СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТА Российский патент 1996 года по МПК E21B43/32 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам обработки призабойных зон (ОПЗ) скважины по ограничению водопритока.

Известны способы ОПЗ скважин по ограничению водопритока с предварительным выбором скважин под обработку по показателю повышения обводненности продукции [1] недостатком которых является неэффективность вследствие неучета при выборе скважин под обработку целого ряда геолого-промысловых данных.

Наиболее близок к предлагаемому способ ОПЗ скважин по ограничению водопритока, предусматривающий выбор скважин по показателям обводненности продукции и степени неоднородности пласта [2] недостатком которого также является невысокая эффективность вследствие неучета истории разработки месторождения, например особенностей формирования нефте- и водонасыщенных зон, а также остаточных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на каждую скважину.

Цель изобретения повышение эффективности способа ОПЗ по ограничению водопритока за счет правильного выбора скважин под обработку.

Цель достигается тем, что обрабатывают скважины, выбранные по величине обобщенной функции желательности проведения ОПЗ, рассчитываемой по показателям обводненности продукции, степени неоднородности пласта, остаточных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на каждую скважину, и значений, снятых для каждой скважины с карт регулирования разработки изменением режимов отборов.

Карта регулирования разработки изменением режимов отборов на участке пласта БС₁₀ месторождения Южный Балык приведена на фиг.1 до проведения мероприятий по ограничению водопритока.

Построение карт предложено авторами впервые. Оно проводится на основании ретроспективного анализа эффективности проведенных на месторождении обработок ПЗ скважин с учетом характера динамики дебитов скважин по нефти и воде, а также степени гидродинамического взаимодействия между скважинами. Для построения карты рассчитывают безразмерные коэффициенты целесообразности изменения режима отбора Р. Изолинии на карте соответствуют границам участков, отличающихся значением R более чем на 0,5 по абсолютной величине. Диапазон изменения R условно можно разбить на 3 интервала, где R<-0,5; -0,5<R<0,5; и R>0,5. Соответственно зоны, где -0,5<R<0,5, находятся в оптимальном режиме эксплуатации. На добывающих скважинах, расположенных в зонах, где R<-0,5, целесообразно проводить ограничение отборов жидкости путем селективной изоляции водопроводящих каналов пласта или выравниванием профиля приемистости ближайших нагнетательных скважин. На скважинах, расположенных в зонах, где R>0,5, рекомендуется увеличить отборы жидкости путем проведения ОПЗ по восстановлению или повышению продуктивности.

Как видно, карта полезна вообще для контроля за разработкой месторождений.

Также впервые предлагается выбор скважин под ОПЗ для ограничения водопритока осуществлять по величине обобщенной функции желательности проведения ОПЗ, учитывающей не только текущую геологопромысловую информацию, но и предысторию разработки месторождения в целом, а именно обводненности продукции, степень неоднородности пласта, остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на каждую скважину, и показатель с карты регулирования разработки изменением режимов отборов.

Выбор скважин для проведения ОПЗ с учетом четырех перечисленных выше показателей в математическом смысле сводится к решению четырехкритериальной оптимизационной задачи, которая сводится к однокритериальной путем перехода к некоторому обобщенному критерию. Известно, что при объединении критериев различной природы в один обобщенный критерий возникают существенные затруднения, связанные с их разномасштабностью. Поэтому предварительно для каждого из четырех критериев строится функция желательности проведения ОПЗ, изменяющаяся от нуля до единицы, что соответствует изменению от очень низкой до очень высокой желательности. Обобщенная функция желательности вычисляется по формуле
d=(d₁d₂d₃d₄)^1/4 (1)
где d_i желательности отдельных критериев (i=1,4).

Функция желательности проведения ОПЗ, соответствующая остаточным извлекаемым запасам, определяется как
d₁ = Φ(K_извл; K_c1; 1 ; K_c2; 0; 5) (2)
где

K_извл=V/V_извл
К_извл коэффициент нефтеизвлечения, К_с1 и K_c2 его критические значения (т. е. значения, при которых желательность минимальна или максимальна), V накопленная добыча нефти из рассматриваемой скважины, V_извл извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на эту скважину. Величина V_извл определяется стандартными методами по характеристикам вытеснения.

Функция желательности, соответствующая критерию целесообразности изменения режимов отбора R, определяется по формуле
d₂1-0,5[1+erf(5(x+0,5))] (3)
Функция желательности для обводненности вычисляется как
d₃ = ψ(B; B_c1; 0; B_c2; 1; 1,5) (4)

B, B_c1 и B_c2 обводненность и ее нижнее и верхнее критические значения.

Степень неоднородности пласта определяется по данным геофизических исследований скважин (ГИС), представленным в виде массиваK_i; h_i} где K_i и h_i проницаемость и мощность i-го пропластка, i= 1, 2,N_пр (N_пр число пропластков). Для удобства пропластки нумеруются в порядке возрастания их проницаемости. Анализ промысловых данных показал, что наиболее адекватно неоднородность пласта описывается значениями величин

где

Поэтому в качестве меры неоднородности предлагается объединенный критерий
K_н = Φ(a;a_c1;0;a_c2;1;2)•Φ(b;b_c1;0;b_c2;1;2) (5)
где а_c1, b_c1 и a_c2, b_c2 нижние и верхние критические значения величин а и b.

Функция желательности для критерия К_н выбирается в виде
d_н = ψ(K_н;0;0;1;1;1,5) (6)
Следует отметить, что нижние и верхние значения критических величин, входящие в функции желательности (1), (3) (5), определяются путем опроса экспертов или же подбираются адаптивным образом на основе ретроспективного анализа эффективности ОПЗ по ограничению водопритока, проведенных ранее на данном участке или данном месторождении.

Абсолютная величина функции желательности ОПЗ изменяется от 0 до 1.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Построение по накопленной добыче нефти V и жидкости V_ж характеристики вытеснения V= V(V/V_ж) и определение по ним извлекаемых запасов нефти V_извл, приходящихся на данную скважину, с последующим расчетом коэффициента нефтеизвлечения К_извл и желательности d₁ по формуле (2).

2. Снятие значений критерия целесообразности изменения режимов отбора R с карт регулирования разработки изменением режимов отборов в различных точках рассматриваемого участка пласта и определение значения R в окрестностях данной скважины с последующим вычислением желательности d₂ по формуле (3).

3. Определение обводненности В продукции скважины стандартными методами и вычисление по формуле (4) желательности d₃.

4. Определение степени неоднородности пласта К_н по формуле (5) с последующим вычислением желательности d₄ по формуле (6).

5. Вычисление обобщенной функции желательности проведения ОПЗ по ограничению водопритока на данной скважине по формуле (1) и принятие на этой основе решения о проведении ОПЗ или отказе от него.

Достоинством предлагаемого способа является возможность формализованного принятия решения о проведении ОПЗ с учетом неоднородности пласта и состояния фильтрационного поля в окрестности скважины. Отметим также, что по величине обобщенной функции желательности скважины, на которых решено провести ОПЗ, могут быть отранжированы в порядке первоочередности проведения мероприятий.

Пример конкретного осуществления способа
Определение целесообразности проведения ОПЗ по ограничению водопритока в скважине N 10 месторождения Южный Балык
1. На фиг.2 приведена кривая вытеснения V=V(V/V_ж), построенная по накопленной добыче нефти и жидкости в выделенной скважине. Определив из этого рисунка стандартным образом V_извл=521,09 тыс.т, получим К_извл=0,69.

По мнению экспертов, критическое значение степени выработанности могут быть приняты равными
K_c1=0,7, K_c2=1,0
Воспользовавшись этими значениями, получим по формуле (2)
d₁=1,0000
2. Величина критерия целесообразности изменения режима отборов в окрестности этой скважины оказалась равной R=-2,51.

Подставив это значение в формулу (3), получим
d₂=1,0000
3. Обводненность продукции скважины составляла В=81%
Приняв экспертные оценки В_c1=70% B_c2=99% получим
d₃=0,5240
4. В таблице приведены проницаемости пропластков К_i и их мощности h_i в интервалах перфорации скважины, полученные по данным ГИС.

В результате расчетов имеем а=1,85, b=0,98. Анализ данных ГИС большого числа скважин данного месторождения показал, что критические значения параметров функций желательности могут быть приняты следующими:
a_c1=1; a_c2=2; b_c1=0; b_c2=1
Подставив эти значения в (5) и воспользовавшись (6), получим
d₄=0,7836
5. Окончательно,
d=(1,0000•1,0000•0,5240•0,7836)^1/4= 0,8005.

Таким образом, рассматриваемая скважина обладает большой желательностью проведения мероприятий по ограничению водопритока. По результатам проведенного анализа такая обработка была проведена. Использовалась осадкообразующая композиция на основе водорастворимого полиэлектролита анионного ВПА-2, относящегося к полимерам акрилового ряда, в сочетании с концентрированным раствором солей кальция в качестве реагента-сшивателя.

В результате обводненность продукции была снижена до 70% при неизменном дебите нефти.

Таким образом, предлагаемый способ ОПЗ скважин для ограничения водопритока промышленно применим и эффективен за счет правильного выбора скважин под обработку с учетом текущего состояния и предыстории разработки месторождения в целом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам обработки призабойных зон /ОПЗ/ скважин по ограничению водопритока. В способе осуществляют выбор скважин под обработку по показателям обводненности продукции и степени неоднородности пласта. Обрабатывают скважины, выбранные по величине обобщенной функции желательности проведения ОПЗ. Функцию рассчитывают на основе показателей обводненности продукции, степени неоднородности пласта, остаточных извлекаемых запасов нефти, приходящихся на каждую скважину, и значений, снятых для каждой скважины с карт регулирования разработки изменением режимов отборов по соответствующей зависимости. 1 табл., 2 ил.

Способ изоляции пласта, включающий выбор скважин под обработку для ограничения водопритока с определением показателей обводненности продукции и степени неоднородности пласта, отличающийся тем, что при выборе скважин под обработку дополнительно определяют остаточные извлекаемые запасы нефти, приходящиеся на каждую скважину, и значения, характеризующие параметры регулирования разработки изменением режимов отборов, затем определяют величину обобщенной функции желательности проведения обработки призабойной зоны в соответствии с выражением
d=(d₁•d₂•d₃•d₄)^1/4,
где d₁ функция желательности проведения обработки призабойной зоны, соответствующая остаточным извлекаемым запасам:

K_извл. коэффициент нефтеизвлечения;
критические значения K_извл;
d₂ функция желательности, соответствующая критерию целесообразности изменения режимов отбора:
d₂=1-0,5 [1+erf(5(x+0,5))]
d₃ функция желательности для обводненности:

обводненность и ее нижнее и верхнее критические значения:
d₄ = Φ(K_н;0;0;1;1;2/3),
K_н объединенный критерий неоднородности, при этом для первоочередной обработки выбирают скважины с наибольшими величинами обобщенной функции желательности, где