СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОМОЩЬЮ КАРТ ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН Российский патент 1998 года по МПК E21B43/20 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных залежей.

Известны рекомендации действующих РД по контролю за разработкой нефтяных месторождений с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин (ОНТ). Недостатком такого контроля является невысокая степень достоверности из-за отсутствия комплексного учета текущих показателей разработки.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин [1] , включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред и расчет остаточных нефтенасыщенных толщин h_c в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (x_i; y_i) по обводненности продукции скважины:

где
H - начальная эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, вскрытaя перфорацией;
f_в - обводненность добываемой нефти;
K_в, K_н - относительные фазовые проницаемости соответственно для воды и нефти;
μ₀ - отношение вязкостей нефти и воды,
т. е. по формуле, вытекающей из теории Баклея-Леверетта. Восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин в произвольной точке залежи с координатами (x,y) производится с учетом результатов текущих геолого-промысловых исследований скважин и геолого-технических мероприятий, а именно результатов бурения новых скважин, определения ВНК и ремонтно- изоляционных работ.

Недостатком прототипа является невысокая степень достоверности, в частности, из-за отсутствия на практике достаточного количества определений фактического текущего ВНК, а также отсутствия учета вклада работающих скважин в формирование поля ОНТ.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении достоверности способа контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт ОНТ за счет учета вклада работающих скважин в формирование поля ОНТ. Предлагаемый способ контроля за разработкой позволит соответственно обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Поставленная задача решается тем, что дополнительно строят карты начальных нефтенасыщенных толщин, определяют объемы накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемы закачек для нагнетательных скважин и распределение проницаемости по пропласткам и вклады работающих скважин в формирование поля остаточных нефтенасыщенных толщин в произвольной точке как функцию
W_i= W(α,r,Q,h_c(x_i,y_i)), (1)
где
α подгоночный параметр;
r - расстояние от i-й скважины до точки с координатами (x,y);
Q - накопленная добыча или закачка;
h_c (x_i, y_i) - рассчитанная из соотношения Баклея-Леверетта остаточная нефтенасыщенная толщина в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (x_i, y_i), причем расчет h_c(x_i, y_i) ведут с учетом распределения проницаемости по пропласткам,
вычисляют остаточную нефтенасыщенную толщину в произвольной точке залежи с координатами (x,y) по формуле
h_c(x,y) = ΣW_i(α,r,Q,h(x_i,y_i)) (2)
и восстанавливают поле остаточных нефтенасыщенных толщин подбором параметра α по итерационной схеме так, чтобы выполнялось балансовое соотношение

где
V_o и V_ост - начальные и остаточные запасы нефти, определяемые соответственно по картам начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин;
ΣQ_н - накопленная добыча нефти;
ρ_o - плотность нефти в пластовых условиях.

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

Заявителю известно техническое решение по патенту РФ N 2055981 [2], согласно которому контроль за разработкой и с помощью карт ОНТ осуществляется численным методом с привлечением показателей обводненности продукции и объемов добычи нефти.

Но отличительный признак предлагаемого технического решения, связанный с одновременным определением объемов накопленной нефти и объемов закачек, а также вкладов работающих скважин в формирование поля ОНТ с соблюдением балансового соотношения между начальным и остаточным запасами нефти и накопленной добычей нефти, является новым.

Поэтому предлагаемое решение соответствует, по нашему мнению, критерию "изобретательский уровень".

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, в том числе распределения проницаемости по пропласткам залежи.

2. Расчет остаточных нефтенасыщенных толщин в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (x_i, y_i) по обводненности продукции скважины из соотношений Баклея-Леверетта с учетом распределения проницаемости по пропласткам.

3. Построение карт начальных нефтенасыщенных толщин.

4. Текущие геолого-промысловые исследования скважин и определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек - для нагнетательных.

5. Определение вкладов работающих скважин в формирование поля ОНТ по формуле (1) и вычисление ОНТ в произвольной точке залежи с координатами (x,y) по формуле (2).

6. Восстановление поля ОНТ при условии выполнения балансового соотношения (3) между начальными и остаточными запасами нефти и накопленной добычей нефти.

7. Выдача рекомендаций по дальнейшему проведению ГТМ.

Примеры конкретного осуществления способа контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт ОНТ.

Пример 1. Построение карты ОНТ по залежи 3, приуроченной к пласту Б₁₁ Мамонтовского месторождения.

Краткие геологические характеристики залежи таковы. Залежь пластово-сводового типа. В пласте выделяются два песчаных ритма. К верхнему приурочена залежь нефти. Нижний водоносный отделен от верхнего невыдержанным глинистым разделом 3-4 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 0-30 м, нефтенасыщенная от 0-6 м. Залежь полностью подстилается водой.

Залежь разрабатывается с 1970 г. с активным поддержанием пластового давления. Начальные балансовые запасы залежи V_o составляют 7,54 млн. т.

К моменту построения карт из залежи добыто ΣQ_н = 2,23 млн. т нефти при суммарном объеме закачки ΣQ_з = 12,1 млн. т воды (компенсация отбора закачкой 116%). Коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 30% при средней обводненности добывающих скважин более 90%. С учетом высокой обводненности скважин для обеспечения достаточно высокого проектного КИН (37%) необходимо выделить плохо выработанные зоны и наметить мероприятия по совершенствованию выработки запасов.

В табл. 1 приведены физико-химические свойства нефти и воды в пластовых условиях.

На фиг. 1 представлен пример геолого-геофизического профиля. По оси ординат указаны толщины пласта, отсчитанные от кровли. Самый верхний ряд цифр задает номера скважин профиля. Направления стрелок показывают вид скважины ( добывающие, нагнетательные), ниже указаны глубины до кровли. Для каждой скважины приведены три колонки. Первая колонка задает тип коллектора (в данном случае выделяются только песчаники - серого цвета, которые разделены глинистыми прослоями, - белые промежутки). Решетка в пределах этой колонки указывает перфорированные интервалы. В следующей колонке приводится нормированное (на максимальное значение проницаемости в пределах разреза скважин) распределение проницаемостей. Соответствующие нормирующие значения указаны в самом нижнем ряду цифр. В третьей колонке показаны начальные нефтенасыщенности.

В табл. 2 приведена остальная исходная и расчетная информация, необходимая для построения карт начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин. Отметим, что в расчетах остаточных нефтенасыщенных толщин в ближайшей окрестности скважин h_c(X_iY_i) по схеме Баклея-Леверетта учитывалось распределение проницаемости по пропласткам.

Далее была построена карта начальных нефтенасыщенных толщин (фиг. 2).

Для построения карты ОНТ на основе приведенной информации были определены вклады работающих скважин в формирование поля ОНТ по формуле (1) и остаточные нефтенасыщенные толщины в произвольных точках залежи - по формуле (2) и произведено восстановление поля ОНТ подбором параметра α по итерационной схеме из условия соблюдения балансового соотношения (3).

Параметр α оказался равным 0,21.

Восстановленное поле ОНТ представлено на фиг. 3.

На картах начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин (фиг. 2 и 3) обозначения скважина нагнетательная, добывающая и транзитная соответственно.

Также была построена карта ОНТ по прототипу (фиг. 4).

Карта ОНТ, построенная по прототипу, достоверно не отражает состояние выработки запасов залежи. Так, сравнивая ее с картой начальных толщин (фиг. 2), можно считать, что залежь практически вся выработана. При этом с учетом коэффициента вытеснения должен был быть достигнут КИН порядка 60%, то есть ошибка в оценке остаточных запасов составляет 200%.

Карта ОНТ, построенная в рамках предлагаемого способа, изначально задает выполнение интегрального соотношения между начальными и остаточными запасами и отбором нефти из залежи (с любой наперед заданной погрешностью, например 1%).

Контрольная проверка выполнения балансового соотношения по отдельным квадрантам залежи показала сохранение баланса в пределах заданной точности расчетов. Это позволяет говорить о достаточной надежности построенной карты ОНТ для решения задач контроля выработки запасов.

На основе визуального сопоставления карт начальных и ОНТ (фиг. 2 и 3) с привлечением данных табл. 2 можно сделать ряд замечаний о характере выработки залежи.

Пример 2. Контроль за разработкой залежи.

В целом законтурное заводнение ведет к стягиванию нефти к добывающим скважинам. Особенно это проявляется в северо-восточной части залежи.

Однако в пределах залежи отмечаются зоны с крайне низкой выработкой. Так, например, в районе скважины 8483 (юго-восток) сохранилась практически начальная толщина. Показатели работы скважины также свидетельствуют о неэффективной выработке запасов. Согласно табл. 2 этой скважиной при начальной толщине 10,4 м добыто всего 1,2 тыс. т нефти, а водонефтяной фактор (ВНФ) достиг 31,3 (другими словами, скважина отбирает только воду). По-видимому, в районе скважин 8483-8484 срабатывает эффект "суперколлектора". По очень высокопроницаемому коллектору (трещине) вода, нагнетаемая в скважину 8484, в основном отбирается скважиной 8483 и не участвует в процессе вытеснения. Таким образом, можно рекомендовать проведение в скважине 8483 специальных исследований с целью выявления и устранения источников поступления воды.

Пример 3. Контроль за разработкой залежи.

Аналогичная ситуация наблюдается в районе скважины 8480 и выше (h = 10,2 м, Q_н= 2,7 тыс. т, обводненность равна 0,98, ВНФ=4,6). Здесь, поскольку ближайшая добывающая скважина 8479 по линии нагнетания (8478-8479-8480) отобрала достаточно много нефти и работает с большим ВНФ, можно склоняться в пользу вывода о подтягивании в скважину 8480 подошвенной воды. Поэтому в данном случае рекомендованы мероприятия по ограничению отборов и закачки по указанным скважинам. Также рекомендовано рассмотреть вопрос о возможности подключения к работе транзитной скважины 6927.

Рассмотренные примеры доказывают возможность практической реализации способа контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью построения карт ОНТ. Анализ карт позволяет вырабатывать обоснованные решения по доразработке слабодренируемых запасов.

Заявляемый способ успешно применяется на месторождениях АО "Юганскнефтегаз". Его эффективность подтверждается увеличением добычи нефти на 10% и снижением эксплуатационных затрат на скважину до 18-20%.

Источники информации
1. Колганов В.И., Шашель А.Г. Контроль за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин. - Нефтяное хозяйство, N 1, 1997, с. 40.

2. Патент РФ N 2055981, E 21 B 43/20, опубл. БИ N 7, 1996 г.

Использование: в нефтяной промышленности, а именно в способах контроля за разработкой нефтяных залежей. Обеспечивает повышение достоверности способа контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин (ОНТ) за счет учета вклада работающих скважин в формировании поля ОНТ. Сущность изобретения: по способу осуществляют геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред. Рассчитывают ОНТ в ближайшей окрестности i-й скважины по обводненности продукции скважины из соотношений Баклея-Леверетта. Восстанавливают поле ОНТ в произвольной точке скважины с учетом результатов текущих геологo-промысловых исследований скважин и геолого-технических мероприятий. Дополнительно строят карты начальных нефтенасыщенных толщин. Определяют объемы накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объем закачек для нагнетательных скважин и распределение проницаемости по пропласткам и вклады работающих скважин в формирование поля ОНТ. Это определяют как функцию, зависящую от подгоночного параметра, расстояния от i-й скважины до произвольной точки залежи, накопленной добычи и закачки, ОНТ в ближайшей окрестности i-й скважины с учетом распределения проницаемости по пропласткам. Вычисляют ОНТ в произвольной точке залежи и восстанавливают поле ОНТ подбором подгоночного параметра по итерационной схеме с учетом выполнения балансового соотношения. 2 табл., 4 ил.

Способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин, включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, расчет остаточных нефтенасыщенных толщин в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (x,y) по обводненности продукции скважины из соотношений Баклея - Леверетта и восстановление поля остаточных нефтенасышенных толщин в произвольной точке залежи с координатами (x,y) с учетом результатов текущих геолого-промысловых исследований скважин и геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что дополнительно строят карты начальных нефтенасыщенных толщин, определяют объемы накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемы закачек для нагнетательных скважин и распределение проницаемости по пропласткам и вклады работающих скважин в формирование поля остаточных нефтенасыщенных толщин как функцию
W_i = W(α, r,Qh_c(x_i, y_i)) ,
где α - подгоночный параметр;
r - расстояние от i-й скважины до точки с координатами (x,y);
Q - накопленная добыча и закачка;
h_c(x_i, y_i) - рассчитанная из соотношений Баклея - Леверетта остаточная нефтенасыщенная толщина в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (x_i, y_i), причем расчет h_c(x^o _i, y_i) ведут с учетом распределения проницаемости по пропласткам,
вычисляют остаточную нефтенасыщенную толщину в произвольной точке залежи с координатами (x, y) по формуле
h_c(x, y) = ΣW_i(α, r,Qh(x_i, y_i,))
и восстанавливают поле остаточных нефтенасыщенных толщин подбором параметра α по итерационной схеме так, чтобы выполнялось балансовое соотношение

где V_о и V_ост - начальные и остаточные запасы нефти, определяемые по картам начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин;
ΣQ_н - накопленная добыча нефти;
ρ₀ - плотность нефти в пластовых условиях.