Способ определения перспективных участков и оптимальных технологических параметров для применения циклического заводнения Российский патент 2018 года по МПК E21B43/20 E21B43/32 

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. Его можно использовать для автоматизированного выбора оптимального участка применения, технологии циклического заводнения, а также для автоматизированного подбора оптимальных технологических параметров, таких как периоды цикла.

Известен способ определения перспективных участков для проведения циклического заводнения [М.В. Чертенков, Чуйко А.И, Аубакиров А.Р., Пятибратов П.В. Выбор объектов и перспективных участков для применения циклического заводнения // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №8. - С. 60-64]. Способ основан на расчете критериев применимости технологии циклического заводнения, полученных в результате численных исследований с помощью трехмерного гидродинамического моделирования циклического заводнения на элементах симметрии системы размещения. Известный способ учитывает проницаемости, толщины, вязкости, сжимаемость, амплитуду колебаний приемистости, степень выработки запасов (с. 63).

Недостатком известного способа является его недостаточная точность из-за неучета влияния на результат таких параметров как пористость, расстояние между скважинами.

Решаемой изобретением задачей является повышение точности определения перспективных участков для проведения циклического заводнения.

Поставленная задача решается тем, что при определении перспективных участков и оптимальных технологических параметров для применения метода циклического заводнения, включающем расчет относительного прироста добычи нефти за счет применения циклического заводнения с использованием таких параметров как проницаемость, положения скважин, забойные давления скважин, вязкости пластовых флюидов, сжимаемости флюидов и пород, расчет текущей плотности запасов нефти с использованием начальной плотности запасов, накопленного объема добытой нефти, расчет комплексного критерия эффективности циклического заводнения, расчет, оптимальных технологических параметров (периодов цикла) дополнительно при расчете относительного прироста добычи нефти за счет применения циклического заводнения используются пористость и расстояние между скважинами, а комплексный критерий эффективности циклического заводнения вычисляется по формуле:

а оптимальные технологические параметры (периоды цикла) определяются как аргументы, при которых достигается максимум функции

текущие запасы нефти рассчитывают на основе ячеек Вороного, для чего строится сетка Вороного на основе координат активных скважин, рассчитывается площадь каждой ячейки А_ячейки, рассчитывается накопленный объем добытой нефти из каждой ячейки на основе координат скважин, которые когда-либо находились в ячейке (активные и неактивные) Q_{доб.нефть}, а текущая плотность запасов нефти h_тек рассчитывается по формуле:

где h_нач - плотность начальных геологических запасов;

расчет относительного прироста нефти осуществляется для каждой пары нагнетательной и добывающей скважин и для каждой пары соседних слоев-пропластков принятой геолого-гидродинамической модели на основе координат активных скважин;

пористость и расстояние между скважинами учитывается при определении накопленной добычи нефти при стационарном и циклическом заводнении для каждой пары соседних слоев-пропластков;

относительный прирост добычи нефти за счет применения циклического заводнения рассчитывается η_j по формуле:

далее параметры i-го слоя будут иметь индекс 1, а параметры i+1-го слоя индекс 2.

h_нач - плотность начальных геологических запасов,

q - интенсивность межслойных перетоков,

А₁, А₂, В₁, В₂, λ₁, λ₂, α₁, α₂, α₁₁, α₁₂, α₂₁, α₂₂, δ₁, δ₂, ψ, τ - промежуточные коэффициенты.

η_j - относительный прирост добычи нефти за счет применения циклического заводнения,

Q_нефть - накопленный объем добытой нефти за все время разработки месторождения, приходящийся на ячейку Вороного,

А_ячейки - площадь ячейки Вороного, в которой находится скважина,

Q_цj - накопленная добыча нефти при циклическом заводнении для пары скважин с индексом j,

-накопленная добычи нефти при циклическом заводнении для каждой пары пропластков с индексами i и i+1 (i=1…n, n - число пропластков),

Q_cj - накопленная добыча нефти при стационарном заводнении,

- накопленная добычи нефти при стационарном заводнении для каждой пары пропластков с индексами i и i+1 (i=1…n, n - число пропластков),

Т, ω - период цикла и частота закачки воды соответственно,

С - сжимаемость пластовой системы,

m - пористость пластовой системы,

ρ_а - амплитуда колебаний давления на нагнетательной скважины,

S₁₀, S₂₀ - начальная нефтенасыщенность пропластков с индексами. 1, 2,

Δρ - разность забойного давления нагнетательной и добывающей скважины,

- расстояние между скважинами, i=1…n, n - число пропластков,

k_i - проницаемость пропластка, i=1…n, n - число пропластков,

m_i - пористость пропластка, i=1…n, n - число пропластков,

s_i - нефтенасыщенность пропластка, i=1…n, n - число пропластков,

h_i -толщинапропластка, i=1…n, n - число пропластков,

μ₁, μ₂ - вязкости пластовой жидкости в пропластках 1 и 2.

Зависимость от времени нефтенасыщенности для пары пропластков при стационарном заводнении определятся вычисляется точно также, однако частота закачки полагается равной нулю ω=0.

Значения проницаемости, пористости, толщины, начальных нефтена-сыщенностей пропластков составляются по известным результатам интерпретации геофизических исследований добывающей скважины.

Оптимальный период циклического заводения для каждой скважины рассчитывается как аргумент, при котором достигается максимум функции

Оптимизационная задача решается методом градиентного спуска с постоянным шагом [А.В. Пантелеев, Т.А. Летова, Методы оптимизации в примерах и задачах. - М.: Высш. шк., 2005, 544 с.].

Технический результат достигается благодаря тому, что осуществляется расчет относительного прироста нефти для каждой пары соседних скважин (нагнетательной и добывающей) и для каждой пары соседних слоев геолого-гидродинамической модели. Кроме того, рассчитываются текущие запасы нефти на основе ячеек Вороного. При этом комплексный критерий эффективности является произведением текущей плотности запасов нефти и рассчитанного относительного прироста добычи нефти за счет применяя циклического заводенния.

Для удобства и однозначного понимания целесообразно привести расшифровки и определения используемых далее обозначений, символов и/или терминов.

Циклическое заводнение - метод увеличения нефтеотдачи, основанный на периодическом изменении режима работы нагнетательных скважин путем прекращения и возобновления закачки воды.

Период цикла - сумма времени закачки и времени простоя нагнетательной скважины.

Технологические параметры циклического заводнения - периоды цикла для каждой нагнетательной скважины.

Оптимальные технологические параметры циклического заводнения - технологические параметры, при которых достигается наибольший прирост добычи нефти.

Комплексный критерий применимости циклического заводнения-величина, характеризующая прогнозный прирост добычи нефти от применения циклического заводнения.

Пропласток - тонкий слой горных пород, имеющий подчиненное значение и заключенный между основными, более мощными слоями иного цвета или состава.

Геофизические методы исследования скважин - комплекс физических методов, используемых для изучения горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах, а также для контроля технического состояния скважин.

Результаты интерпретации геофизических исследований - совокупность данных о проницаемости пропластка, пористость пропластка, нефтенасыщенность пропластка, толщина пропластка.

Способ определения перспективных участков для проведения циклического заводения заключается в следующем.

На месторождении с N активными скважинами строится сетка Вороного. Сетка Вороного состоит из N ячеек и строится на основе координат активных скважин. В каждой ячейке находится одна активная скважина. Для каждой активной скважины вычисляется площадь ячейки, в которой находится эта активная скважина А_ячейки. Затем для каждой скважины по известным результатам интерпретации геофизических исследований (проницаемость пропластка k_i, пористость пропластка нефтенасыщенность пропластка s_i, тощина пропластка h_i, i=1…n, n - число пропластков) рассчитывается начальная плотность запасов нефти по формуле

Далее рассчитывается накопленный объем добытой нефти из каждой ячейки. Для каждой ячейки находятся все скважины которые когда-либо находились в ячейке (активные и неактивные). По этим скважинам находится сумма накопленного объема добытой нефти. Получается карта накопленных объемов добытой нефти.

Далее, для каждой ячейки находится текущая плотность запасов нефти как разность начальной плотности запасов и добытого из ячейки за все время объема нефти Q_нефть приходящийся на площадь ячейки А_ячейки:

Далее на основе построенной сетки для каждой скважины находятся скважины-соседи. Для каждой пары соседних скважин вычисляется текущая плотность запасов нефти как среднее между текущей плотностью запасов нефти каждой скважины ( - число пар нагнетательная-соседняя добывающая скважина).

Для каждой пары соседних скважин вычисляется относительный прирост добычи нефти за счет применения циклического заводнения η_j. B отличии от известного способа при вычислении относительного прироста добычи нефти учитывается пористость и расстояние между скважинам:

- накопленная добыча нефти при циклическом заводнении для пары скважин с индексом j складывается из накопленной добычи нефти при циклическом заводнении для каждой пары пропластков с индексами i и i+1

Q_cj - накопленная добыча нефти при стационарном заводнении, складывается из накопленной добычи нефти при стационарном заводнении для каждой пары пропластков с индексами i и

Отличительные особенности заявленного способа заключаются в том, что накопленная добыча нефти при стационарном и циклическом заводнении для каждой пары пропластков вычисляется по формуле, учитывающей пористость и расстояние между скважинам:

Здесь отброшен индекс - зависимость от времени нефтенасыщенности при циклическом воздействии. s_ci(t) - зависимость от времени нефтенасыщенности при стационарном воздействии. t_e - продолжительность циклического воздействия. Далее параметры i-го слоя будут иметь индекс 1, а параметры i+1-го слоя индекс 2. Тогда зависимость от времени нефтенасыщенности для пары пропластков при циклическом заводнении определятся следующей формулой, учитывающей пористость и расстояние между скважинами:

где Т, ω - период цикла и частота закачки воды соответственно,

С - сжимаемость пластовой системы,

m - пористость пластовой системы,

ρ_а - амплитуда колебаний давления на нагнетательной скважине,

S₁₀, S₂₀ - начальная нефтенасыщенность пропластков с индексами 1, 2.

Δρ - разность забойного давления нагнетательной и добывающей скважины,

- расстояние между скважинами,

μ₁, μ₂ - вязкости пластовой жидкости в пропластках 1 и 2,

k_i - проницаемость пропластка,

m_i - пористость пропластка,

s_i - нефтенасыщенность пропластка, i=1…n, n - число пропластков,

А₁, А₂, В₁, В₂, λ₁, λ₂, α₁, α₂, α₁₁, α₁₂, α₂₁, α₂₂, δ₁, δ₂, ψ, τ - промежуточные коэффициенты.

Зависимость от времени нефтенасыщенности для пары пропластков при стационарном заводнении вычисляется точно также, однако частота закачки полагается равной нулю ω=0.

Значения проницаемости, пористости, толщины, начальных нефтенасыщенностей пропластков составляются по известным результатам интерпретации геофизических исследований добывающей скважины.

На заключительном этапе вычисляется комплексный критерий эффективности циклического заводнения F_j. Относительный прирост добычи нефти η_j умножается на текущую плотность запасов для пары скважин h_{тек j}.

Строится карта комплексного критерия эффективности' циклического заводнения F_j. По карте визуально можно определить наиболее перспективные участки, для проведения циклического заводнения.

Полученный комплексный критерий эффективности циклического заводнения зависит от периода период цикла закачки воды F_j=F_j(T). Оптимальный период циклического заведения для каждой нагнетательной скважины рассчитывается как аргумент, при котором достигается максимум функции

Оптимизационная задача решается методом градиентного спуска с постоянным шагом [А.В. Пантелеев, Т.А. Летова, Методы оптимизации в примерах и задачах. - М.: Высш. шк., 2005, 544 с.].

Достигаемый технический результат может быть реализован только взаимосвязанной совокупностью всех существенных признаков заявленного объекта, отраженных в формуле изобретения. Указанные в ней отличия дают основание сделать вывод о новизне данного технического решения, а совокупность испрашиваемых притязаний в связи с их неочевидностью - о его изобретательском уровне, что доказывается также вышеприведенным их детальным описанием.

Соответствие критерию «промышленная применимость» предложенного метода доказывается как его реализацией, так и отсутствием в заявленных притязаниях каких-либо практически трудно реализуемых в промышленных масштабах признаков.

Был выполнен расчет для изолированного участка, содержащего 600 скважин. Расчет с помощью предлагаемого способа позволил найти наиболее перспективные скважины для проведения циклического заводнения и определить оптимальные технологические параметры. Оптимальные периоды цикла варьировались в диапазоне 20-100 сут, а относительный прирост добычи нефти за два месяца в диапазоне 0-3%. На скважинах с наибольшим относительным приростом рекомендовано провести циклическое заводнение.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. Его можно использовать для автоматизированного выбора оптимального участка применения технологии циклического заводнения, а также для автоматизированного подбора оптимального периода цикла закачки воды. Технический результат – повышение эффективности циклического заводнения. Способ включает расчет относительного прироста добычи нефти за счет применения циклического заводнения с использованием таких параметров, как проницаемость, положение скважин, забойное давление скважин, вязкость пластовых флюидов, сжимаемость флюидов и пород. Предусматривают расчет текущей плотности запасов нефти с использованием начальной плотности запасов, накопленного объема добытой нефти. Осуществляют расчет комплексного критерия эффективности циклического заводнения. Для повышения точности определения перспективных участков для проведения циклического заводнения при расчете относительного прироста добычи нефти дополнительно используют пористость и расстояние между скважинами. Комплексный критерий эффективности циклического заводнения вычисляют по аналитическим зависимостям. Текущие запасы нефти рассчитывают на основе ячеек Вороного. Для этого строят сетку Вороного на основе координат активных скважин. Рассчитывают площадь каждой ячейки. Рассчитывают накопленный объем добытой нефти из каждой ячейки на основе координат скважин, которые когда-либо находились в ячейке - активные и неактивные. Рассчитывают текущую плотность запасов нефти по аналитическому выражению. Расчет относительного прироста нефти осуществляют для каждой пары нагнетательной и добывающей скважин и для каждой пары соседних слоев-пропластков принятой геолого-гидродинамической модели на основе координат активных скважин. Пористость и расстояние между скважинами учитывают при определении накопленной добычи нефти при стационарном и циклическом заводнении для каждой пары соседних слоев-пропластков. Рассчитывают относительный прирост добычи нефти за счет применения циклического заводнения по аналитическому выражению.

Способ определения перспективных участков и оптимальных технологических параметров для применения метода циклического заводнения, включающий расчет относительного прироста добычи нефти за счет применения циклического заводнения с использованием таких параметров, как проницаемость, положение скважин, забойное давление скважин, вязкость пластовых флюидов, сжимаемость флюидов и пород, расчет текущей плотности запасов нефти с использованием начальной плотности запасов, накопленного объема добытой нефти, расчет комплексного критерия эффективности циклического заводнения, расчет оптимальных технологических параметров – периодов цикла, отличающийся тем, что при расчете относительного прироста добычи нефти за счет применения циклического заводнения дополнительно используют пористость, расстояние между скважинами, а комплексный критерий эффективности циклического заводнения вычисляют по формуле:

а оптимальные технологические параметры - периоды цикла определяют как аргументы, при которых достигают максимум функции

текущие запасы нефти рассчитывают на основе ячеек Вороного, для чего строят сетку Вороного на основе координат активных скважин, рассчитывают площадь каждой ячейки А_ячейки, рассчитывают накопленный объем добытой нефти Q_{доб.нефть} из каждой ячейки на основе координат скважин, которые когда-либо находились в ячейке - активные и неактивные, рассчитывают текущую плотность запасов нефти h_тек по формуле:

где h_нач - плотность начальных геологических запасов,

расчет относительного прироста нефти осуществляют для каждой пары нагнетательной и добывающей скважин и для каждой пары соседних слоев-пропластков принятой геолого-гидродинамической модели на основе координат активных скважин, пористость и расстояние между скважинами учитывают при определении накопленной добычи нефти при стационарном и циклическом заводнении для каждой пары соседних слоев-пропластков, а относительный прирост добычи нефти за счет применения циклического заводнения η_j(Т) рассчитывают по формуле:

далее параметры i-го слоя будут иметь индекс 1, а параметры i+1-го слоя индекс 2:

где h_нач - плотность начальных геологических запасов;

q - интенсивность межслойных перетоков;

А₁, А₂, В₁, В₂, λ₁, λ₂, α₁, α₂, α₁₁, α₁₂, α₂₁, α₂₂, δ₁, δ₂, ψ, τ - промежуточные коэффициенты.

η_j - относительный прирост добычи нефти за счет применения циклического заводнения;

Q_нефть - накопленный объем добытой нефти за все время разработки месторождения, приходящийся на ячейку Вороного;

А_ячейки - площадь ячейки Вороного, в которой находится скважина;

- накопленная добыча нефти при циклическом заводнении для пары скважин с индексом j;

- накопленная добыча нефти при циклическом заводнении для каждой пары пропластков с индексами i и i+1 (i=1…n, n - число пропластков);

Q_cj - накопленная добыча нефти при стационарном заводнении;

- накопленная добычи нефти при стационарном заводнении для каждой пары пропластков с индексами i и i+1 (i=1…n, n - число пропластков);

Т, ω - период цикла и частота закачки воды соответственно;

С - сжимаемость пластовой системы;

m - пористость пластовой системы;

ρ_а - амплитуда колебаний давления на нагнетательной скважине;

S₁₀, S₂₀ - начальная нефтенасыщенность пропластков с индексами 1, 2;

Δρ - разность забойного давления нагнетательной и добывающей скважины;

- расстояние между скважинами (i=1…n, n - число пропластков);

k_i - проницаемость пропластка (i=1…n, n - число пропластков);

m_i - пористость пропластка (i=1…n, n - число пропластков);

s_i - нефтенасыщенность пропластка (i=1…n, n - число пропластков);

h_i - тощина пропластка (i=1…n, n - число пропластков);

μ₁, μ₂ - вязкость пластовой жидкости в пропластках 1 и 2.