СПОСОБ ОЦЕНКИ ОХВАТА ПЛАСТА СИСТЕМОЙ РАЗРАБОТКИ Российский патент 2020 года по МПК E21B49/00 E21B43/16 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проектировании и контроле разработки нефтяных залежей.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. Строят поля начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. По результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей (см. патент РФ №2166630 от 10.05.2001, кл. Е21В 49/00, Е21В 43/16).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что известным способом область дренирования скважин и охвата пласта разработкой получается завышенной. Кроме того, для разбуренных залежей построение гидродинамической модели сложный и трудозатратный процесс.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. Строят поля начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. По результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей. Дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта. Уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения. При этом учитывают коэффициенты охвата и расчлененности. По уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды (см. патент РФ №2183268 от 10.06.2002, Е21В 49/00). Данный способ принят за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого способа, - определяют проницаемость, пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, принятого за прототип, относится то, что известный способ дает недостаточно точные значения размеров области притока нефти к скважинам, вследствие того, что определение показателей производится с помощью геолого-гидродинамического (математического) моделирования, при котором жидкость перетекает из области с большим давлением в зону с меньшим давлением. Кроме того, большой объем исследовательских работ для объекта разработки в связи с необходимостью ввода в математическую модель большого объема информации, что влечет значительные материальные и трудовые затраты.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, - повышение точности прогноза областей дренирования скважин и области охвата пласта разработкой, упрощение способа.

Поставленная задача была решена за счет того, что в известном способе оценки охвата пласта системой разработки, включающем определение проницаемости, пористости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, начального пластового давления по всем объектам разработки тектонической структуры, согласно изобретению проводят гидродинамические исследования, по результатам обработки которых определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2, по соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки.

Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа - проводят гидродинамические исследования; по результатам обработки гидродинамических исследований определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2; по соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки.

Отличительные признаки в совокупности с известными позволяют повысить точность определения охвата залежи системой разработки при упрощении способа.

Предлагаемый способ поясняется чертежами, представленными на фиг. 1-4.

На фиг. 1 изображена кривая восстановления давления

На фиг. 2 показана зависимость P_с⋅t=f(t) для определения пластового давления.

На фиг. 3 представлена обработка результатов гидродинамических исследований по методу касательной

На фиг. 4 показана карта плотности запасов с радиусами дренирования скважин.

Способ оценки охвата пласта системой разработки осуществляется в следующей последовательности.

По данным геофизических исследований в скважинах (ГИС) и лабораторных исследований определяют пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры.

По результатам гидродинамических исследований скважин определяют проницаемость, пьезопроводность и время полного восстановления давления в скважине.

Пластовое давление при гидродинамических исследованиях определяют методом произведения. Для определения пластового давления методом произведений строят зависимость P_с⋅t=f(t) и находят уравнение полученной прямой.

Для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта используют один из методов обработки, например методом касательной.

Время полного восстановления давления в скважине определяют по линии тренда изменения забойного давления в конце исследования, как время, за которое давление в скважине по тренду восстановится до пластового давления.

Для охвата пласта системой разработки определяют радиусы дренирования всех скважин объекта по последнему гидродинамическому исследованию. Для определения радиусов дренирования скважин используют формулу:

где - пьезопроводность м²/с,

t - время полного восстановления давления в скважине, с.

На карту расположения скважин по площади залежи наносят значения радиусов дренирования скважин.

По полученной карте можно сделать вывод о наличии участков не вовлеченных в разработку, а соотношение суммарной площади, покрытой радиусами дренирования S1 к общей плащи залежи S2 позволит оценить охват залежи системой разработки.

Пример конкретного осуществления способа.

Пример определения радиуса дренирования скважины на примере исследования скважины №506.

Строим кривую восстановления давления (фиг. 1).

Для определения пластового давления методом произведений строим зависимость P_с⋅t=f(t) и находим уравнение полученной прямой (фиг. 2).

y=a⋅x+b=7,214⋅x-5957,2

По методу произведений пластовое давление равно коэффициенту а и составляет 7,214 МПа.

Для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта воспользуемся методом касательной. Для применения метода необходимо перестроить КВД в координатах ΔP; ln(t) (фиг. 3).

По фиг. 3 определяем коэффициенты Аквд и Вквд:

Аквд=314575 Па

Вквд=tgα=299700 Па

Определяем гидропроводность по формуле:

где kпр - коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта, м²;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

μ_н - динамическая вязкость пластовой нефти, Па*с;

Q - дебит скважины, м³/с.

Определяем проницаемость удаленной зоны пласта по формуле:

Определяем пьезопроводность пласта:

где m - коэффициент пористости, д.ед.;

β_ж - коэффициент сжимаемости жидкости, 1/Па;

β_п коэффициент сжимаемости горной породы, 1/Па.

Время восстановления давления на забое скважины до пластового давления (Рпл) определяется по линии тренда изменения забойного давления в конце исследования, как время, за которое давление в скважине по тренду восстановится до пластового давления. Формула линии тренда конца исследования:

Р_пл=0,2997⋅ln(t)+3.9475

Давление восстановится до Pпл=7,214 МПа за 54134,9 мин.

Радиус дренирования скважины равен:

Определяем радиусы дренирования всех скважин объекта, результаты представлены в таблице.

На основании полученных значений на карту плотности запасов были нанесены значения радиусов дренирования скважин (фиг. 4).

По полученной карте (фиг. 4) можно сделать вывод о том, что на объекте существуют несколько участков не вовлеченных в разработку запасов. Скважины восточной части залежи характеризуются малыми значениями радиуса дренирования. Можно сделать вывод, что не вовлеченные в разработку запасы расположены в восточной и юго-восточной частях залежи. Охват залежи системой разработки составляет 50%.

Преимущество заявляемого способа состоит в том, что он позволяет в условиях высокой неопределенности геологической информации более точно оценить охват пласта системой разработки. Кроме того, заявляемый способ прост и менее трудозатратен.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при проектировании и контроле разработки нефтяных залежей. Согласно способу по данным геофизических исследований в скважинах и лабораторных исследований определяют пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры. По результатам гидродинамических исследований определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2. По соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки. Техническим результатом является повышение точности прогноза областей дренирования скважин и области охвата пласта разработкой, упрощение способа. 4 ил., 1 табл., 1 пр.

Способ оценки охвата пласта системой разработки, включающий определение проницаемости, пористости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, начального пластового давления по всем объектам разработки тектонической структуры, отличающийся тем, что проводят гидродинамические исследования, по результатам обработки которых определяют проницаемость, радиусы дренирования скважин, время восстановления давления в скважине до пластового, площадь охвата пласта радиусами дренирования S1 и суммарную площадь залежи внутри водонефтяного контакта S2, по соотношению S1/S2 оценивают степень охвата залежи системой разработки.