Способ управления добычей нефти на зрелом обособленном нефтяном месторождении Российский патент 2019 года по МПК E21B43/20 

Область техники

Изобретение относится к нефтедобывающей области и касается, в частности, способа управления добычей нефти и закачкой жидкости в пласт обособленного зрелого нефтяного месторождения, а также способа прогнозирования скорости добычи нефти, результатом которого является возможность получения достоверного прогноза скорости добычи нефти на всех добывающих скважинах обособленного месторождения и подбора оптимальных режимов закачки для осуществления данного прогноза.

Уровень техники

Как уже известно, нефть добывается и используется человеком с достаточно давних времен. С общим ростом промышленности в мире и нефтяная промышленность начала стремительно развиваться и с каждым годом все больше осваивались нефтяные ресурсы. Общие запасы нефти в земных недрах имеет приблизительный характер, зависит это от геологической изученности человечеством территории. Россия занимает второе место в мире по запасам этого полезного ископаемого. Нефтяная промышленность в России имеет важное значение для экономики страны.

В связи с этим интенсификация и развитие нефтедобывающей отрасли на данный момент является одним из самых важных задач для развития экономики страны и мировой экономики в целом.

При управлении нефтяным месторождением очень важно прогнозировать скорость добычи нефти от режима закачки в нагнетательные скважины, а именно от давления в забое нагнетательной скважины и скорости закачки рабочего агента. Это особенно важно для организации экономически выгодной нефтедобычи.

Из патента RU 2298817 С2, опубликованного 10.05.2007, известен способ локального прогноза нефтеносности, включающий проведение над локальным геологическим объектом комплекса геофизических и геохимических методов, состоящего из наземных измерений параметров естественного электрического, магнитного полей и поверхностной газогеохимической съемки. При этом на объекте с доказанной нефтеносностью осуществляют полный комплекс геофизического и газогеохимического обследования, устанавливают доверительные интервалы геофизических и геохимических данных и фоновые показатели, на исследуемом участке, выявленном сейсморазведкой или структурным бурением объекта, проводят наземные съемки электрического и магнитного полей, по полученным данным строят карты распределения изопонтенциалов и изодинам, выделяют геофизические аномалии и интерпретируют полученные сведения в виде зональной геологической пространственной геофизической модели вероятной генетически связи скоплений углеводородов с исследуемым объектом, на исследуемом участке также осуществляют бурение геохимических шурфов по равномерной сетке с выносом точек бурения за контуры выявленных геофизических аномалий и отбор проб грунта, анализируют отобранные пробы грунта на содержание, количество и генезис углеводородных газов в них хроматографическим методом, строят карты изолиний их распределения, анализируют полученные данные и выявляют зоны эпигенетических геохимических аномалий, полученные материалы используют для выделения статистических выборок параметров распределения геохимических показателей исследуемого участка, проводят расчет коэффициентов контрастности геохимических показателей и ранговую корреляцию выборки поиска, по всему полученному комплексу геофизико-геохимических данных строят карту прогнозной нефтеносности и модель вероятной нефтеносности исследуемого участка с выделением контура нефтеносности, а вывод о нефтеносности исследуемого участка делают на основании сопоставления комплекса полученных геофизико-геохимических данных исследуемого участка с комплексом тех же признаков объекта с доказанной нефтеносностью.

Из патента RU 2416115 С1, дата публикации 10.04.2011, известно изобретение, которое относится к геофизике и может быть использовано при поисках нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности и точности прогноза нефтегазоносности. Сущность: отбирают пробы образцов по определенной сети профилей, активизируют геохимические процессы в образцах путем воздействия постоянным электрическим током силой 100÷150 мА в течение 20÷50 мин. Определяют значения окислительно-восстановительного потенциала Eh_ток и кислотно-щелочного параметра ph_ток в приэлектродной катодной зоне. Вычисляют относительные параметры Δc=ph_ток/ph_исх и Δd=Eh_ток/Eh_исх. По увеличению комплексного параметра, определяемого как C_к=|Δс⋅Δd| судят о нефтегазоносности исследуемого объекта.

Из патента RU 2536072 С1, опубликованного 20.12.2014, который принят за наиболее близкий аналог, известно изобретение, которое относится к области геологии и может быть использовано для прогнозирования нефтегазовых месторождений. Сущность: по данным сейсморазведки определяют объемы геологического пространства, ограниченные хронозначимыми геологическими границами, поверхности напластований и структурно-эрозионных несогласий и их иерархическую соподчиненность. Составляют сейсмостратиграфическую модель земной коры, на базе которой осуществляют реконструкцию эволюции осадочного бассейна с последующим определением механических свойств пород и распределения пористости по разрезу. Создают плотностную модель разреза осадочного чехла, по которой определяют состояние гидросистемы на определенные моменты времени с выявлением в ней аномально высоких давлений. О месте нахождения нефтегазовых залежей судят по характеру изменения и распределения аномально высоких давлений.

Недостатком наиболее близкого аналога, как и других известных источников, является недостаточная точность получаемых прогнозируемых данных, недостаточная дальность получаемого прогноза и невозможность определения оптимальных режимов нефтедобычи для получения заданного заранее количества нефти, а также сложность процесса прогнозирования и его продолжительность. Кроме того, известные методы служат для прогнозирования количества добытой из скважины нефти и не позволяют получить сведения о скорости добычи нефти в будущем.

Перечень чертежей

На фиг. 1 и 2 показаны графики, показывающие работу метода скользящего окна.

На фиг. 3 показана система графов для установления количественной оценки взаимовлияния скважин для определения оптимальных прогнозов по суммарной добычи нефти, где кругами и треугольниками обозначены нагнетательные и добывающие скважины соответственно, a y_i - вектора скорости добычи, x_i - вектора скорости закачки.

Раскрытие и осуществление изобретения

Задачей, на которую направлено предложенное изобретение, является получение достоверного прогноза скорости добычи нефти на всех добывающих скважинах обособленного месторождения на горизонте до 6 месяцев, а также возможность получения данных как по суммарной добычи нефти по всем скважинам обособленного месторождения, так и по каждой скважине по отдельности.

Техническим результатом изобретения является повышение точности прогнозирования скорости добычи нефти на всех добывающих скважинах обособленного месторождения на горизонте до 6 месяцев и обеспечение возможности определения оптимальных режимов нефтедобычи для получения заданного заранее количества нефти с оптимальной скоростью добычи, упрощение процесса как такового и продолжительности мероприятий, необходимых для обеспечения точного прогноза.

Нефть залегает под землей в пористых породах. В пространственном простирании породы формируют углеродосодержащие пласты, представляющие собой гидродинамически-изолированный объем. Под землей пласт находится под давлением толщи пород, расположенной сверху. Эта давление компенсируется со стороны пласта давлением флюида (нефть, газ или вода), находящегося в пласте. Таким образом, флюид содержится в пласте под высоким давлением, которое в среднем равно гидростатическому давлению флюида на заданной глубине. Если пробурить скважину и открыть ее, то флюид поднимется примерно до уровня поверхности земли за счет уже имеющийся энергии (пластовое давление). Далее, имея флюид у поверхности земли, его уже можно легко изымать из ствола скважины, а на место отобранного объема из-под земли будет вытесняться новый объем. Но при этом, пластовое давление будет снижаться, т.к. происходит вытеснение флюида из пласта. Это будет продолжаться до тех пор, пока давление внутри пласта не упадет до некоторого значения, которое не позволит выталкивать флюид близко к поверхности. Далее в скважину можно поместить насос, который с определенной глубины будет поднимать жидкость на поверхность, из-за чего давление в пласте может снижаться еще больше. Приток жидкости к стволу скважины будет контролироваться разницей между давлением в скважине на глубине пласта (забойное давление) и пластовым давлением, а также параметрами пласта в районе скважины. Забойное давление в скважине мы можем контролировать. Задание определенного забойного давление в некотором смысле и есть задание режима работы скважины, которое мы можем контролировать, тогда как пластовое давление, можно контролировать лишь косвенно. Один из самых распространенных способов контроля пластового давления - закачка воды в пласт. В нагнетательную скважину, пробуренную рядом с добывающей, закачивается вода, под давлением, превышающем текущее пластовое давление. Значение пластового давления растет, а, следовательно, и дебит добывающей скважины. Другими словами, объем отобранной нефти замещается закаченной водой, происходит вытеснение нефти водой.

Задача изобретения достигается посредством предложенного способа управления добычей нефти, связанного с подбором оптимальных режимов нефтедобычи на обособленном зрелом нефтяном месторождении с использованием прогнозной модели.

Предлагается способ управления добычей нефти на зрелом обособленном месторождении, заключающийся в том, что сначала измеряют давление в забое нагнетательной скважины зрелого месторождения с помощью устройства измерения давления, измеряют скорость закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и суммарную по всем добывающим скважинам скорость добычи нефти на предыдущем периоде, при этом давление в забое скважины и скорость закачки рабочего агента измеряют на протяжении всего предыдущего периода, далее полученные данные используют для получения статистической прогнозной модели, реализованной в виде программно-аппаратного комплекса (ПАК), которая служит для прогнозирования скорости добычи нефти на месторождении в целом и по каждой добывающей скважине в отдельности на период до 6 месяцев, на основании полученных данных по прогнозируемой скорости добычи нефти и взаимовлияния скважин друг на друга устанавливают оптимальные режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно: давление в забое нагнетательной скважины и скорость закачки рабочего агента.

Статистическая прогнозная модель выстраивается при помощи уравнения линейной регрессии с использованием специальных групп признаков, агрегированных с месторождения: интегральных, локальных, авторегрессионных и признаков, связанных с давлением. Параметры модели идентифицируются на основе метода скользящего окна, то есть процедуры итеративного исключения и добавления объектов в обучающую выборку. Далее на основе информации о территориальном расположении скважин строится граф месторождения, в вершинах которого находятся скважины, а на ребрах - коэффициенты взаимовлияния, оцениваемые с помощью построения системы структурных уравнений регрессии, в которых в качестве эндогенных переменных выступают векторы добычи, а в качестве экзогенных - векторы закачки. Дальнейшая идентификация параметров производится двухшаговым методом наименьших квадратов.

Прогнозная модель позволяет на основе анализа ретроспективных данных, полученных с месторождения, о скорости закачки жидкости в нагнетательные скважины и скорости добычи нефти в добывающих скважинах и давлении жидкости в забоях нагнетательных и добывающих скважин, прогнозировать скорость добычи нефти на обособленном зрелом нефтяном месторождении в зависимости от текущего выбранного режима работы нагнетательных скважин, а именно: от выбранной скорости закачки жидкости в нагнетательные скважины и выбранного давления в забоях нагнетательных скважин.

На сегодняшний день существуют различные способы измерения давления в забое как нагнетательной, так и добывающей скважины. Также не представляет проблемы измерение скорости закачки жидкости в пласт через нагнетательные скважины и скорости подъема жидкости и в конечном итоге скорости добычи нефти через добывающие скважины. За многолетний период работы месторождения накапливаются значительные объемы данных по эти параметрам. Однако, качество таких данных несовершенно и требуется их предварительная обработка. После обработки данные становятся пригодными для построения статистической прогнозной модели, параметры которой можно идентифицировать (обучить) на имеющемся массиве данных. После обучения модель, реализованная в виде программно-аппаратного комплекса (ПАК), может прогнозировать с горизонтом до 6 месяцев скорость добычи нефти на месторождении в целом и по каждой добывающей скважине в отдельности. Задавая режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно: давление в забое нагнетательной скважины, скорости закачки рабочего агента и суммарной по всем добывающим скважинам скорости добычи нефти на предыдущем периоде, можно получить достоверный прогноз скорости добычи нефти на всех добывающих скважинах обособленного месторождения на горизонте до 6 месяцев. Таким образом, предлагается способ управления добычей нефти на зрелом месторождении, заключающийся в подборе режимов закачки жидкости в пласт, а именно: скорость закачки и давление в забоях нагнетательных скважин, дающий наилучший с точки зрения себестоимости нефти или суммарного объема ее добычи результат.

Способ позволяет получить быстрый и точный прогноз скорости добычи нефти в зависимости от исторических данных о функционировании месторождения и текущих режимов закачки на основании прогнозной модели, реализованной в виде ПАК, для выбора наилучшего режима работы зрелого месторождения.

Способ предсказания скорости суммарной добычи нефти обособленного месторождения от режимов закачки в нагнетательные скважины заключается в следующем.

Для прогноза скорости добычи нефти от давления и скорости закачки рабочего агента предлагается использовать статистические методы. Для предсказания скорости добычи используется уравнение линейной регрессии с 4 типами признаков, а именно: интегральными, локальными, признаками, связанными с давлением и авторегрессионными.

В левой части этого уравнения стоит временной ряд добычи, а в правой -линейная комбинация признаков, разделенных на 4 группы:

Интегральные признаки:

- средний уровень скорости закачки

- число добывающих скважин

- число нагнетательных скважин

- число нагнетательных скважин на одну добывающую

Локальные признаки:

- среднее расстояние до ближайшей нагнетательной скважины (P_t и I_t множества работающих в момент времени t добывающих и нагнетательных скважин соответственно)

- средний по добывающим скважинам уровень скорости закачки на ближайшей нагнетательной

- то же самое, помноженное на гауссовское ядро по расстоянию

Признаки, связанные с давлением:

- среднее забойное давление по месторождению

- среднее забойное давление по добывающим скважинам

Авторегрессионные признаки:

- окно прошлого ряда добычи размером в р месяцев.

Для идентификации параметров модели вводится понятие скользящего окна. На основе скользящего окна модель подбирает свои внутренние коэффициенты, чтобы потом предсказывать значения целевой переменной по векторам признаков из будущего. Обучение модели с последующим ее исследованием позволило сократить количество признаков уравнения линейной регрессии, исключив из нее локальные признаки, и получить хороший результат с горизонтом прогноза до 6 месяцев.

На первом рисунке (фиг. 1) показана работа метода скользящего окна (прогноз проводится каждый месяц); на втором (фиг. 2) - прогноз на 6 месяцев (до вертикальной линии модель обучается, после - прогнозирует).

Таким образом, возможно прогнозирование с горизонтом до шести месяцев суммарной добычи нефти по всем скважинам обособленного месторождения при помощи уравнения линейной регрессии с использованием трех типов признаков: интегральных, авторегрессионных и признаков, связанных с давлением. Задавая режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно: давление в забое нагнетательной скважины, скорости закачки рабочего агента и суммарной по всем добывающим скважинам скорости добычи нефти на предыдущем периоде, можно получить достоверный прогноз скорости добычи нефти на всех добывающих скважинах обособленного месторождения на горизонте до 6 месяцев.

Такая организация процесса нефтедобычи позволяет с наименьшими трудозатратами и финансовыми затратами осуществлять добычу нефти с оптимальной скоростью для получения заданных количеств нефти за указанный период времени. При этом можно избежать сбоев в работе, связанных с переизбытком или недостатком закачиваемой жидкости (рабочего агента) или связанных с перепадами давления в скважинах. Повышается безопасность процесса нефтедобычи, повышается организация процесса, рентабельность и производительность.

Предложенный принцип прогнозирования позволяет определить оптимальные режимы нефтедобычи, такие как давление в скважине, количество закачиваемого рабочего агента, для установления оптимальной скорости добычи нефти на всех добывающих скважинах обособленного месторождения на горизонте до 6 месяцев

Также предложенный способ позволяет количественно оценить взаимовлияние скважин обособленного нефтяного месторождения.

Очень важно установить количественную оценку взаимовлияния скважин для определения оптимальных прогнозов по суммарной добычи нефти. Для этого введено понятие графа взаимодействия скважин. Граф взаимодействия скважин - граф, вершинами которого являются скважины, параметры на ребрах, соединяющими две вершины, будут отражать количественную оценку влияния скважин друг на друга.

Данный граф может быть описан системой структурных уравнений регрессии, связывающих скорость добычи в добывающих скважинах и расход рабочего агента в нагнетательных скважинах в наперед заданной окрестности (смотреть фиг.3).

Здесь A_j и В_j определяют множества связанных с j-ой скважиной ребрами добывающих и нагнетательных скважин соответственно, y_i - вектора добычи, x_i - вектора закачки (на фиг. 3 они обозначены кругами и треугольниками соответственно), e_j - вектора ошибок.

Коэффициенты данной системы линейных уравнений можно определить с помощью двухшагового метода наименьших квадратов (подробно этот метод описан в книге Г.Г. Пирогов, Ю.П. Федоровский, Проблемы структурного оценивания в эконометрии, 1979 и статье Э.М. Браверман, И.Б. Мучник, А.Л. Чернявский, Аппроксимационный подход к решению систем структурных уравнений регрессии, Автомат, и телемех., 1978, выпуск 11, 120-128). Величины именно этих коэффициентов и отражают взаимовлияние скважин месторождения. Сумма коэффициентов на ребрах нагнетательной скважины отражает эффективность ее влияния на суммарную скорость добычи добывающих скважин из наперед заданной окрестности и может быть использована для управления режимом закачки нагнетательной скважины.

Таким образом, предлагаемый способ строится на статистическом анализе скорости закачки рабочего агента в нагнетательные скважины и причинном анализе взаимовлияния всех скважин (добывающих и нагнетающих), который строится на выявлении территориально-структурных связей между скважинами.

Реализация способа была опробована на одном из действующих промышленных месторождений и показала ее практическую значимость и эффективность.

Создание способа потребовало разработать:

а) специальную систему интерполяции и агрегирования хаотических с пробелами данных, позволяющую представить динамическое поведение скважин в регулярной форме, которая обеспечивает их статистическое и причинное изучение;

б) алгоритм построения трех групп признаков (интегральных, авторегрессионных, и признаков, связанных с давлением), на базе которых строится искомый способ прогнозирования;

в) процедуру выявления искомого причинного графа-структуры взаимосвязей между скважинами,

г) метод идентификации большой структурно-регрессионной модели и метрик для вычисления ее качества прогноза.

Предлагаемый способ прогноза реализуется как итерационная процедура со скользящим окном для обучения размером в 1-1,5 года, допускающая хороший прогноз с горизонтом в 1-6 месяцев.

Изобретение относится к нефтедобывающей области и касается, в частности, способа управления добычей нефти и закачкой жидкости в пласт обособленного зрелого нефтяного месторождения, а также способа прогнозирования скорости добычи нефти, результатом которого является возможность получения достоверного прогноза скорости добычи нефти на всех добывающих скважинах обособленного месторождения и подбора оптимальных режимов закачки для осуществления данного прогноза. Способ заключается в том, что сначала измеряют давление в забое нагнетательной скважины зрелого месторождения с помощью устройства измерения давления, измеряют скорость закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и суммарную по всем добывающим скважинам скорость добычи нефти на предыдущем периоде, при этом давление в забое скважины и скорость закачки рабочего агента измеряют на протяжении всего предыдущего периода, далее полученные данные используют для получения статистической прогнозной модели, реализованной в виде программно-аппаратного комплекса (ПАК), которая служит для прогнозирования скорости добычи нефти на месторождении в целом и по каждой добывающей скважине в отдельности на период до 6 месяцев, на основании полученных данных по прогнозируемой скорости добычи нефти и взаимовлияния скважин друг на друга устанавливают оптимальные режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно давление в забое нагнетательной скважины и скорость закачки рабочего агента. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ управления добычей нефти на зрелом обособленном месторождении, заключающийся в том, что сначала измеряют давление в забое нагнетательной и добывающей скважины зрелого месторождения с помощью устройства измерения давления, измеряют скорость закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и суммарную по всем добывающим скважинам скорость добычи нефти на предыдущем периоде, при этом давление в забое скважин и скорость закачки рабочего агента измеряют на протяжении всего предыдущего периода, далее полученные данные используют для получения статистической прогнозной модели, реализованной в виде программно-аппаратного комплекса (ПАК), которая служит для прогнозирования скорости добычи нефти на месторождении в целом и по каждой добывающей скважине в отдельности, на основании полученных данных по прогнозируемой скорости добычи нефти и взаимовлияния скважин друг на друга устанавливают оптимальные режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно давление в забое нагнетательной скважины и скорость закачки рабочего агента.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что статистическая прогнозная модель выстраивается при помощи уравнения линейной регрессии с использованием специальных групп признаков, агрегированных с месторождения: интегральных, локальных, авторегрессионных и признаков, связанных с давлением, параметры модели идентифицируются на основе метода скользящего окна, то есть процедуры итеративного исключения и добавления объектов в обучающую выборку, далее на основе информации о территориальном расположении скважин строится граф месторождения, в вершинах которого находятся скважины, а на ребрах - коэффициенты взаимовлияния, оцениваемые с помощью построения системы структурных уравнений регрессии, в которых в качестве эндогенных переменных выступают векторы добычи, а в качестве экзогенных - векторы закачки, дальнейшая идентификация параметров производится двухшаговым методом наименьших квадратов.