СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Российский патент 2001 года по МПК E21B49/00 E21B43/16 

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

Способ определения направления фильтрационных потоков многофазной несжимаемой жидкости на основе обобщенного закона Дарси в рамках модели Баклея-Леверетта или Рапопорта-Лиса предлагается в [1] (аналог). Однако в [1] при рассмотрении системы, моделирующей совместное течение фаз вытесняющей и вытесняемой жидкостей, не учитывается сжимаемость агента вытеснения, вытесняемой жидкости и пористой среды, что в значительной мере снижает прикладную ценность получаемых результатов.

По прототипу [2] в способе контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами для математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде предварительно определяют проницаемость, пористость, мощность пласта, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, строят поля начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений.

Поскольку в прототипе рассматриваются стационарные уравнения эллиптического типа, без учета упругих свойств жидкостей и пористой среды, то к недостаткам прототипа следует отнести неадекватное описание принятой в прототипе математической модели протекающих в пласте процессов фильтрации.

Процесс многофазной фильтрации упругой жидкости описывается следующей системой дифференциальных уравнений (1- 4):


P|_Г = P⁰(x,y, τ );
S_н(x,y,z,O) = S_н⁰(x, y, z),
где
Г - граница исследуемой области Ω, N - число скважин, Q_v - расход v-й скважины, причем при Q > 0 - скважина нагнетательная, а если Q _v < 0, то скважина - добывающая; обобщенный коэффициент сжимаемости жидкости; k - абсолютная проницаемость; k_в и k_н - модифицированные функции ОФП воды и нефти соответственно μ_в, μ_н - вязкости воды и нефти; S_н, S_н⁰ - текущая и начальная нефтенасыщенность; P - текущее поле давлений, P⁰ - давление на границе области; x, y - пространственные и τ - временная переменные.

Привлечение дополнительной информации о упругих свойствах жидкостей, пористой среды и геологическом строении пласта повышает достоверность математического моделирования и позволяет точнее определить границы гидродинамически изолированных участков нефтяной залежи, с наименьшим объемом перетоков через вертикальный разрез.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и достоверности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений, за счет учета нестационарных процессов фильтрации и определения гидродинамически изолированных участков месторождения. Предлагаемый способ контроля за разработкой нефтяных месторождений позволит обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий.

Поставленная задача решается тем, что дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, с учетом этой информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и построение математической модели выбранной области нефтяной залежи, на основе построенной математической модели на определенные даты строят карты изобар и поля градиентов давлений и определяют участки наибольшей площади со слабо изменяющимися во времени границами и с наименьшим расходом жидкости через вертикальный разрез. Собирают дополнительную информацию о геологическом строении пласта, на основе собранной информации строят карту гидросвязанных областей пласта, уточняют поле проницаемости и используют карту гидросвязанных областей пласта совместно с построенными по математической модели картами изобар и полями градиентов давлений, а также полем проницаемости.

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 на основе математического моделирования процессов фильтрации не проводилось определение гидродинамически изолированных участков месторождения, тем более с привлечением дополнительной информации о геологическом строении пласта. Такой подход позволяет эффективнее спланировать геолого-технические мероприятия по доизвлечению нефти. Таким образом, отличительные признаки предлагаемого технического решения являются новыми, а заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "изобретательский уровень".

Способ предпочтительно осуществляется следующей пocлeдoвaтельностью 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 всего слоя вскрытого скважиной пласта по всему участку нефтяного месторождения.

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

3. По информации о геологическом строении пласта - построение карты по отражающему горизонту и карты глинистой перемычки. С учетом построенных карт проводится построение поля проницаемости, используемое при математическом моделировании.

4. Математическое моделирование процессов фильтрации в пористой среде, с учетом математической модели геологического строения пласта.

5. При несогласованности результатов математического моделирования процессов фильтрации в неоднородном пласте с реальной технологической ситуацией, возвращение к п. 4, до приемлемой степени совпадения расчетных и фактических технологических показателей.

6. По результатам математического моделирования, на определенные даты, построение полей изобар и градиентов давления. По построенным полям и картам из п. 3 определяют местоположение и границы гидродинамически изолированных участков месторождения, то есть участков наибольшей площади со слабо изменяющимися во времени границами и с наименьшим расходом жидкости через вертикальный разрез.

Пример конкретного осуществления способа контроля за разработкой нефтяного месторождения
Рассмотрим разрабатываемую область нижних объектов в-г (р-н скв. 329), Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Разработка выбранного участка пласта ведется 112 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.99 г. 40 - добывающих, 18 - нагнетательных и 54 скважины находятся в бездействии.

1. В табл. 1 приведены характеристики нижних объектов в-г Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

Пористость пласта m⁽ⁱ⁾ считалась постоянной и равной 0,195.

Определяемая по лабораторным исследованиям сжимаемость нефти, воды и пористой среды в нижних объектах в-г Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения равны 9•10^-4 МПа^-1, 4•10^-4 МПа^-1 и 10•МПа^-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 1,706 мПа•с и 0,671 мПа•с. Начальная (S_вmin) и конечная (S_вmax) насыщенности агентом вытеснения -0,1 и 0,74 соответственно.

Аналогично определяются параметры пласта по каждой скважине участка месторождения.

2. В результате исследования большого числа кернов нижних объектов в-г Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, для характерных проницаемостей данного месторождения, получены функциональные зависимости, по которым определялись характеристики отдельных пропластков


водонасыщенность.

3. Поле проницаемости, построенное по данным ГИС, было уточнено на основе карт по отражающему горизонту и глинистой перемычки, построенных по данным о геологическом строении нижних объектов в-г Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

На фиг. 1 представлена объемная модель проницаемости, построенная с учетом информации о геологическом строении пласта, где на плоскости XOY синим цветом изображена граница гидродинамического участка, полученного путем математического моделирования. Полученное поле проницаемости использовалось при математическом моделировании выбранной области.

4. Математическое моделирование проводилось на трехмерной модели пласта с детальным описанием работы скважин. Расчетная сетка модели 99х97х5.

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. 2 представлены графики интегральных кривых накопленной добычи нефти; на фиг. 3 - результаты адаптации работы высокодебитной скважины N 330. Аналогичные результаты были получены и по большинству других высокопродуктивных скважин.

6. На фиг. 4 представлена карта изобар, полученная в ходе численного моделирования на 01.01.99 г. Имеются аналогичные карты на разные даты, позволяющие прослеживать изменение среднепластового давления в динамике. Поиск сегментов границы односвязного участка осуществляется градиентным методом [5] по точкам области с наименьшим перепадом пластового давления на последние годы разработки месторождения. За начальное приближение была выбрана граница участка, ограниченного изобарой 160 МПа (фиг. 4). Окончательные результаты представлены на фиг. 4. Суммарные перетоки жидкости через границу (фиг. 4) за последние 3 года эксплуатации месторождения приведены в табл. 2.

Если сравнить объемы закачки и отбора жидкости в области с границей (фиг. 4) и расчетной области математического моделирования (табл. 2), то нетрудно видеть, что суммарный переток через границу в год составляет 1-2% от данных величин, то есть перетоки жидкости через границу (фиг. 4) минимальны.

Таким образом, предложенный способ позволяет более эффективно контролировать разработку нефтяного месторождения и, тем самым, улучшить результаты планирования геолого-технических мероприятий по доизвлечению остаточной нефти. Изобретение промышленно применимо, так как используется доступное лабораторное оборудование и ЭВМ.

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

2. Патент РФ N 2092691, E 21 В 47/00, опубликованный БИ N28, 1997.

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

4. Самарский А. А., Попов Ю.П. Разностные методы решения задач газовой динамики. М.: Наука, 1980, 352 с.

5. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М.: Наука, 1980, 536 с.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение эффективности и достоверности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет нестационарных процессов фильтрации и определения гидродинамически изолированных участков месторождения, а также позволит обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий. Сущность изобретения: дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость. Собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. С учетом этой информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и построение математической модели выбранной области нефтяной залежи. На основе построенной математической модели на определенные даты строят карты изобар и поля градиентов давлений и определяют участки наибольшей площади со слабо изменяющимися во времени границами и с наименьшим расходом жидкости через вертикальный разрез. Во втором варианте собирают дополнительную информацию о геологическом строении пласта. На основе собранной информации строят карту гидросвязанных областей пласта совместно с построенными по математической модели картами изобар и полями градиентов давлений, а также полем проницаемости. 1 з.п.ф-лы, 2 табл., 4 ил.

1. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения, включающий определение проницаемости, пористости, мощности пласта, 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 с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, отличающийся тем, что дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, с учетом этой информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и построение математической модели выбранной области нефтяной залежи, на основе построенной математической модели на определенные даты строят карты изобар и поля градиентов давлений и определяют участки наибольшей площади со слабо изменяющимися во времени границами и с наименьшим расходом жидкости через вертикальный разрез. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что собирают дополнительную информацию о геологическом строении пласта, на основе собранной информации строят карту гидросвязанных областей пласта, уточняют поле проницаемости и используют карту гидросвязанных областей пласта совместно с построенными по математической модели картами изобар и полями градиентов давлений, а также полем проницаемости.