СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ С ПОМОЩЬЮ КОНТРОЛЯ ПОЛЕЙ ДАВЛЕНИЙ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/16 E21B47/06 

Описание патента на изобретение RU2166619C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений.

Способ разработки нефтяного месторождения с определением полей давлений по основной формуле теории упругого режима фильтрации предлагается в [1] (аналог). Однако в [1] при построении полей давлений не рассчитываются поля насыщенности агентом вытеснения, что не позволяет в полной мере вести контроль за материальным балансом и в значительной мере снижает прикладную ценность получаемых результатов.

По прототипу [2] в способе разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами для математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде предварительно определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, определяют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, строят поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка, осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, и рекомендуют проведение геолого-технических мероприятий.

Поскольку в прототипе не учитывается изменение поля текущей нефтенасыщенности и не производится корректировка данных по информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах в процессе математического моделирования процессов фильтрации, то к недостаткам прототипа следует отнести неадекватное описание принятой в прототипе математической модели протекающих в пласте процессов фильтрации и, соответственно, недостаточная эффективность контроля за разработкой.

Процесс многофазной фильтрации упругой жидкости описывается следующей системой дифференциальных уравнений (1)-(4):
(1)
(2)
P/Г = Po(x,y,τ); (3)
Sн(x,y,O) = Sн0(x,y) (4)
где Г - граница исследуемой области Ω; N - число скважин; Qv - расход v-ой скважины, причем при Qv > 0 - скважина нагнетательная, а если Qv < 0, то скважина - добывающая, обобщенный коэффициент сжимаемости жидкости; k - абсолютная проницаемость; kв и kн - модифицированные функции ОФП воды и нефти соответственно; μвн - вязкости воды и нефти; Sн, S0н - текущая и начальная нефтенасыщенность; P - текущее поле давлений, P0 - давление на границе области; x, y - пространственные и τ - временная переменные.

Привлечение дополнительной информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах повышает достоверность математического моделирования и позволяет точнее восстановить наиболее реальную картину фильтрационных потоков в пласте, что отражается в совпадении фактических и расчетных технологических показателей (например, динамики обводненности по скважинам).

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности способа разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами с помощью полей давлений, за счет учета изменения поля текущей нефтенасыщенности и корректировки данных по информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах в процессе математического моделирования процессов фильтрации. Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами с помощью полей давлений позволит обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий. Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости и построение полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка, математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрованных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, и проведение геолого-технических мероприятий, согласно изобретению дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах, с учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на разные даты строят поля среднепластового давления, по построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления, а также проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости. Дополнительно выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на разные даты и восстанавливают эту информацию на основе математического моделирования.

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

Что касается "изобретательского уровня", то до сих пор не производилось построение полей давлений на основе совместного применения математического моделирования упругого пласта и замеров пластового и забойного давлений на скважинах. Причем в ходе математического моделирования учитывается информация о замерах давлений на скважинах. Такой подход позволяет достовернее согласовывать получаемые результаты с реальной технологической ситуацией. Таким образом, отличительные признаки предлагаемого технического решения являются новыми, а заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "изобретательский уровень".

Способ предпочтительно осуществляется следующей последовательностью операций.

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

2. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины и определение для каждой скважины участка месторождения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации.

3. По дополнительно собранной информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на определенную дату.

4. Построение полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка. Математическое моделирование процессов фильтрации в пористой среде, с учетом математической модели геологического строения пласта и информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах.

5. При неудовлетворительных результатах математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородном пласте с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией. Возвращение к пункту 4.

6. По результатам математического моделирования, на разные даты, построение полей среднепластового давления. По построенным полям определяют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления, а также проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости.

Пример конкретного осуществления способа разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью полей давлений
Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт AC11 Лемпинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 161 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.99 г. 64 - добывающих, 23 - нагнетательных и 74 скважины находятся в бездействии.

1. В таблице 1 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта AC11 Лемпинского месторождения по одной из скважин.

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

Определяемая по лабораторным исследованиям сжимаемость нефти, воды и пористой среды в пласте AC11 Лемпинского месторождения равны 10-9 Па-1, 4•10-10 Па-1 и 10-19 Па-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 3,67 мПа•с и 0,3 мПа•с. Начальная (SBmin) и конечная (SBmax) насыщенности агентом вытеснения - 0,4 и 0,74 соответственно.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения.

2. В результате исследования большого числа кернов пласта AC11 Лемпинского месторождения, для характерных проницаемостей данного месторождения, получены функциональные зависимости, по которым определялись характеристики отдельных пропластков:

где Sв - водонасыщенность.

3. В таблице 2 приведена часть данных о замерах пластового давления за 1998 год.

Имеются аналогичные таблицы замеров пластового и забойного давлений по скважинам по годам на конец календарного года. По этим таблицам определяются группы скважин, для которых отсутствуют замеры пластового давления, в 1998 году замер не производился.

4. По данным ГИС, определенным в пункте 1, рассчитываются поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка. Математическое моделирование проводилось на квазитрехмерной модели пласта с детальным описанием работы скважин. Расчетная сетка модели 85х55. В процессе математического моделирования корректировались значения пластового давления в районе скважин, для которых есть информация о замерах пластового и/или забойного давлений, для других скважин, для которых такая информация отсутствует. Корректировка значений пластового давления производилась только в том случае, если данные значения выходили за границы среднестатистических в данном году.

В качестве метода решения уравнений (1) - (2) применен хорошо известный метод сеток [3] - [4].

5. Критерием адекватности математической модели фактическим фильтрационным процессам, протекающим в пласте, являлось совпадение интегральных кривых обводненности и кривых накопленной добычи нефти, а также совпадение кривых обводненности и добычи нефти по большинству моделируемых скважин. На фиг. 1 представлены результаты адаптации работы высокодебитной скважины N 540. Аналогичные результаты были получены и по большинству других высокопродуктивных скважин.

6. На фиг. 2 представлены результаты изменения динамики средне-пластового давления в районе скважины N 540, по данным математического моделирования и значениям замеров пластового давления на этой скважине (на 1992, 1993, 1996 и 1997 гг.). На фиг. 3 представлена карта среднепластового давления пласта AC11 Лемпинского месторождения, построенная по результатам математического моделирования, с использованием имеющейся информации о замерах пластового и забойного давлений на скважинах (имеются аналогичные карты на разные даты, позволяющие прослеживать изменение среднепластового давления в динамике).

На основе данной карты возможно проведение анализа текущего состояния разработки месторождения. Так, на фиг. 4 представлена карта направлений фильтрационных потоков, ранжированных по величине градиента давлений (жирными стрелками отображены поля градиентов давлений, где grad P > 0.1 атм/м).

Анализ фиг. 3 - 4 показал, что в районе разрезающего нагнетательного ряда (скважины NN 183 - 188 - 193) повышенное среднепластовое давление (фиг. 3), что указывает на перекаченность пласта, особенно в районе скважин NN 191, 192, 193 (фиг. 4). Возможны рекомендации дальнейшей разработки: снизить закачку жидкости на этих скважинах.

В районе добывающих скважинах NN 1506, 1505, 607 (фиг. 3) пониженное среднепластовое давление, что подтверждено замерами пластового давления на скважинах NN 607 и 1505 (табл. 2), и большими градиентами давлений (фиг. 4) в районе этих добывающих скважин. Рекомендуется уменьшить интенсивность отбора жидкости или перевод скважин NN 584 и 608 под нагнетание.

Таким образом, предложенный способ позволяет более эффективно производить разработку нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, улучшив результаты планирования геолого-технических мероприятий по доизвлечению остаточной нефти. Изобретение промышленно применено, так как используется доступное лабораторное оборудование и ЭВМ.

Источники информации
1. Басниев К.С. и др. Подземная гидравлика. - М.: Недра, 1993, 303 с.

2. Патент РФ N 2092691, E 21 В 47/00, 1997.

3. Самарский А.А. Теория разностных схем. - М.: Наука, 1977, 656 с.

4. Самарский А.А. и др. Разностные методы решения задач газовой динамики. - М.: Наука, 1980, 352 с.

Похожие патенты RU2166619C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1999
  • Кондаратцев С.А.
  • Денисов В.В.
  • Карачурин Н.Т.
RU2166630C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2007
  • Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
  • Хисамов Раис Салихович
  • Закиров Айрат Фикусович
  • Таипова Венера Асгатовна
RU2336413C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2013
  • Хисамов Раис Салихович
  • Рахманов Айрат Рафкатович
  • Гумаров Нафис Фаритович
  • Туктаров Тагир Асгатович
  • Закиев Булат Флусович
  • Швыденко Максим Викторович
RU2535545C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ 2000
  • Кондаратцев С.А.
  • Денисов В.В.
RU2183268C2
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ 1998
  • Кондаратцев С.А.
  • Денисов В.В.
RU2148169C1
СПОСОБ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЯНЫХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 1999
  • Баграмов К.А.
  • Дьячук И.А.
  • Луценко А.А.
  • Репин Д.Н.
  • Тян Н.С.
  • Хасанов М.М.
RU2161246C1
СПОСОБ ОЦЕНКИ ОХВАТА ПЛАСТА СИСТЕМОЙ РАЗРАБОТКИ 2019
  • Поплыгин Владимир Валерьевич
RU2717326C1
СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2011
  • Поплыгин Владимир Валерьевич
  • Галкин Сергей Владиславович
  • Иванов Сергей Анатольевич
RU2480584C1
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2005
  • Афанасьев Виталий Сергеевич
  • Брилиант Леонид Самуилович
  • Бродский Петр Абрамович
  • Гутман Игорь Соломонович
  • Дзюба Владислав Ильич
  • Кадышев Николай Андреевич
  • Кашик Алексей Сергеевич
  • Кириллов Сергей Александрович
  • Кузнецов Олег Леонидович
  • Пергамент Анна Халиловна
  • Рябцева Наталья Борисовна
  • Тихонов Александр Станиславович
  • Фахретдинов Риваль Нуретдинович
  • Хозяинов Михаил Самойлович
  • Цой Валентин
RU2301326C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ, ФОРМИРУЮЩИХСЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ 1995
  • Кондаратцев С.А.
  • Мухамедшин Р.К.
  • Хасанов М.М.
  • Хатмуллин И.Ф.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Галеев Р.М.
RU2092691C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 166 619 C1

Реферат патента 2001 года СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ С ПОМОЩЬЮ КОНТРОЛЯ ПОЛЕЙ ДАВЛЕНИЙ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: по способу предварительно определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей, агента вытеснения жидкости, строят поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, и рекомендуют проведение определенных геолого-технических мероприятий. Дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах. С учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на определенные даты строят поля среднепластового давления. По построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления. Проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости. Дополнительно выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на определенную дату, и восстанавливают эту информацию на основе математического моделирования. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

Формула изобретения RU 2 166 619 C1

1. Способ разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости и построение полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей каждого пропластка, математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, и проведение геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, а также информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах, с учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на разные даты строят поля среднепластового давления, по построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления, а также проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно выделяют группы скважин, для которых отсутствует информация о замерах пластового давления на разные даты и восстанавливают эту информацию на основе математического моделирования.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2001 года RU2166619C1

СПОСОБ КОНТРОЛЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ, ФОРМИРУЮЩИХСЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ 1995
  • Кондаратцев С.А.
  • Мухамедшин Р.К.
  • Хасанов М.М.
  • Хатмуллин И.Ф.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Галеев Р.М.
RU2092691C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1987
  • Амелин И.Д.
  • Давыдов А.В.
RU1487546C
RU 2055981 C1, 10.03.1996
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ 1998
  • Булыгин Д.В.
  • Закиров Р.Х.
  • Некрасов В.И.
  • Маврин М.Я.
  • Рамазанов Р.Г.
  • Тихонов А.С.
RU2123582C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОМОЩЬЮ КАРТ ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН 1997
  • Хатмуллин И.Ф.
  • Хасанов М.М.
  • Хамитов И.Г.
  • Галеев Р.М.
RU2122107C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ 1993
  • Рамазанов Р.Г.
RU2077663C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1995
  • Латыпов А.Р.
  • Манапов Т.Ф.
  • Макаров Р.В.
  • Тян Н.С.
  • Бачин С.И.
RU2087687C1
СПОСОБ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1994
  • Латыпов А.Р.
  • Потапов А.М.
  • Манапов Т.Ф.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Хасанов М.М.
RU2072033C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗОНАЛЬНО НЕ ОДНОРОДНЫХ ПО КОЛЛЕКТОРСКИМ СВОЙСТВАМ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ 1993
  • Бакиров И.М.
  • Дияшев Р.Н.
  • Панарин А.Т.
  • Бакирова Г.Х.
RU2046181C1
ЦИЛИНДРИЧЕСКОЕ ДЕТОНАЦИОННОЕ УСТРОЙСТВО 2017
  • Губачев Александр Владимирович
  • Губачев Владимир Александрович
  • Николин Андрей Александрович
  • Литвинова Мария Сергеевна
  • Зотов Дмитрий Евгеньевич
  • Баканов Владимир Викторович
RU2656650C1
Головной взрыватель 2017
  • Токарев Владимир Анатольевич
  • Стайцов Андрей Михайлович
  • Стайцов Александр Андреевич
  • Бахарев Сергей Анатольевич
  • Баклашов Дмитрий Иванович
RU2656651C1

RU 2 166 619 C1

Авторы

Кондаратцев С.А.

Денисов В.В.

Даты

2001-05-10Публикация

1999-09-03Подача