Способ использования емкостно-резистивной модели для определения влияющих нагнетательных скважин на многопластовых месторождениях Российский патент 2023 года по МПК E21B43/20 E21B47/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к оценке взаимовлияния скважин, конкретно - к способам для добычи нефти из скважин на нескольких горизонтах вытеснением водой.

При разработке зрелых нефтяных месторождений важной задачей является проведение анализа сложившейся системы заводнения, целью которого является принятие решений по проведению геолого-технических мероприятий (ГТМ) и регулированию закачки. Анализ системы заводнения позволяет выявлять проблемные нагнетательные скважины с непроизводительной закачкой, оценить текущую компенсацию по элементам заводнения, определить наличие промытых каналов, которые могут привести к опережающему обводнению и неэффективной циркуляции закачиваемой воды, а также оценку эффективности проведенных ГТМ.

На дату подачи настоящей заявки в мире при решении задач, связанных с анализом и оптимизацией системы заводнения, всё чаще отдается предпочтение упрощенным аналитическим моделям, в частности емкостно-резистивным моделям CRM (Capacitance Resistive Model), основанной на уравнении материального баланса и уравнении притока жидкости к скважине. К числу основных преимуществ модели CRM является малый набор данных, необходимых для адаптации, и отсутствие необходимости в восстановлении свойств пласта в межскважинном пространстве. Однако применение данного подхода на многопластовых месторождениях связано с рядом недостатков, снижающих степень точности анализа, в частности: проблема учета регулярного изменения системы поддержания пластового давления (далее ППД) путем ввода/остановки новых скважин или отключения/перфорации новых пластов; проблема геометризации участков анализа, возникающая вследствие сложного сочленения пластов; проблема учета простоя добывающей скважины в течение временного периода расчета.

В заявленном техническом решении использована емкостно-резистивной модель, при этом для снижения негативного эффекта, возникающего вследствие недостатков, приведенных выше, созданы:

- алгоритм учета связанности пластов в многопластовых месторождениях,

- алгоритм учета взаиморасположения скважин с применением сетки Вороного,

- алгоритм учета остановок добывающей скважины в течение временного периода расчета,

- алгоритм выбора временного интервала расчета, исходя из изменения системы поддержания пластового давления.

Из исследованного заявителем уровня техники выявлено изобретение по патенту RU 2577865 «Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства», сущностью является способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства, содержащий этапы, на которых: - выбирают нагнетательные и наблюдательные добывающие скважины; - оценивают условия использования веществ, применяемых в качестве индикаторов фильтрационных потоков; - определяют необходимый объем меченой жидкости и количества индикатора; - закачивают меченую стабильным или радиоактивным индикатором воду или водный раствор реагента в нагнетательную скважину; - запускают скважину; - с устья контрольных добывающих скважин периодически отбирают пробы пластовой воды и делают их физико-химический анализ на содержание индикаторов; - интерпретируют полученные данные: при обнаружении в добываемой продукции трассеров делают вывод о наличии обводнения скважины, заколонных перетоков, нарушении герметичности колонны, а путем сравнения относительного выхода индикатора с относительным отбором жидкости из добывающей скважины определяют обводнение скважины за счет постороннего источника: заколонных перетоков, нарушения герметичности колонны, от другой смежной нагнетательной скважины, в которую не закачивался индикатор, причем относительным отбором жидкости QЖi является отношение суммарного объема жидкости, отобранной из i-й добывающей скважины за период исследований, к общему количеству воды, закачанной в пласт за то же время, относительным выходом индикатора МOTi является отношение суммарной массы индикатора, извлеченной из данной скважины за период исследований, к исходной массе индикатора Mo, закачанной в пласт, если QЖi/MOTi>1, то в скважину поступает вода от постороннего источника.

Недостатком известного технического решения является необходимость проведения значительного количества лабораторных исследований и закупке трассерных реагентов, что делает этот процесс трудоемким и высокозатратным. Помимо этого, процесс отбора и последующего анализа проб может занимать до 200 суток, что существенно усложняет получение оперативных данных о влиянии нагнетательных скважин на добывающие.

Известно изобретение по патенту RU 2608138 «Система определения коэффициентов взаимовлияния скважин», сущностью является определения коэффициентов взаимовлияния скважин C1, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит блок проверки точности вычислений, картографический блок, модуль начальных условий, модуль адаптации модели, причем модуль начальных условий односторонней связью соединен с блоком выборки данных, блок выборки данных двусторонней связью соединен с модулем баз данных, модуль баз данных односторонней связью соединен с картографическим блоком, картографический блок односторонней связью соединен с модулем начальных условий, блок выборки данных односторонней связью соединен с модулем подготовки данных, модуль подготовки данных односторонней связью соединен с модулем расчета коэффициентов, модуль расчета коэффициентов односторонней связью соединен с блоком проверки вычислений, блок проверки вычислений односторонней связью соединен с модулем адаптации модели, модуль адаптации модели односторонней связью соединен с модулем расчета коэффициентов, модуль расчета коэффициентов односторонней связью соединен с отчетным модулем, отчетный модуль односторонней связью соединен с блоком отображения отчетов, причем модуль баз данных состоит из базы данных телеметрии и базы данных нормативно-справочной информации, модуль начальных условий состоит из блока ввода временного периода и блока выборки скважины, модуль подготовки данных состоит из блока корректировки данных и блока кросс-таблиц, модуль расчета коэффициентов состоит из блока модели участка месторождения, блока дифференциальных уравнений, блока вычисления коэффициентов, отчетный модуль состоит из блока построения таблиц коэффициентов, блока построения карты взаимовлияния, блока построения графиков давлений, модуль адаптации модели состоит из блока подбора граничных условий и блока подбора величины сжимаемости.

Недостатком известного технического решения является ограниченность ее применения вследствие необходимости наличия телеметрического оборудования в обрабатываемых скважинах. Кроме того, подобной системе для осуществления корректного расчета требуется большое количество исходных данных различного типа, что может приводить к высокой суммарной погрешности результатов.

Наиболее близким, принятым за прототип, является изобретение по патенту RU 2715593 «Способ оперативного управления заводнением пластов», сущностью является способ оперативного управления заводнением пластов C1, характеризующийся тем, что включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния на дебит и обводненность добычи соседних добывающих и приемистость соседних нагнетательных скважин, рекомендации по перераспределению закачки, при этом для определения оптимальных значений приемистости нагнетательных скважин используют математическую модель месторождения, в качестве первоначальных данных в которой для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных и добывающих скважин принимают показатели в виде даты замера, значения приемистости, дебита жидкости и доли нефти, забойного давления или динамического уровня жидкости в стволе добывающей скважины, а в качестве математической модели используют комбинацию аналитического решения уравнения материального баланса и закона Дарси, отражающие изменение дебита жидкости добывающей скважины при изменении приемистости влияющих на нее нагнетательных скважин и добычи жидкости окружающих добывающих, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости, забойного давления и доли нефти каждой добывающей скважины, определяют оптимальные значения настроечных параметров модели, затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных скважин и изменения дебитов жидкости в добывающих скважинах с наложением ограничений на объемы закачки и добычи для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления.

Недостатками прототипа является:

- отсутствие алгоритма учета связанности пластов в многопластовых месторождениях,

- применение количественного значения радиуса при геометризации области расчета CRM, что ведет к попаданию в область скважин, не оказывающих влияние на добывающую скважину,

- отсутствие учета остановки добывающих скважин,

- не предусматривает возможность выбора временного интервала расчета исходя из изменения системы ППД, что негативно влияет на степень точности оценки влияния скважин вследствие неучета изменения характера влияния во времени.

Техническим результатом заявленного технического решения является разработка способа использования емкостно-резистивной модели для определения влияющих скважин на многопластовых месторождениях, позволяющего сделать выводы о взаимовлиянии скважин с целью формирования рекомендаций по оптимизации системы поддержания пластового давления, при этом заявленный способ позволяет устранить недостатки прототипа путем:

- разработки алгоритма учета связанности пластов в многопластовых месторождениях,

- возможности учета взаиморасположения скважин с применением сетки Вороного,

- возможности учета остановок добывающей скважины в течение временного периода расчета,

- возможности выбора временного интервала расчета, исходя из изменения системы поддержания пластового давления (далее - ППД), что положительно влияет на степень точности оценки влияния скважин вследствие учета изменения характера влияния во времени.

Сущностью заявленного технического решения является способ использования емкостно-резистивной модели для определения влияющих нагнетательных скважин на многопластовых месторождениях, заключающийся в том, что выделяют элементы заводнения на месторождении, проводят отбор жидкости и закачку воды, оценивая среднесуточные объемы, на основе полученных данных создают емкостно-резистивную модель, производят адаптацию емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки, характеризующийся тем, что выделение элемента заводнения происходит с помощью сетки Вороного, после выделения элементов заводнения на месторождении оценивают связанность скважин внутри каждого элемента заводнения, после создания емкостно-резистивной модели выбирают расчетный период емкостно-резистивной модели на основе последнего изменения системы поддержания пластового давления и производят фильтрацию скважин, участвующих в расчете, после адаптации емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки определяют ранжированный список влияющих нагнетательных скважин, выдают рекомендации по оптимизации режимов скважин.

Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 - Фиг.6.

На Фиг.1 представлены схематичные изображения, демонстрирующие основные принципы работы дополнительных условий алгоритма нахождения актуальной перфорации, где:

1а - иллюстрирует принцип «если в графе «Тип перфорации» указано «Бурение бокового ствола», все раннее перфорированные интервалы считаются закрытыми»;

1б - иллюстрирует принцип «в случае наличия в скважине взрывного пакера все нижележащие перфорированные интервалы считаются закрытыми»;

1в - иллюстрирует принцип «если интервал отключается методом «Цементная заливка», при этом указанный интервал пересекается с другим открытым более чем на 80 процентов, и их верхняя граница по глубине совпадает, оба интервала считаются закрытыми»;

интервал 1 - интервал, отключенный методом «Цементная заливка»;

интервал 2 - интервал, пересекающийся с интервалом 1 более чем на 80 процентов;

красным обозначен интервал перфорации, подлежащий закрытию;

зеленым обозначен открытый интервал перфорации;

серым обозначен интервал перфорации, залитый цементом;

голубым выделенным прямоугольником обозначен продуктивный пласт;

белым обозначен ствол скважины;

- перфорационное отверстие.

На Фиг.2 представлена оценка интервала расчета на примере графиков:

- верхний график с зелеными линиями - среднесуточный дебит добывающей скважины, где ось X - количество месяцев с момента последнего изменения системы ППД (месяцы), ось Y - среднесуточный дебит жидкости (м³/сут),

- нижний график с синими линиями - среднесуточной закачки нагнетательной скважины, где ось X - количество месяцев с момента последнего изменения системы ППД (месяцы), по ось Y - среднесуточная закачка (м³/сут).

Голубые выделенные прямоугольники представляют собой временной интервал расчета.

На Фиг.3 приведена диаграмма емкостно-резистивной модели типа CRMP (Producer Based Capacitance-Resistance Model - Емкостно-резистивная модель основанная на добывающей скважине). Объем модели показан в виде плоского цилиндра, к которому присоединены вытянутые цилиндры, представляющие скважины (стрелка на цилиндре, направленная вверх - центральная добывающая скважина модели; стрелка на цилиндре, направленная вниз - нагнетательная скважина). Стрелками, исходящими от вытянутых цилиндров, показано направление фильтрационного потока воды от нагнетательных скважин к центральной добывающей скважине. Буквами обозначены следующие параметры: - дебит жидкости добывающей скважины в момент времени, - приемистость 1-6-ой нагнетательной скважин в момент времени . f₁, f₂, f₃, f₄, f₅, f₆ - коэффициенты влияния 1-6-ой нагнетательной скважин на добывающую скважину, τ - константа времени.

На Фиг.4 представлено схематическое изображение участка месторождения для тестирования алгоритма в виде элементов на сетке Вороного. Позициями отмечены: 1 - центральная добывающая скважина, 2-9 - нагнетательные скважины. Цветом выделены: зеленый - ячейка с центральной добывающей скважиной, голубой - ячейка 1-го ряда скважин, граничащих с добывающей, белый - ячейка 2-го ряда скважин, граничащих с добывающей, серый - ячейка, не входящая в элемент заводнения. Черной линией выделена граница элемента заводнения. Типы скважин представлены символами:

- нагнетательная скважина (четырёхугольная чёрная звезда с синим кругом внутри);

- центральная добывающая скважина (зелёный круг);

- скважина, не вошедшая в элемент заводнения (маленький серый круг).

На Фиг.5 представлен ранжированный список влияющих нагнетательных скважин, составленный для тестового участка на основе расчетов емкостно-резистивной модели.

На Фиг.6 представлена карта взаимовлияния для тестового участка, полученная по итогам расчетом емкостно-резистивной модели. Зелеными стрелками обозначены направления фильтрационных потоков от влияющих нагнетательных скважин к точке пластопересечения центральной добывающей скважины. Позициями отмечены: 1 - центральная добывающая скважина, 2-9 - нагнетательные скважины. Типы скважин представлены символами:

- нагнетательная скважина (четырёхугольная чёрная звезда с синим кругом внутри),

- центральная добывающая скважина (зелёный круг).

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Заявленный технический результат достигается путем разработки способа использования емкостно-резистивной модели для определения влияющих скважин на многопластовых месторождениях.

Заявленный способ относится к нефтедобывающей промышленности, а именно - к оценке влияния закачки нагнетательных скважин на работу добывающих скважин на многопластовых месторождениях и осуществляется путем разбиения изучаемой площади на элементы заводнения с учетом попластовой связанности скважин, для каждого из которых с помощью расчета емкостно-резистивной модели получают ранжированный список влияющих нагнетательных скважин, на основании которого вырабатывают рекомендации по регулированию системы заводнения, что способствует получению максимальной добычи нефти по месторождению в целом.

Заявленный способ осуществляют путем выполнения следующий основной последовательности действий:

1. Выделяют элементы заводнения на месторождении с помощью сетки Вороного.

2. Оценивают связанность скважин внутри каждого элемента заводнения.

3. Проводят отбор жидкости и закачку воды, оценивая среднесуточные объемы.

4. На основе полученных данных создают емкостно-резистивную модель.

5. Выбирают расчетный период емкостно-резистивной модели на основе последнего изменения системы поддержания пластового давления.

6. Производят фильтрацию скважин, участвующих в расчете.

7. Производят адаптацию емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки.

8. Определяют ранжированный список влияющих нагнетательных скважин и выдают рекомендации по оптимизации режимов скважин.

Далее заявителем приведено подробное описание каждого действия.

1. Выделяют элементы заводнения на месторождении с помощью сетки Вороного.

Выделение элементов заводнения осуществляют на основе существующей системы размещения скважин на месторождении. На основе данных пластопересечений скважин с помощью сетки Вороного анализируемую площадь разбивают на ячейки. Ячейки, в центре которых расположены добывающие скважины, берут в качестве центральных ячеек отдельных элементов заводнения. Кроме них, в элемент включают нагнетательные скважины, расположенные в первых двух рядах ячеек, граничащих с центральной ячейкой, согласно критерию наличия общей грани.

2. Оценивают связанность скважин внутри каждого элемента заводнения.

На каждый момент времени, начиная с начала разработки месторождения, на основе общности перфорированных пластов формируют пары скважин. Поиск перфорированных пластов на дату осуществляют путем анализа архива перфораций, в котором для каждой скважины указаны интервал перфорации, тип перфорации и дата её проведения. Способ предусматривает обновление пар связанных скважин на каждую итерацию по времени. Помимо этого, с целью исключения погрешности автоматической обработки на конечную дату проводится дополнительная оценка, основанная на следующих правилах:

- если в графе «Тип перфорации» указано «Бурение бокового ствола», все раннее перфорированные интервалы считаются закрытыми (Фиг.1а);

- в случае наличия в скважине взрывного пакера все нижележащие перфорированные интервалы считаются закрытыми (Фиг.1б);

- если интервал отключается методом «Цементная заливка», при этом указанный интервал пересекается с другим открытым более чем на 80 процентов, и их верхняя граница по глубине совпадает, оба интервала считаются закрытыми (Фиг.1в).

3. Проводят отбор жидкости и закачку воды, оценивая среднесуточные объемы.

На выделенном участке проводят отбор жидкости из добывающих скважин, фиксируя данные об отборе в эксплуатационных карточках. Измеряют объем отбора за месяц Q_ж (м³) и время работы добывающей скважины t_доб (сут). Среднесуточный дебит жидкости q_ж (м³/сут) рассчитывают по формуле:

q_ж = Q_ж/t_доб

На выделенном участке проводят закачку воды в нагнетательные скважины, фиксируя данные в эксплуатационные карточки. Измеряют объем закачки за месяц Q_зак (м³) и время работы нагнетательной скважины t_наг (сут). Среднесуточный дебит жидкости q_зак (м³/сут) рассчитывают по формуле:

q_зак = Q_зак/t_наг

4. На основе полученных данных создают емкостно-резистивную модель.

На основе полученных данных создают модель CRMP, представляющую функциональную зависимость дебита жидкости скважины от приемистости окружающих нагнетательных скважин и включающую одну добывающую скважину и все влияющие нагнетательные скважины, и описываемую формулой (Фиг. 3):

,

где - дебит жидкости в момент времени, - коэффициент влияния i-ой нагнетательной скважины на добывающую, - приемистость i-ой нагнетательной скважины в момент времени .

5. Выбирают расчетный период емкостно-резистивной модели на основе последнего изменения системы поддержания пластового давления.

Для получения актуальной оценки характера взаимовлияния скважин в качестве времени начала расчета берут время последнего изменения системы ППД на элементе, а именно, дату последних ввода/остановки нагнетательных скважин на элементе или дострела/отключения горизонта в нагнетательных скважинах.

При этом:

- дату ввода скважины берут путем анализа данных о среднесуточной закачке. В качестве указанной даты берут дату первого месяца, для которого обнаружены ненулевые значения закачки;

- дату остановки скважины берут путем анализа данных о среднесуточной закачке. В качестве указанной даты берут дату первого месяца, для которого обнаружены нулевые значения закачки;

- дату дострела нового горизонта берут путем анализа архива перфораций. В качестве указанной даты берут дату перфорации с отмеченной целью «Дострел пласта»;

- дату отключения действующего горизонта берут путем анализа архива перфораций. В качестве указанной даты берут дату перфорации с отмеченной целью «Отключение пласта» или «Изоляционные работы».

Кроме того, все точки временного интервала, на котором дебит жидкости центральной добывающей скважины равен нулю, исключают из расчета. Оставшиеся точки формируют итоговый расчетный период (Фиг. 2).

6. Производят фильтрацию скважин, участвующих в расчете.

С целью предотвращения присваивания ложных высоких значений коэффициента влияния нагнетательным скважинам, не осуществляющим закачку на последнюю дату расчетного периода, нагнетательные скважины, согласно данным замера закачки находящиеся в простое (имеющие нулевую закачку) в течение расчетного периода, исключаются из анализа как скважины, не имеющие существенного влияния на текущий момент.

7. Производят адаптацию емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки.

Адаптацию емкостно-резистивной модели на дебит жидкости осуществляют путем решения оптимизационной задачи минимизации отклонения фактического и рассчитанного дебита жидкости с целью определения коэффициента влияния закачки в нагнетательную скважину на дебит центральной добывающей скважины. Коэффициенты влияния нагнетательных скважин определяют в ходе решения оптимизационной задачи относительно динамики дебита жидкости во времени. Целевая функция строится по модели CRMP. При минимизации разности дебита жидкости, определенного формулой CRMP, и актуального алгоритмом L-BFGS-B (итерационный метод численной оптимизации) определяются искомые коэффициенты влияния .

8. Определяют ранжированный список влияющих нагнетательных скважин и выдают рекомендации по оптимизации режимов скважин.

На основе результатов адаптации емкостно-резистивной модели, а именно, коэффициентов взаимовлияния скважин путем умножения коэффициента взаимовлияния (д.ед) (доли единиц) на величину среднесуточной закачки за период расчета (м³/сут) для каждой нагнетательной скважины рассчитывают параметр (м³/сут), характеризующий степень вклада отдельной нагнетательной скважины в величину дебита центральной добывающей скважины. Основываясь на величине , для каждой центральной добывающей скважины определяют ранжированный по убыванию список влияющих скважин, в котором для каждой нагнетательной скважины в столбце «Общие пласты» приводят перечисление пластов, по которым она сообщается с центральной нагнетательной скважиной, а в столбце «fQi» приводят значение fQi. Для каждого элемента строят карту взаимовлияния скважин, где в виде стрелок указано направление фильтрации жидкости от нагнетательных скважин к центральной добывающей. Толщина стрелки определяет величину степени вклада отдельной нагнетательной скважины в величину дебита центральной добывающей скважины.

На основе полученных расчетов выдают рекомендации по оптимизации режимов скважин.

Далее заявителем приведен пример осуществления заявленного технического решения.

Пример . Использование емкостно-резистивной модели для определения влияющих нагнетательных скважин на многопластовых месторождениях.

Заявленный способ протестирован на пилотном участке многопластового Ромашкинского месторождения Республики Татарстан.

1. Провели выделение элементов заводнения на многопластовом месторождении с помощью сетки Вороного.

На основе данных пластопересечений скважин с помощью сетки Вороного на одной из площадей месторождения были выявлены 35 элементов, из них выбран для тестирования пилотный участок, представляющий из себя один из элементов заводнения (Фиг.4), представляющий интерес по причине высокой обводненности скважинной продукции, вызванной прорывом воды из неопределенной нагнетательной скважины. Скважина 1 обозначена в качестве центральной добывающей скважины. Помимо нее, в пилотный участок включены 8 нагнетательных скважин (2 - 9), расположенные в первых двух рядах ячеек, граничащих с центральной ячейкой согласно критерию наличия общей грани.

2. Оценка связанности скважин внутри каждого элемента заводнения.

На каждый момент времени, начиная с начала разработки участка (01.01.1951), на основе общности перфорированных пластов сформированы пары скважин. Поиск перфорированных пластов на дату осуществлен путем анализа архива перфораций, в котором для каждой скважины указаны интервал перфорации, тип перфорации и дата её проведения. После этого была проведена дополнительная оценка связанности скважин внутри выделенного элемента на конечную дату.

По результатам оценки связанности выявлено, что:

• скважина 2 не имеет общих пластов с центральной добывающей скважиной 1;

• в скважине 5 в интервале выше единственного продуктивного интервала был установлен пакер, в связи с этим данный интервал был отмечен как закрытый, что указывает на отсутствие общих пластов между скважиной 5 и центральной добывающей скважиной 1.

Таким образом, скважина 2 и скважина 5 были исключены из анализа.

3. Проведение отбора жидкости и закачку воды, оценивая среднесуточные объемы.

В качестве данных о добыче и закачке взяты данные эксплуатационных карточек, фиксирующих данные об основных технологических показателях работы добывающих и нагнетательных скважин выделенного элемента (в том числе отбора жидкости за месяц Q_ж (м³), время работы добывающей скважины t_доб (сут), объем закачки воды за месяц Q_зак (м³) и время работы нагнетательной скважины t_наг (сут)) на временной период с начала разработки месторождения. Исходя из данных карточек для центральной добывающей скважины была рассчитана среднесуточная добыча жидкости q_ж на каждый месяц ее работы, для каждой из окружающих ее нагнетательных скважин рассчитана среднесуточная закачка q_зак на каждой месяце их работы.

4. Создание емкостно-резистивной модели на основе полученных данных.

На основе полученных данных создана модель CRMP, представляющую функциональную зависимость дебита жидкости скважины от приемистости окружающих нагнетательных скважин и включающую одну добывающую скважину 1 и влияющие нагнетательные скважины 4, 6, 8, 9.

5. Выбор расчетного периода емкостно-резистивной модели.

Для получения актуальной оценки характера взаимовлияния скважин в качестве времени начала расчета взяли время последнего изменения системы ППД на элементе, а именно, дату отключения горизонта «д0» в скважине 6 - 01.04.2020. Точки временного интервала, на котором дебит жидкости центральной добывающей скважины равен нулю - 01.06.2020 и 01.07.2020, исключены из расчета. На основе оставшихся точек был сформирован итоговый расчетный период

Таким образом, период расчета составил 14 месяцев - с 01.04.2020 по 01.06.2021.

6. Проведение фильтрации скважин, участвующих в расчете.

С целью предотвращения присваивания ложных высоких значений коэффициента влияния нагнетательная скважина 3 и нагнетательная скважина 7, согласно данным замеров закачки, имеющие нулевую закачку в течение расчетного периода, были исключены из анализа как скважины, не имеющие существенного влияния на текущий момент.

7. Проведение адаптации емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки.

Адаптация емкостно-резистивной модели на дебит жидкости осуществлена путем решения оптимизационной задачи минимизации отклонения фактического и рассчитанного дебита жидкости с помощью метода L-BFGS-B (итерационный метод численной оптимизации) с целью определения коэффициента влияния закачки в нагнетательные скважины 4, 6, 8, 9 на дебит центральной добывающей скважины 1. Для каждой нагнетательной скважины определены коэффициенты влияния , характеризующий степень влияния закачки на добычу в центральной добывающей скважине 1 (Фиг.5).

8. Определение ранжированного списка влияющих нагнетательных скважин и выдача рекомендаций по оптимизации режимов скважин.

По результатам расчета для каждой нагнетательной скважины рассчитан параметр fQi (м³/сут), на основе которого для добывающей скважины 1 определен ранжированный список влияющих скважин (Фиг. 5) и построена карта взаимовлияния (Фиг. 6). Исходя из результатов выявлено, что скважина 4 является наиболее влияющей скважиной на данном элементе заводнения.

По итогам выданы следующие рекомендации:

- ограничить закачку воды в нагнетательную скважину 4 ликвидации промытой зоны, образовавшейся между данной скважиной и центральной добывающей скважиной элемента;

- увеличить закачку воды в скважину 9 как во вторую по влиянию с целью поддержания пластового давления на элементе.

Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно: разработан способ использования емкостно-резистивной модели для определения влияющих скважин на многопластовых месторождениях.

Сделаны выводы о взаимовлиянии скважин, выданы рекомендации по оптимизации системы поддержания пластового давления.

При этом заявленный способ позволил устранить недостатки прототипа:

- разработан алгоритм учета связанности пластов в многопластовых месторождениях (Фиг.1),

- достигнута возможность учета взаиморасположения скважин с применением сетки Вороного (Фиг. 4),

- достигнута возможность учета остановок добывающей скважины в течение временного периода расчета (Фиг. 2),

- достигнута возможность выбора временного интервала расчета, исходя из изменения системы ППД, что положительно влияет на степень точности оценки влияния скважин вследствие учета изменения характера влияния во времени.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «новизна», предъявляемому к изобретениям, т.к. из исследованного уровня техники заявителем не выявлено технических решений, имеющих заявленную совокупность признаков.

Заявленное техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в анализируемой области техники. Доказательством указанного, по мнению заявителя, является то, что найдена не очевидная для специалиста закономерность, проявляющаяся в том, что заявленным техническим решением обеспечена возможность использования емкостно-резистивной модели для определения влияющих скважин на многопластовых месторождениях

Заявленное техническое решение соответствует критерию «промышленная применимость», предъявляемому к изобретениям, т.к. может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования, известных мировых материалов и технологий.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к оценке взаимовлияния скважин, конкретно - к способам для добычи нефти из скважин на нескольких горизонтах вытеснением водой. Способ использования емкостно-резистивной модели для определения влияющих нагнетательных скважин на многопластовых месторождениях заключаюется в том, что выделяют элементы заводнения на месторождении, проводят отбор жидкости и закачку воды, оценивая среднесуточные объемы. На основе полученных данных создают емкостно-резистивную модель и производят адаптацию емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки. Выделение элемента заводнения происходит с помощью сетки Вороного, а после выделения элементов заводнения на месторождении оценивают связанность скважин внутри каждого элемента заводнения. После создания емкостно-резистивной модели выбирают расчетный период емкостно-резистивной модели на основе последнего изменения системы поддержания пластового давления и производят фильтрацию скважин, участвующих в расчете. После адаптации емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки определяют ранжированный список влияющих нагнетательных скважин и выдают рекомендации по оптимизации режимов скважин. Обеспечивается повышение точности определения взаимовлияния скважин, а также получение максимальной добычи нефти по месторождению в целом. 6 ил.

Способ использования емкостно-резистивной модели для определения влияющих нагнетательных скважин на многопластовых месторождениях, заключающийся в том, что выделяют элементы заводнения на месторождении, проводят отбор жидкости и закачку воды, оценивая среднесуточные объемы, на основе полученных данных создают емкостно-резистивную модель, производят адаптацию емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки, отличающийся тем, что выделение элемента заводнения происходит с помощью сетки Вороного, после выделения элементов заводнения на месторождении оценивают связанность скважин внутри каждого элемента заводнения, после создания емкостно-резистивной модели выбирают расчетный период емкостно-резистивной модели на основе последнего изменения системы поддержания пластового давления и производят фильтрацию скважин, участвующих в расчете, после адаптации емкостно-резистивной модели к измеренным фактическим данным добычи и закачки определяют ранжированный список влияющих нагнетательных скважин, выдают рекомендации по оптимизации режимов скважин.