Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением рядной системы поддержания пластового давления. Способ позволяет распределять закачку между рядами нагнетательных скважин, в зависимости от режимов работы добывающих скважин в блоках разработки.
Известен способ оценки распределения закачки по блокам месторождения, который описан в статье Д.Г. Абидова и М.Р. Камартдинова «Метод материального баланса, как первичный инструмент оценки показателей разработки участка месторождения при заводнении». Оценка распределения закачки производится для каждой нагнетательной скважины с использованием коэффициента WAF (well allocation factor), зависящего от угла притока к скважине, данный коэффициент не является постоянным и меняется с течением времени [1].
В известном способе распределение закачки между нагнетательными скважинами и добывающими производится только из геометрических соображений, что является существенным недостатком.
Известен способ распределения закачки, описанный в работе Антонова М.С. «Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта». Автором сформирован ряд методик для повышения выработки запасов нефти путем регулирования отбора и закачки. Подход позволяет определить недокомпенсированные и перекомпенсированные зоны пласта, и в соответствии с этим перераспределить закачку для увеличения выработки запасов. Оценка распределения закачки в рассматриваемой методике, осуществляется на основе совокупности статистических, геометрических и геолого-фильтрационных параметров. Описанный способ трудно применим для рядных систем заводнения из-за сложности распределения закачки между скважинами второго, третьего и более порядков сетки Воронова [2].
Известен способ оперативного управления заводнением пластов, описанный в патенте RU 2715593 C1, совокупность признаков которого наиболее близка к совокупности признаков заявляемого изобретения, включающий создание математической модели, основанной на комбинации уравнения материального баланса и закона Дарси, позволяющей определить влияние режима работы нагнетательных скважин на дебит жидкости и нефти добывающих скважин, тем самым эффективно распределять закачку на месторождении, что способствует достижению технического результата [3].
Недостатками известного способа, принятого за прототип, являются:
- во-первых, способ слабо применим к рядным системам заводнения, так как поиск потенциально влияющих скважин определяется на основе радиуса, принятого как среднее расстояние между скважинами в системе разработки, в связи с чем при адаптации учитываются не все влияющие скважины;
- во-вторых, методика не предполагает расчета приемистости скважин-кандидатов для перевода в ППД.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является эффективная организация системы поддержания пластового давления (ППД).
Предлагаемый способ призван устранить указанные недостатки, что положительно повлияет на точность оценки распределения закачки на месторождении и позволит расширить границы применимости способа на существенно недокомпенсированные и перекомпенсированные участки.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в обеспечении целенаправленного воздействия на пласт закачкой с целью поддержания пластового давления и увеличения отборов жидкости.
Способ оперативного управления заводнением включает создание математической модели месторождения с рядной системой заводнения, в которой каждый блок разработки представлен в виде укрупненных добывающих и нагнетательных скважин. В рамках заявляемой модели осуществляют адаптацию расчетных и фактических показателей дебита жидкости укрупненной добывающей скважины, в зависимости от приемистостей влияющих укрупненных нагнетательных скважин. При расчете модели определяют коэффициенты взаимовлияния, которые отражают долю закачки, поступившей от укрупненных нагнетательных к укрупненным добывающим скважинам. Основываясь на полученных коэффициентах, рассчитывают текущую компенсацию для каждого блока разработки за период, на который осуществлялась адаптация математической модели.
Знание текущей компенсации и актуального пластового давления позволяет эффективно распределять закачку в сформированной системе заводнения, адресно назначать мероприятия, призванные устранить зоны недокомпенсации и перекомпенсации, что обеспечивает эффективную организацию системы поддержания пластового давления и способствует достижению технического результата.
Способ иллюстрируется материалы, где:
на фиг. 1 схематически представлен принцип укрупнения добывающих и нагнетательных скважин в блоках разработки и рядах заводнения;
на фиг. 2 представлена конфигурация скважин гидродинамической модели, данные которой приняты как фактические в рамках примера для тестирования алгоритма;
на фиг. 3, 4, 5 представлены результаты адаптации расчетного дебита на фактический дебит для укрупненных добывающих скважин P1, P2, P3;
на фиг. 6 представлено распределение пластового давления в блоках разработки;
на фиг. 7 представлен график прироста дебита жидкости при распределении закачки согласно ниже описанному способу;
на фиг. 8 представлен график прироста дебита нефти при распределении закачки согласно ниже описанному способу.
Способ характеризуется следующей последовательностью действий:
1) формирование укрупненных добывающих и нагнетательных скважин;
2) определение схемы влияния укрупненных скважин;
3) расчет показателей для укрупненных скважин (суммарный дебит жидкости, суммарная приемистость, средневзвешенный коэффициент продуктивности, средневзвешенное забойное давление);
4) адаптация CRM модели на фактические показатели дебита жидкости, определение коэффициентов взаимовлияния;
5) определение текущей компенсации на основе коэффициентов взаимовлияния;
6) увеличение закачки в блоках разработки с низкой компенсацией и пластовым давлением, определение режимов введенных нагнетательных скважин.
Формирование укрупненных добывающих и нагнетательных скважин
Внутри каждого блока разработки осуществляют объединение всех добывающих скважин в одну укрупненную скважину. Аналогично нагнетательные скважины внутри каждого блока разработки объединяются в одну укрупненную нагнетательную скважину. Нагнетательные скважины, принадлежащие каждому ряду заводнения, также формируют укрупненные скважины. Схема объединения скважин демонстрируется на фиг. 1. Сверху показан исходный блок разработки, состоящий из скважин верхнего и нижнего ряда нагнетания, а также из добывающих и нагнетательных скважин, расположенных внутри. Снизу демонстрируется преобразованный блок разработки, исходя из принципа укрупнения скважин.
Определение схемы влияния укрупненных скважин
Схема взаимовлияния укрупненных скважин устанавливается согласно геометрическим признакам. Подразумевается, что нагнетательный ряд влияет непосредственно только на преобразованные блоки разработки, с которыми имеет общую границу. Также принимается, что нагнетательные скважины расположенные внутри преобразованного блока разработки влияют только на добывающие скважины данного преобразованного блока разработки. На фиг. 1 красными стрелками демонстрируется влияние между добывающими и нагнетательными скважинами.
Расчет показателей укрупненных скважин
Для каждой укрупненной добывающей скважины (пример P1 на фиг. 1) дебит жидкости является суммой дебитов скважин, которые входят в ее состав. Забойное давление и коэффициент продуктивности определяют как средневзвешенные на дебит жидкости показатели. Приемистость укрупненной нагнетательной скважины (пример I1, I2, I3 изображенные на фиг. 1) представляет собой сумму приемистостей всех входящих в нее скважин.
Адаптация CRM модели
При адаптации математической модели находится минимальное значение невязки целевой функции последовательно для каждой из укрупненных добывающих скважин по формуле:
где 
дебит жидкости j-ой укрупненной добывающей скважины в момент времени t; 
количество укрупненных добывающих скважин [ед.]; 
количество временных шагов; индексы «ф» и «р» показывают принадлежность величины дебита к факту и расчету соответственно.
Расчетный дебит жидкости определяется по формуле:
где:
индекс нагнетательной скважины;
индекс добывающей скважины;
приемистость i-ой укрупненной нагнетательной скважины [м3/сут];
дебит жидкости j-ой укрупненной добывающей скважины [м3/сут];
время [сут];
номер временного шага;
изменение времени на k-ом временном шаге [сут];
– временная константа [сут];
коэффициент взаимовлияния между i-ой укрупненной нагнетательной скважиной и j-ой укрупненной добывающей скважиной [д.ед.];
средний коэффициент продуктивности j-ой укрупненной добывающей скважины, взвешенный на дебит жидкости j-ой укрупненной добывающей скважины [м3/(сут*атм)];
среднее забойное давление j-ой укрупненной добывающей скважины, взвешенное на дебит жидкости j-ой укрупненной добывающей скважины [атм];
– количество добывающих скважин, объединенных в j-ую укрупненную добывающую скважину [ед.];
– количество влияющих укрупненных нагнетательных скважин [ед.];
– объем воды, поступающей из водоносного горизонта за интервал времени 
[м3/сут];
– доля притока из-за контура, поступившая j-ый в блок разработки, д.ед.
В случае изменения количества добывающих скважин во времени, производится пересчет параметров и 
в соответствии c формулами:
где m и n количество добывающих скважин в момент временни 
и 
соответственно.
Определение текущей компенсации
При расчете текущей компенсации для блока разработки используются коэффициенты взаимовлияния, формула расчета имеет следующий вид:
где 
накопленная закачка в пластовых условиях для нагнетательных скважин внутри блока разработки, за рассматриваемый период [м3];
накопленная закачка в пластовых условиях для скважин нагнетательного ряда, за рассматриваемый период [м3];
накопленная добыча в пластовых условиях для добывающих скважин внутри блока разработки, за рассматриваемый период [м3].
Перераспределение закачки
Перераспределение закачки осуществляется согласно полученным значениям текущей компенсации и замерам пластового давления. Процесс регулирования осуществляется путем переноса закачки в недокомпенсированные зоны, что способствует восстановлению пластового давления на данных участках и увеличению отборов жидкости. Перенос закачки выполняется посредством переводов в ППД добывающих скважин и запусков нагнетательных скважин. Расчет режимов нагнетательных скважин при переносе закачки в зоны с низкой компенсацией осуществляется с помощью коэффициента приближения закачки.
Коэффициент приближения закачки равен отношению среднего расстояния между влияющими нагнетательными и добывающими скважнами после ввода новой нагнетательной скважины к среднему расстоянию до ввода новой нагнетательной скважины:
где 
среднее расстояние между добывающими и влияющими на них нагнетательными скважинами до ввода новой нагнетательной скважины;
среднее расстояние между добывающими и влияющими на них нагнетательными скважинами после ввода новой нагнетательной скважины.
Приемистость нового источника закачки (запущенной скважины или скважины переведенной в ППД) нагнетательной скважине определяют по формуле:
где 
приемистость на новой нагнетательной скважине,
средняя приемистость влияющих нагнетательных скважин.
Для сохранения суммарной закачки по всем скважинам, из приемистости влияющих нагнетательных сокращаются на величину, равную:
где 
величина сокращения приемистости,
приемистость влияющей нагнетательной скважины,
количество влияющих нагнетательных скважин.
Пример применения способа
Пример основан на расчетах фильтрационной модели.
В примере на фиг. 2 представлена рядная система заводнения, состоящая из трех блоков разработки, в центральной части блока разработки 2 присутствуют остановленные нагнетательные скважины. Проницаемость блоков разработки, в которых располагаются добывающие и нагнетательные ряды, равна 100 мД. Блок разработки 2 ограничен низкопроницаемыми (проницаемость равна 5 мД) барьерами с северной и южной части. Показатели укрупненных добывающих и нагнетательных скважин представлены в таблице 1.
Для оценки эффекта от предлагаемых работ по управлению заводнением рассчитывают базовый вариант, в котором приемистости нагнетательных скважин остаются неизменными на протяжении всего периода расчета.
Далее осуществляют адаптацию CRM модели на фактический дебит жидкости. Для этого выполняют группировку скважин в блоках разработки в укрупненные добывающие и нагнетательные скважины. Объединение скважин производится следующим образом:
P1-1, P1-2, P1-3 объединяют в Р1;
P2-4, P2-5, P2-6 объединяют в Р2;
P3-7, P3-8, P3-9 объединяют в Р3;
I1-1, I1-2, I1-3, I1-4 объединяют в I1;
I2-5, I2-6, I2-7, I2-8 объединяют в I2;
I3-9, I3-10 объединяют в I3.
После укрупнения добывающих и нагнетательных скважин формируют схему взаимовлияния, исходя из геометрического расположения блоков:
скважина I1 оказывает влияние на соседние скважины P1 и P2;
скважина I2 оказывает влияние на соседние скважины P2 и P3;
скважина I3, находящаяся в блоке разработки №2, оказывает влияние только на скважину P2.
Определяют параметры укрупненных скважин: приемистость для нагнетательных; дебит жидкости, средневзвешенное на дебит жидкости забойное давление, средневзвешенный на дебит жидкости коэффициент продуктивности. Технологические параметры укрупненных добывающих скважин представлены в таблице 1.
Далее производят адаптацию CRM модели на фактический дебит жидкости укрупненных добывающих скважин, путем нахождения минимума невязки целевой функции (Формула 1). Управляющими параметрами при адаптации модели являются: коэффициент взаимовлияния c первым нагнетательным рядом f1, коэффициент взаимовлияния со вторым нагнетательным рядом f2, временные константы τ и коэффициент притока из-за контура few, коэффициент продуктивности J. Настройка CRM модели выполнялась на период с 01.01.2016 по 01.01.2030. Результаты адаптации CRM для укрупненных добывающих скважин P1, P2, P3 представлены на фиг. 3, фиг. 4 фиг. 5, соответственно. Управляющие параметры, подобранные в результате расчета указаны в таблице 2.
По результатам расчета CRM модели выявилось низкое влияние скважин как первого, так и второго нагнетательных рядов на добывающие скважины P2-4, P2-5, P2-6. Это подтверждается сниженным пластовым давлением в блоке разработки №2 относительно блоков разработки №1 и №3 (фиг. 1), что непосредственно сказывается на дебитах скважин в этом блоке разработки. Дебит жидкости скважин блока разработки №2 в среднем на 40% ниже дебита жидкости скважин входящих в состав блоков разработки №1 и №3. Параметры блоков разработки представлены в таблице 3.
Для восстановления пластового давления и увеличения дебита жидкости добывающих скважин, располагающихся в блоке разработки №2, выполняют запуск нагнетательных скважин I3-9, I3-10 в блоке разработки №2 и производят перераспределение закачки в нагнетательных рядах скважин, при условии сохранения общего объема закачки на прежнем уровне.
Перераспределение закачки осуществляют следующим образом.
Определяют среднее расстояние между добывающими скважинами и влияющими на них нагнетательными скважинами в блоках разработки до ввода новых скважин. Далее определяют среднее расстояние между добывающими скважинами и влияющими на них нагнетательными скважинами в блоках разработки после ввода новых скважин. Рассчитывают коэффициент приближения закачки нагнетательных скважин. В соответствии с полученным коэффициентом определяют режим закачки на новой нагнетательной скважине и рассчитывают величину сокращения закачки по остальным влияющим скважинам.
Скважина I3-9 оказывает влияние на скважины P2-4 и P2-5. Среднее расстояние от скважин P2-4 и P2-5 до влияющих нагнетательных скважин I1-1, I1-2, I1-3, I2-5, I2-6, I2-7 равно 353.6 м, после запуска I3-9 среднее расстояние сокращается до 332.9 м. В рассматриваемом случае коэффициент приближения закачки равен (формула 6):
Зная коэффициент приближения закачки, определяют по формуле (7) режим закачки на скважине I3-9:
Сокращение закачки на скважинах I1-1, I1-2, I1-3, I2-5, I2-6, I2-7 равно:
Аналогичным образом алгоритм применяют и для скважины I3-10. Итоговые режимы работы скважин в нагнетательных рядах с учетом запуска скважин I3-9 и I3-10 представлены в таблице 4.
После изменения режимов нагнетательных скважин, в соответствии с таблицей 2, выполняется расчет прогнозных показателей дебита жидкости и нефти. Сравнение технологических показателей разработки без изменения режимов закачки (базовый вариант) и технологических показателей с учетом изменения приемистостей в соответствии с предложенным алгоритмом представлено на фиг. 1 и 2.
Прирост дебита жидкости за три прогнозных года относительно базового варианта составил в среднем 3.6%, прирост по дебиту нефти достиг 2.6%.
Таким образом, заявляемый способ путем оперативного управления заводнением пластов позволяет эффективно распределять закачку в нагнетательных рядах и блоках разработки, тем самым добиваясь восстановления давления в недокомпенсированных зонах, а также увеличения дебитов жидкости и нефти.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО КОДИРОВАНИЯ ПОЛЯРНЫМ КОДОМ, БЕСПРОВОДНОЕ УСТРОЙСТВО И МАШИНОЧИТАЕМЫЙ НОСИТЕЛЬ | 2018 |
|
RU2729773C1 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОЛЯРНОГО КОДИРОВАНИЯ | 2018 |
|
RU2760317C2 |
| МУТАНТНЫЙ КАЛЬРЕТИКУЛИН ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ МИЕЛОИДНЫХ НОВООБРАЗОВАНИЙ | 2014 |
|
RU2668808C2 |
| ПАЧКА ДЛЯ КУРИТЕЛЬНЫХ ИЗДЕЛИЙ И СООТВЕТСТВУЮЩАЯ КАРТОННАЯ ЗАГОТОВКА | 2009 |
|
RU2518210C2 |
| МОБИЛЬНАЯ СИСТЕМА РЕГУЛИРОВАНИЯ ДВИЖЕНИЯ КУЩЕНКО В.А. | 2010 |
|
RU2435226C1 |
| ВАКЦИНА ПРОТИВ ПЕПТИДА CH3 IGE | 2009 |
|
RU2495049C2 |
| СПОСОБ И УСРОЙСТВО МАРШРУТИЗАЦИИ ВВОДА-ВЫВОДА И КАРТА | 2010 |
|
RU2543558C2 |
| Машина для автоматического прикрепления различных электродов к поддерживающим токопроводящим проволокам на ножках электронных ламп | 1927 |
|
SU23280A1 |
| УСТРОЙСТВО И СПОСОБ КОДИРОВАНИЯ | 2018 |
|
RU2739582C1 |
| ГАЗОТУРБИННЫЙ АГРЕГАТ С ТОПЛИВНОЙ ФОРСУНКОЙ, ОСНАЩЕННОЙ ВНУТРЕННИМ ТЕПЛОЗАЩИТНЫМ ЭКРАНОМ | 2015 |
|
RU2672205C2 |
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Для осуществления способа оперативного управления заводнением пластов в рядной системе заводнения создают математическую модель месторождения, в которой определение приемистости нагнетательных скважин осуществляют исходя из концепции приближения закачки к добывающим скважинам в блоках разработки с текущей компенсацией жидкости и пластовым давлением. Режимы закачки на нагнетательных скважинах рассчитывают с помощью коэффициента приближения закачки, значение которого зависит от среднего расстояния между добывающими и влияющими на них нагнетательными скважинами. Расчёт текущей компенсации осуществляют с помощью математической модели CRM, основанной на принципе укрупнения добывающих и нагнетательных скважин, где осуществляют объединение скважин одинакового характера в одну скважину с обобщёнными технологическими параметрами. В качестве математической модели используют комбинацию аналитического решения уравнения материального баланса и закона Дарси, отражающее изменение дебита жидкости добывающей скважины при изменении приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин и добычи жидкости окружающих добывающих. При этом адаптацию математической модели выполняют путём получения минимального значения целевой функции невязки фактического и расчётного дебита жидкости для каждой укрупнённой добывающей скважины. Определяют значения управляющих параметров модели, на основе которых рассчитывают распределение закачки между укрупнёнными добывающими скважинами. Исходя из значений текущей компенсации жидкости и замеров пластового давления на участках осуществляют перераспределение закачки. Достигается технический результат – повышение эффективности распределения закачки в нагнетательных рядах и блоках разработки. 4 табл., 8 ил.
Способ оперативного управления заводнением пластов в рядной системе заводнения, характеризующийся тем, что включает создание математической модели месторождения, в которой определение приемистости нагнетательных скважин осуществляют исходя из концепции приближения закачки к добывающим скважинам в блоках разработки с текущей компенсацией жидкости и пластовым давлением, в которой режимы закачки на нагнетательных скважинах рассчитывают с помощью коэффициента приближения закачки, значение которого зависит от среднего расстояния между добывающими и влияющими на них нагнетательными скважинами, при этом расчёт текущей компенсации жидкости осуществляют с помощью математической модели CRM, основанной на принципе укрупнения добывающих и нагнетательных скважин, где осуществляют объединение скважин одинакового характера в одну скважину с обобщёнными технологическими параметрами, входными текущими данными для математической модели являются дата замера, дебит укрупнённой добывающей скважины, равный сумме дебитов объединённых добывающих скважин, средневзвешенное забойное давление по объединённым добывающим скважинам, средневзвешенный коэффициент продуктивности по объединённым добывающим скважинам, приемистость нагнетательных скважин, равная суммарной приемистости объединённых нагнетательных скважин, в качестве математической модели используют комбинацию аналитического решения уравнения материального баланса и закона Дарси, отражающее изменение дебита жидкости добывающей скважины при изменении приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин и добычи жидкости окружающих добывающих, при этом адаптацию математической модели выполняют путём получения минимального значения целевой функции невязки фактического и расчётного дебита жидкости для каждой укрупнённой добывающей скважины, определяют значения управляющих параметров модели, на основе которых рассчитывают распределение закачки между укрупнёнными добывающими скважинами, исходя из значений текущей компенсации жидкости и замеров пластового давления на участках осуществляют перераспределение закачки.
| Способ управления режимами работы добывающих и нагнетательных скважин нефтяного месторождения и многослойная циклическая нейронная сеть | 2020 |
|
RU2752779C1 |
| Способ оперативного управления заводнением пластов | 2019 |
|
RU2715593C1 |
| Способ повышения эффективности гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пласта | 2020 |
|
RU2759143C1 |
| Способ обоснования технологического режима промысла | 2020 |
|
RU2747019C1 |
| СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ОПТИМИЗАЦИИ ОПЕРАЦИЙ ДОБЫЧИ В РЕАЛЬНОМ ВРЕМЕНИ | 2008 |
|
RU2502120C2 |
| US 20040084180 A1, 06.05.2004. | |||
