффективных объемов закачки, приходящихся на добывающие скважины, расположенные в зоне воздействия данной нагнетательной скважины. При этом останавливают или снижают интенсивность текущих отборов жидкости из добывающих скважин или компенсируют объем воды, накопленный при отборе нефти из добывающих скважин, равным объемом воды, закачиваемым в нагнетательные скважины.

Недостатком данного способа является то, что при распределении энергетического состояния каждой скважины отсутствует учет взаимовлияния соседних нагнетательных и добывающих скважин, входящих в систему разработки эксплуатационного объекта, и возможных гидродинамических связей между ними. Также нет учета проводимых на участке геолого-технологических мероприятий, изменяющих гидродинамические взаимовлияния между скважинами.

Наиболее близким к предлагаемому является способ регулирования разработки нефтяной залежи (патент RU № 2328592, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.07.2008 г.). Известный способ обеспечивает повышение эффективности выработки запасов нефти. 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. Согласно изобретению с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом. При достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют. Затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости. Распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин. По каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения. Распределяют во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа.

Недостатком данного способа является то, что не учитываются проводимые на залежи различные технические мероприятия по ремонту и обслуживанию системы ППД и добыче, изменяющие гидродинамические взаимовлияния между скважинами. Подбор оптимальных объемов закачки воды для нагнетательных скважин проводится на участках с одинаковыми режимами добычи и нагнетания, что существенно снижает область применения, при этом для реализации способа необходимо значительное увеличение объемов закачки воды, что требует дополнительных затрат, для закачки дополнительных объемов воды.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются расширение области применения для различных условий режимов работы нагнетательных и добывающих скважин, а также снижение материальных затрат, уменьшение обводненности добываемой продукции и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) за счет подбора оптимальных режимов работы нагнетательных скважин, входящих в систему заводнения на всей нефтяной залежи или отдельно взятом участке, и перераспределение отбора продукции из добывающих скважин с сохранением коэффициента компенсации закачиваемого в пласт объема жидкости к добываемой из него продукции.

Технические задачи решаются способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим выделение участка залежи с гидродинамически связанными скважинами, отбор продукции из добывающих скважин, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с определением контуров взаимовлияния скважин и корректировкой режимов закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины без значительного увеличения объемов закачки с перераспределением отбора продукции между добывающими скважинами.

Новым является то, что анализ по дебитам добывающих скважин и закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины проводят на основе выявленных взаимосвязей нагнетательных скважин с соответствующими добывающими скважинами по их суммарному дебиту при реальной эксплуатации на выделенных участках с использованием исторических баз данных от года до 20 лет с шагом 1-3 мес и текущих данных за время проведения оптимизационных работ, а регулировку дебитов из добывающих скважин производят изменением объемов и перераспределением закачки в нагнетательные скважины с учетом взаимовлияния соответствующих добывающих и нагнетательных скважин, причем суммарный объем закачки изменяют не более чем на 10%, после чего производят регулирование режимов отбора из добывающих скважин, включающее повышение отбора продукции из скважин с сохраняющейся или незначительно повышающейся обводненностью и снижение отбора вплоть до полного отключения из скважин с быстро обводняющейся продукцией, при этом остаточные запасы вырабатывают с использованием действующего фонда скважин с увеличением суммарного дебита и снижения общей обводненности продукции, а потоки движения жидкости перераспределяют до выработки остаточных запасов нефти.

На фиг.1 (а, б) изображены добывающие скважины 1, 2, 3 и нагнетательные скважины 4, 5, 6, 7 со схематичным отображением линий тока между ними, на гистограммах представлены коэффициенты взаимовлияния этих скважин. На фиг.1 изображены два временных участка: а) - до оптимизации, б) - после оптимизации.

На фиг.2 приведен график по суммарному дебиту нефти на добывающих скважинах 1, 2, 3 (фиг.1) в результате различных оптимизационных мероприятий на нагнетательных скважинах 4, 5, 6, 7 (фиг.1), в результате которых удалось увеличить дебит нефти и снизить обводненность (график изменения которой отображен на фиг.3), не увеличивая объем нагнетаемой жидкости.

Способ разработки нефтяной залежи осуществлен с подбором оптимальных режимов работы действующего фонда нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 (фиг.1) за счет анализа системы заводнения как исторических данных по разработке месторождения, так и текущих за время проведения оптимизационных работ и оценки эффективности полученных режимов работы этих нагнетательных скважин. В результате автоматизированно подбирают оптимальные по дебитам нефти возможные способы режимов закачки нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 и объемы закачки рабочего агента, позволяющие за счет перераспределения потоков движения жидкости в пласте снижать или поддерживать на текущем уровне обводненность (фиг.3) добываемой продукции и увеличивать дебит нефти (фиг.2) в целом по залежи или отдельно взятому участку. При этом суммарный объем закачки остается практически неизменным (увеличивается или уменьшается не более чем на 10%). Для подбора оптимальных способов режимов закачки первоначально собирают воедино необходимую информацию из имеющихся в распоряжении баз данных: режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7. На основании собранной информации производят расчеты зависимостей объемов дебита добывающих скважин 1-3 от режимов работы нагнетательных скважин 4-7, определяют коэффициенты взаимовлияния. Для детального анализа на последнем временном отрезке необходимо минимизировать шаг изменения изучаемых параметров. Для этого в зависимости от объема информации и требуемой точности анализируют последнее время истории разработки (от года до 20 лет) с максимально допустимым шагом 1-3 месяца. По результатам расчетов зависимостей выявляют динамические связи между нагнетательными 4-7 и реагирующими добывающими 1-3 скважинами. Изменяя режимы нагнетания, автоматизированно подбираются оптимальные объемы закачки для нагнетательных скважин, при которых соблюдаются заданные условия. В качестве заданных условий в данном случае может быть снижение или поддержание на текущем уровне суммарной обводненности добываемой продукции и/или увеличение добычи нефти. После подбора режимов работы нагнетательных скважин проводится оптимизация режимов работы на добывающих скважинах. За счет перераспределения объемов отбираемой продукции определяется оптимальный режим работы для каждой добывающей скважины. Оптимизация проводится с помощью автоматизированных программных комплексов. Положительный результат предлагаемых мероприятий достигается за счет перераспределения потоков движения жидкости внутри залежи и выработки остаточных запасов нефти.

Пример конкретного выполнения данного способа разработки нефтяной залежи на участке Березовской площади Ромашкинского месторождения.

На фиг.1 (а, б) изображена схема заводнения выбранного участка месторождения, на котором применен найденный оптимальный способ в результате анализа исторических данных в системе добычи и нагнетания и нахождения взаимосвязей между скважинами 1-7. Для получения оптимальных режимов закачки на нагнетательных скважинах необходимо произвести ряд технических и вычислительных мероприятий. Выбрали участок залежи, на котором до оптимизации на добывающие скважины 1, 2, 3 имели влияние нагнетательные 5, 6, 7 с объемом закачки 5000 м³ в месяц. Для того чтобы увеличить суммарный дебит нефти по скважинам 1, 2 и 3 (было 65 т в сутки) и при этом не увеличивать обводненность с 63% на этом участке, был проведен анализ взаимовлияния скважин за 12 лет с шагом в один месяц (с 01.01.2000 г. по 01.01.2012 г.). В результате определены коэффициенты взаимовлияния между каждыми скважинами 1-3 и 4-7 (режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7) и подобраны оптимально возможные способы режимов закачки на нагнетательных скважинах 4-7. Коэффициенты взаимовлияния скважин 1-3 и 4-7 определяли известными методами (Лисин А.С. Расчет коэффициентов взаимовлияния скважин методом сеток.) из первоначально собранной воедино необходимой информации из имеющихся в распоряжении баз данных: режимы работы скважин 1-7, объемы добычи и закачки по скважинам 1-7 с учетом существующей адаптированной по истории разработки и давлениям геолого-гидродинамической модели нефтяной залежи (время реагирования, забойные и пластовые давления, компенсация добычи закачкой). Исходя из вышесказанного, для данного участка определено время реагирования как техническими, так и расчетными гидродинамическими методами, и оно составляет от 30 до 90 дней. На основании собранной информации произвели расчеты зависимостей объемов дебита добывающих скважин от режимов работы нагнетательных скважин с учетом коэффициентов взаимовлияния для подбора оптимальных способов режимов закачки в скважины 4-7.

Перед изменениями режимов закачки на скважинах 4, 5, 6, 7 оптимизированные варианты работы нагнетательных скважин прошли апробацию в прогнозных расчетах геолого-гидродинамической модели. В результате гидродинамических расчетов осуществляется контроль качества предлагаемых мероприятий, оценивается экономическая эффективность. Также обновленная информация по результатам гидродинамического моделирования может быть использована в качестве входных данных для уточнения оптимизационных расчетов.

На графиках отображены суммарный дебит (фиг.2) добываемой продукции и ее суммарная обводненность (фиг.3), где изображены кривые I, II, III - соответствующие изменения суммарных дебитов (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) для различных режимов добычи из скважин 1-3 и нагнетания в скважины 4-7 вытесняющего агента (воды). I - это кривая изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении этого участка без изменения режимов закачки в скважины 4-7 (фиг.1); II - это расчетная кривая изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении выбранного участка с изменением режимов закачки в скважины 4-7 (фиг.1) по наиболее близкому аналогу; III - это график изменения дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) с изменением режимов закачки и перераспределением в скважины 4-7 (фиг.1) без практического изменения суммарных объемов (не более чем на 10%) и отбора на скважинах 1-3 (фиг.1) с учетом коэффициентов взаимовлияния; IV - это график изменения реального полученного дебита (фиг.2) и обводненности продукции (фиг.3) при освоении участка, с учетом всех оптимизационных рекомендаций.

На фиг.2 отображены суммарные дебиты нефти по участку при разных оптимизационных способах закачки за четыре месяца с прогнозами на последующие два месяца. Если не применять эти оптимальные способы, то дебит нефти будет снижаться (кривая I) и в течение трех последующих месяцев уменьшится с 64 до 56 т/сут, с выбранным первым способом дебит нефти (кривая II) будет поддерживаться на уровне 71 т/сут. При использовании способа оптимизации, описанного в наиболее близком аналоге, дебит сначала вырастет, а потом будет снижаться с 71 до 65 т/сут. Изменения суммарного дебита нефти по участку отображает кривая III: после проведения оптимизационных работ на нагнетательных скважинах дебит увеличился с 64,4 до 71,4 т/сут при меньших затратах на нагнетание.

На фиг.3 видно, что при выборе оптимально подобранных режимов нагнетания, напротив, обводненность падает (кривая II) с 61 до 59%, а не растет (кривая I) с 61 до 63%, если не использовать оптимальные способы. Кривая III отображает уменьшение обводненности с 63 до 60,5% при выборе оптимизационного режима по закачке на нагнетательных скважинах 4, 5, 6, 7 и интенсификации отбора на добывающих 1, 2, 3 (фиг.1). Кривая IV (фиг.3) демонстрирует результат по снижению обводненности за счет практического применения оптимизационных действий.

По найденному оптимальному режиму (см. кривую III на фиг.2 и 3) на участке (фиг.1б) для увеличения дебита нефти был изменен объем закачки на скважинах 5, 6, 7. На скважине 5 объем закачки уменьшен с 1400 до 1000 м³/мес. Объем закачки на скважине 6 остался без изменений - на уровне 2000 м³/мес, а на скважине 7 увеличена закачка с 1600 до 2000 м³/мес и включена ранее выведенная в циклический режим скважина 4 с объемом закачки 600 м³/мес. При этом общий суммарный объем закачиваемой и добываемой жидкости остается в пределах заданных пределов 5000-5500 м³ /мес.

После подбора режимов работы нагнетательных скважин 4, 5, 6, 7 (фиг.1б) проводят оптимизацию режимов работы на добывающих скважинах. За счет перераспределения объемов отбираемой продукции, определяют оптимальный режим работы для каждой добывающей скважины 1, 2, 3 (фиг.1б). Оптимизация проводится с помощью автоматизированных программных комплексов. С их помощью определяют малоэффективные добывающие скважины. К ним относятся высокообводненные или быстро обводняющиеся скважины. На этих скважинах уменьшается отбор продукции вплоть до полной остановки. Неотобранный объем продукции компенсируется за счет увеличения отборов на других скважинах таким образом, чтобы коэффициент компенсации добычи закачкой оставался на текущем уровне.

Предварительные прогнозные расчеты показали, что, исходя из определенных на предыдущем этапе режимов работы нагнетательных скважин, наблюдается более быстрое обводнение скважины 1 (фиг.1а) по сравнению со скважиной 2. Для более равномерной выработки запасов были перераспределены объемы добывающей продукции между скважинами. Для этого на скважине 1 (фиг.1б) отбор жидкости снизили на 30% (с 26 до 18 м³/мес), а на скважине 2 (фиг.1б) компенсировали снижение добычи на скважине 1 (фиг.1а) увеличением с 8 до 16 м³/сут. При данных условиях выработка запасов осуществлялась более равномерно с постепенным увеличением обводненности на выбранных скважинах. При перераспределении объемов добываемой жидкости между скважинами на 10 и 50% равномерность выработки запасов не достигалась из-за быстрого обводнения той или другой скважины.

Для скважины 3 (фиг.1б) было решено оставить прежние режимы.

В результате после проведения мероприятий реальный суммарный дебит нефти по участку увеличился с 64,4 до 72 т/сут (см. кривую IV на фиг.2), суммарная обводненность уменьшилась с 63 до 60,3% (см. кривую IV на фиг.3), что практически соответствует расчетным данным.

Количество нагнетательных и добывающих скважин может быть различным. Оно определяется их взаимовлиянием. Анализ изменений взаимовлияний для участка с большим количеством скважин проводится в автоматическом режиме с помощью вычислительных средств.

Предлагаемый способ по сути является физическим методом увеличения нефтеизвлечения и позволяет снизить обводненность добывающих скважин на 5-10%, а дебит нефти скважины увеличить на 5-10% без дополнительных затрат на переоборудование скважин и увеличение объемов закачки. При этом использование способа регулирования разработки нефтяной залежи эффективно и на участках с различными условиями эксплуатации.