СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ Российский патент 2024 года по МПК E21B43/00 E21B43/20 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено к подготовке, принятию решения и реализации геолого-технических мероприятий по оптимизации работы нагнетательных и добывающих скважин системы «ППД – пласт – скважина – скважинное оборудование» при разработке нефтяных месторождений.

Из уровня техники известен способ эксплуатации системы газлифтных скважин [1]. Данный способ, принятый за прототип, включает замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти, определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин во времени, отбор скважин в группы из числа взаимодействующих, установление периода автоколебаний пластовой системы и унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, осуществляют остановку добывающих газлифтных скважин при условии, что темп отбора нефти по залежи больше нуля, а темп отбора воды по залежи меньше нуля, а обводненность скважин больше их критической обводненности, производят ограничение отбора жидкости по скважинам при условии, что их обводненность меньше критической обводненности скважин, темп отбора воды меньше нуля, а темп отбора нефти больше нуля, осуществляют форсирование отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность скважин меньше критической, темп отбора воды больше нуля, а темп отбора нефти меньше нуля.

Недостатком прототипа является то, что способ применяется в отношении газлифтных скважин и при этом у него низкая эффективность и недостаточная полнота данных для принимаемых решений.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение надежности результатов обработки геолого-промысловой информации, полноты охвата по числу геолого-технических мероприятий, степени системности, качества принимаемых решений и их эффективности.

Указанный результат достигается тем, что определяют и ранжируют коэффициенты корреляции работы нагнетательных и сопряженных добывающих скважин, все группы добывающих скважин, распределенных по принципу Парето, дополнительно разбивают на подгруппы по сочетаниям величин коэффициентов корреляции, а решения по проведению геолого-технических мероприятий принимают на основе зависимости классов геолого-технических мероприятий от распределения добывающих скважин на подгруппы и дискриминантов дебитов по нефти и воде, с учетом выполнения критерия непротиворечивости решений и геолого-технических мероприятий.

На представленной фигуре показана схема расположения скважин, которые были использованы в примере реализации заявленного способа.

Для принятия решения о целесообразности проведения геолого-технических мероприятий по увеличению отборов по нефти и/ или ограничению отборов по воде в добывающих скважин путем увеличения или уменьшения закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины, необходимы данные о степени гидродинамической связанности между нагнетательными и сопряженными добывающими скважинами. Степень связанности определяют по значениям расчетных коэффициентов корреляции работы нагнетательных и сопряженных добывающих скважин [1-5].

В заявленном способе разработки нефтяной залежи после определения расчетных коэффициентов корреляции, эти коэффициенты ранжируют на высокие и низкие, а добывающие скважины разбивают на группы с высокими и низкими коэффициентами корреляции в отношении сопряженных нагнетательных скважин.

Все добывающие скважины разбивают по методике распределения по принципу Парето [5] на четыре группы по четырем сочетаниям высокодебитных и низкодебитных по нефти и воде:

первая группа - скважины высокодебитные по нефти и высокодебитные по воде;

вторая группа - скважины высокодебитные по нефти и низкодебитные по воде;

третья группа - скважины низкодебитные по нефти и высокодебитные по воде;

четвертая группа - скважины низкодебитные по нефти и низкодебитные по воде.

С учетом зависимости решений по геолого-техническим мероприятиям не только от принадлежности добывающих скважин к одной из четырех групп, но и от коэффициентов корреляции и дискриминантов для дебитов по нефти и воде, есть возможность дополнительно систематизировать и детализировать спектр решений, за счет систематизации и детализации каждой из четырех групп добывающих скважин на подгруппы.

Коэффициенты корреляции работы добывающих и сопряженных с ними нагнетательных скважин по своим значениям можно обобщить по двум диапазонам: низкие значения (кн) - при отсутствии или малых значениях от 0 до 0,5; и высокие значения (кв) - от 0,5 и выше.

Два типа дискриминантов - по дебитам нефти и воды отдельно, можно детализировать с присвоением индексов. Для дебитов нефти дискриминанты с положительными значениями, указывающие на тенденцию к снижению дебита нефти, индексируют как «ндс», и с отрицательными значениями, указывающих на тенденцию к увеличению дебита, индексируют как «нду». Для дебитов воды дискриминанты с положительными значениями, указывающие на тенденцию к снижению дебита воды, индексируют как «вдс», а с отрицательными значениями, указывающих на тенденцию к увеличению дебита воды, индексируют как «вду». Расчет дискриминантов по дебитам нефти и воды возможен по формулам, приведенным в статье журнала «Бурение и нефть» № 01/2021 «Состояние и перспективы повышения нефтеотдачи пластов в России (часть 2)».

С учетом этого, каждую их четырех групп (1, 2, 3 и 4) добывающих скважин представляют в виде нескольких подгрупп: в каждой группе добывающих скважин выделяют по две укрупненной подгруппы с низкими «кн» и высокими «кв» коэффициентами связанности. В каждой подгруппе выделяют добывающие скважины для дебитов нефти и воды с дискриминантами, показывающими по две тенденции изменения дебита: «нду», «ндс», «вду», и «вдс».

Таким образом, из 4 групп добывающих скважин формируется 32 подгруппы по предлагаемому изобретению:

группа 1 с подгруппами: 1 кв с 1 нду, 1 ндс, 1 вду, 1 вдс; и 1 кн с 1 нду, 1 ндс, 1 вду, 1 вдс;

группа 2 с подгруппами: 2 кв с 2 нду, 2 ндс, 2 вду, 2 вдс; и 2 кн с 2 нду, 2 ндс, 2 вду, 2 вдс;

группу 3 с подгруппами: 3 кв с 3 нду, 3 ндс, 3 вду, 3 вдс; и 3 кн с 3 нду, 3 ндс, 3 вду, 3 вдс;

группу 4 с подгруппами: 4 кв с 4 нду, 4 ндс, 4 вду, 4 вдс; и 4 кн с 4 нду, 4 ндс, 4 вду, 4 вдс.

Тем самым, выделение множества подгрупп добывающих скважин, а значит и подготовка и принятия решений имеет наиболее полный, системный характер охвата вариантов характеристик скважин по группам, типам добываемых жидкостей, значениям коэффициентов корреляции и дискриминантов дебитов добываемых жидкостей

С учетом того, что решения по геолого-техническим мероприятиям, количество и спектр самих мероприятий зависят от числа выделенных групп, то есть классифицированных множеств добывающих скважин, с увеличением числа таких множеств от четырех до тридцати двух, количество и спектр самих мероприятий также будет увеличиваться. Тем самым будет увеличиваться и охват системы «ППД – пласт – скважина – скважинное оборудование» по числу геолого-технических мероприятий по сокращению отбора воды и/или увеличению отбора нефти в добывающих скважинах.

Все геолого-технические мероприятия по ограничению отбора воды в добывающих скважинах можно разделить на классы:

«а» - за счет ограничения водопритока в прискважинной части пласта и/ или скважине,

«б» - за счет сокращения объемов закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины,

«в» - при сочетании мероприятий из классов «а» и «б».

Геолого-технические мероприятия по увеличению отбора нефти в добывающих скважинах также можно разделить на классы:

«г» - за счет интенсификации притока жидкости в прискважинной части продуктивного пласта,

«д» - за счет увеличения объемов закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины,

«е» - при сочетании мероприятий из классов «г» и «д».

С учетом этого, подготовка и принятие решений по классам, видам геолого-технических мероприятий по оптимизации работы добывающих и нагнетательных скважин за счет ограничения водопритоков и/или увеличения притока жидкости в добывающих скважинах включает этапы:

А1) распределение добывающих скважин по подгруппам, а все геолого- технические мероприятия - по классам,

А2) принятие множества предварительных логических решений по классам геолого- техническим мероприятий на основе логического соответствия между видом подгруппы добывающих скважин, соответствующими целями по ограничению водопритоков и/или увеличения притока жидкости в добывающих скважинах, и классами геолого-технических мероприятий,

А3) ограничение множества А2 с учетом анализа величин дебитов жидкостей, значений коэффициентов корреляции и тенденций дебитов жидкостей к увеличению или уменьшению (дискриминантов),

А4) ограничение предварительных решений А3 путем согласования с имеющимися и действующими нормативными подходами, мероприятиями и возможностями по оптимизации работы нагнетательных и добывающих скважин в конкретных геолого-промысловых условиях,

А5) принятие окончательных решений по видам и технологиям геолого-технических мероприятий к реализации, с учетом предварительных решений на этапе А3.

Содержание, формулировку, принятие предварительных решений по корректировке отборов нефти и воды и по геолого-техническим мероприятиям согласно способу по изобретения осуществляют в зависимости от принадлежности добывающих скважин к той, или иной подгруппе.

Для добывающих скважин группы 1 с высокими дебитами по нефти и воде, общая корректировка динамики отборов будет в направлении ограничения отборов воды за счет геолого-технических мероприятий классов «а», «б» и «в». При этом для добывающих скважин из подгруппы с высокими коэффициентами корреляции 1 кв предварительные решения будут по мероприятиям из всех перечисленных классов. Для добывающих скважин из подгруппы с низкими коэффициентами корреляции 1кн предварительные решения будут по мероприятиям только из класса «а». Для добывающих скважин из подгрупп 1 ндс (с дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению дебитов по нефти) будут дополнительные уточненные предварительные решения по мероприятиям в направлении увеличения отборов по жидкости только из класса «г». Мероприятия из классов «д», и «е» для скважин из подгруппы 1 кв не будут рассматриваться, чтобы не входить в противоречие с мероприятиями из класса «а» по ограничению объемов закачки воды.

Для добывающих скважин группы 2 с высокими текущими дебитами по нефти и низкими текущими дебитами по воде общая корректировка динамики отборов будет в направлении сохранения текущих дебитов как по нефти, так и по воде, изначально без предварительных решений по геолого- технических мероприятиям для изменения текущих дебитов. Тем не менее, для добывающих скважин из подгруппы с 2ндс (с дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению дебитов по нефти) будут предварительные решения по мероприятиям в направлении увеличения отборов по нефти из классов «г», «д», и «е». Для добывающих скважин из подгруппы с низкими коэффициентами корреляции 1кн предварительные решения будут по мероприятиям только из класса «г».

Для добывающих скважин группы 3 с низкими текущими дебитами по нефти и высокими текущими дебитами по воде общая корректировка динамики отборов будет в направлении сокращения отборов дебитов воды за счет геолого-технических мероприятий классов «а», «б», и «в». Для добывающих скважин из подгруппы с низким коэффициентом корреляции 3кн предварительные решения по ограничению нормированных удельных отборов текущих дебитов по воде будут ограничены мероприятиями только из группы «а». Для добывающих скважин из подгруппы с 3 ндс, как с низкими 3 кн, так и с высокими 3 кв коэффициентами корреляции, будут дополнительные предварительные решения по мероприятиям для увеличения отбора нефти. Для добывающих скважин из подгруппы 3 кн будут дополнительные предварительные решения по мероприятиям только из класса «г», поскольку низкие коэффициенты корреляции не позволят увеличивать отборы жидкости путем увеличения объемов закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины. Для добывающих скважин с высокими коэффициентами корреляции из подгрупп 3 кв будут дополнительные предварительные решения также по мероприятиям только из класса «г», поскольку решения по мероприятиям из классов «д» и «е» с увеличением объемов закачиваемой воды в сопряженные нагнетательные скважины будут входить в противоречие с мероприятиями из классов «б» и «в» для подгрупп скважин 3 кв по сокращению объемов закачки воды в те же нагнетательные скважины.

Для добывающих скважин группы 4 с низкими текущими дебитами по нефти и воде общая корректировка динамики отборов будет в направлении увеличения отбора нефти и воды за счет геолого-технических мероприятий классов «г», «д», и «е». Для добывающих скважин из подгруппы с высокими коэффициентами корреляции 4 кв предварительные решения будут по мероприятиям из всех перечисленных классов. Для добывающих скважин из подгруппы с низкими коэффициентами корреляции 4 кн предварительные решения будут по мероприятиям только из класса «г», поскольку низкие коэффициенты корреляции не позволят увеличивать отборы жидкости путем увеличения объемов закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины.

Могут быть ситуации, когда часть предварительных решений по одним скважинам будет вступать в противоречие с решениями по другим. Например, если несколько добывающих скважин реагируют на работу одной и той же нагнетательной скважины, но коэффициенты корреляции добывающих скважин с этой нагнетательной скважиной различны. Для добывающей скважины с высоким коэффициентом корреляции кв будут допустимы решения по геолого-техническим мероприятиям классов «а», «б» и «в». Для добывающей скважины с низким коэффициентом корреляции кн будут работать решения только из класса «а». В связи с этим, уточненными предварительными решением для двух скважин будут решения по геолого-техническим мероприятиям только из класса «а». Или, при необходимости одновременного снижения отборов по воде и увеличению отборов по нефти, предварительным решением может быть снижение и увеличение объемов закачки в одни и те же нагнетательные скважины.

Таким образом, необходимо ограничивать число возможных решений по геолого-техническим мероприятиям с учетом критерия непротиворечивости решений и мероприятий. Решения по геолого-техническим мероприятиям для добывающей скважины каждой группы необходимо анализировать на непротиворечивость решений в отношении скважин других групп, с учетом числа нагнетательных скважин, сопряженных с добывающими, возможными различиями в коэффициентах корреляции по различным нагнетательным скважинам для одних и тех же добывающих, а также для исключения противоположных решений по одновременному увеличению и уменьшению объемов закачки по одним и тем же нагнетательным скважинам.

Все решения по геолого-техническим мероприятиям, согласно предложенному способу, несмотря на общую логичность и обоснованность, могут, по разным причинам, ограничиваться действующими нормативными подходами и мероприятиями по оптимизации работы нагнетательных и добывающих скважин в конкретных геолого-промысловых условиях. Поэтому предварительные решения по геолого-техническим мероприятиям, согласно способу по изобретению, должны также координироваться и быть согласованы с действующими нормативными подходами, мероприятиями и возможностями по оптимизации работы нагнетательных и добывающих скважин в конкретных геолого-промысловых условиях, с учетом требований, технических возможностей организаций-операторов добычи нефти и проведения геолого-технических мероприятий, соотношения временных, денежных затрат на геолого-технические мероприятия и выручки от продажи нефти.

Весь цикл действий по заявленному способу повторяют сразу после получения выводов об эффективности предпринятых геолого-технических мероприятий. В случае начала нового цикла способа и проведения геолого-технических мероприятий раньше, чем получены выводы об эффективности геолого-технических мероприятий из предыдущего цикла способа, есть риск неэффективных, неоправданных дополнительных временных и денежных затрат в связи с отсутствием возможной коррекции решений по результатам и выводам предыдущего цикла. В случае, если новый цикл способа по изобретению, и тем более проведение геолого-технических мероприятий, будут реализованы с значительной задержкой после получения выводов об эффективности геолого-технических мероприятий из предыдущего цикла способа, есть риск неэффективных, неоправданных дополнительных временных и денежных затрат в связи с существенными изменениями геолого-промысловых условий и изменения исходной информации, необходимой для действий по заявленному изобретению.

Способ по заявленному изобретению осуществляют следующим образом:

1. С учетом известного расположения нагнетательных и добывающих скважин определяют нагнетательные и сопряженные с ними добывающие скважины. Собирают и анализируют данные по динамике текущих расходов закачки воды в нагнетательные скважины, дебитов по нефти, воде в сопряженных добывающих скважинах. Определяют коэффициенты корреляции работы нагнетательных и сопряженных с ними добывающих скважин по способам [1-5]. Определяют дискриминанты текущих дебитов добывающих скважин по нефти и воде.

2. На основе принципа Парето: распределяют добывающие скважины по сочетаниям значений текущих дебитов по нефти и воде по четырем группам: 1) высокие текущие дебиты по нефти и высокие текущие дебиты по воде, 2) высокие текущие дебиты по нефти и низкие текущие дебиты по воде, 3) низкие текущие дебиты по нефти и высокие текущие дебиты по воде и 4) низкие текущие дебиты по нефти и низкие текущие дебиты по воде.

3. На основе данных о коэффициентах корреляции работы нагнетательных и сопряженных добывающих скважин, ранжирования коэффициентов корреляции на высокие (свыше 0,5) и низкие (от 0 до 0,5), все добывающие скважины из четырех групп по п.2 распределяют на подгруппы с высокими и низкими коэффициентами корреляции. Выделяют подгруппы 1 кн, 2 кн, 3 кн и 4 кн с низкими коэффициентами корреляции, а также подгруппы 1 кв, 2 кв, 3 кв и 4 кв с высокими коэффициентами корреляции.

4. Для всех подгрупп добывающих скважин, за исключением подгруппы группы 4, определяют значение дискриминантов по текущим дебитам нефти и воды. Выделяют скважины подгрупп 1 нду, 2 нду, 3 нду с отрицательными дискриминантами, указывающие на тенденцию к увеличению текущих дебитов по нефти, а также подгрупп 1 ндс, 2 ндс и 3 ндс с положительными дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению текущих дебитов по нефти. Аналогично выделяют скважины подгрупп 1 вду, 2 вду, 3 вду с отрицательными дискриминантами, указывающие на тенденцию к увеличению текущих дебитов по воде, а также подгрупп 1 нвс, 2 вдс и 3 вдс с положительными дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению текущих дебитов по воде.

5. Для добывающих скважин группы 1 принимают предварительные решения по общей корректировки динамики отборов в направлении ограничения отборов воды за счет геолого-технических мероприятий классов «а», «б», и «в». Для добывающих скважин из подгрупп с высокими коэффициентами корреляции 1 кв предварительные решения будут по мероприятиям из всех перечисленных классов. Для добывающих скважин из подгрупп с низкими коэффициентами корреляции 1 кн предварительные решения будут по мероприятиям только из класса «а». Для добывающих скважин в подгруппе 1 ндс с дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению дебитов по нефти, будут дополнительные уточненные предварительные решения по мероприятиям в направлении увеличения отборов по нефти только из класса «г». Предварительные решения по мероприятиям из классов «д» и «е» для скважин из подгруппы 1 кв из рассмотрения исключают. Предварительные решения уточняют с учетом числа нагнетательных скважин, сопряженных с каждой из добывающих. Все предварительные решения уточняют на основе критерия непротиворечивости.

6. Для добывающих скважин группы 2 принимают предварительные решения по сохранению динамики текущих дебитов как по нефти и по воде, предварительно не требующих геолого-технических мероприятий по изменениям и текущих дебитов. Для добывающих скважин из подгруппы 2ндс с дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению дебитов по нефти, принимают уточненные предварительные решения по мероприятиям только из класса «г». Предварительные решения уточняют с учетом числа нагнетательных скважин, сопряженных с каждой из добывающих. Все предварительные решения уточняют на основе критерия непротиворечивости.

7. Для добывающих скважин группы 3 принимают предварительные решения по общей корректировка динамики отборов в направлении сокращения дебитов воды за счет геолого-технических мероприятий классов «а», «б», и «в». Для добывающих скважин из подгрупп с низким коэффициентом корреляции 3кн предварительные решения по ограничению нормированных удельных отборов, текущих дебитов по воде принимают только по мероприятиям из группы «а». Для добывающих скважин из подгрупп 3 ндс, с дискриминантами текущих дебитов по нефти, указывающих на тенденцию к снижению, как с низкими 3 кн, так и высокими 3 кв коэффициентами корреляции, принимают дополнительные предварительные решения по мероприятиям для увеличения отбора нефти. Для добывающих скважин с низкими коэффициентами корреляции из подгруппы 3 кн, принимают дополнительные предварительные решения по мероприятиям только из класса «г». Для добывающих скважин с высокими коэффициентами корреляции из подгруппы 3 кв, принимают дополнительные предварительные решения также по мероприятиям только из класса «г». Предварительные решения уточняют с учетом числа нагнетательных скважин, сопряженных с каждой из добывающих. Все предварительные решения уточняют на основе критерия непротиворечивости.

8. Для добывающих скважин группы 4 принимают предварительные решения по общей корректировке отборов в направлении увеличения отбора нефти и воды за счет геолого-технических мероприятий классов «г», «д» и «е». Для добывающих скважин из подгрупп с высокими коэффициентами корреляции 4 кв предварительные решения принимают по мероприятиям из всех перечисленных классов. Для добывающих скважин из подгрупп с низкими коэффициентами корреляции 4 кн предварительные решения принимают по мероприятиям только из класса «г». Предварительные решения уточняют с учетом числа нагнетательных скважин, сопряженных с каждой из добывающих. Все предварительные решения уточняют на основе критерия непротиворечивости.

9. В случае необходимости все предварительные решения по геолого-техническим мероприятий по пп 5-8 координируют и согласуют с действующими нормативными подходами, мероприятиями и возможностями по оптимизации работы нагнетательных и добывающих скважин в конкретных геолого-промысловых условиях, с учетом требований, технических возможностей организаций-операторов добычи нефти и проведения геолого-технических мероприятий, соотношения временных, денежных затрат на геолого- технические мероприятия.

10. Проводят геолого-технические мероприятия и оценивают эффективность от принятых решений и мероприятий. Оценку эффективности геолого-технических мероприятий проводят любым из известных способов.

11. Сразу после оценки эффективности геолого-технических мероприятий по предложенному способу цикл действий по пп 1-10 по способу изобретению повторяют.

Пример реализации способа по изобретению

В разработке находится участок с площадной семиточечной системой заводнения, включающий три нагнетательных скважины 1Н, 2Н,3Н и четырнадцать добывающих 1Д, 2Д, 3Д, 4Д, 5Д, 6Д, 7Д, 8Д, 9Д, 10Д, 11Д, 12Д, 13Д и 14Д.

Схема расположения скважин представлена на фигуре.

1. В течение 5ти рабочих дней cобирают и анализируют данные по текущим дебитам по нефти, воде в добывающих скважинах, а также динамике закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины выделенного объекта оптимизации системы «ППД-пласт-скважина-подземное оборудование». Определяют коэффициенты корреляции работы добывающих и сопряженных нагнетательных скважин [1-5]. Также определяют дискриминанты текущих дебитов добывающих скважин по нефти и воде .

2. В течение одного рабочего дня, на основе принципа Парето [2,6] , распределяют добывающие скважин, по сочетаниям значений текущих дебитов по нефти и воде, по четырем группам: высокие текущие дебиты по нефти и высокие текущие дебиты по воде, высокие текущие дебиты по нефти и низкие текущие дебиты по воде, низкие текущие дебиты по нефти и высокие текущие дебиты по воде, и низкие текущие дебиты по нефти и низкие текущие дебиты по воде.

Группа 1: скважины 1Д, 3Д, 12Д.

Группа 2: скважины 2Д, 4Д, 6Д, 9Д, 11Д.

Группа 3: скважины 5Д, 10Д.

Группа 4: скважины 7Д, 8Д,13Д, 14Д.

3. В течение одного рабочего дня на основе данных о коэффициентах корреляции работы нагнетательных и сопряженных добывающих скважин [1-5 ] и их ранжирования на высокие (свыше 0,5 ) и низкие ( от 0 до 0,5) , все добывающие скважины из четырех групп по п. 2 распределяют на подгруппы с низкими и высокими коэффициентами корреляции. Выделяют подгруппы 1 кн, 2 кн, 3 кн и 4 кн с низкими коэффициентами корреляции, а также подгруппы 1 кв, 2 кв, 3 кв и 4 кв с высокими коэффициентами корреляции.

Подгруппа группы 1 с высокими коэффициентами корреляции 1 кв: скважины 1Д , 3Д (по отношению к нагнетательной скважине 1Н) и 12Д (по отношению к нагнетательной скважине 1Н).

Подгруппа группы 2 с высокими коэффициентами корреляции 2 кв: скважины 6Д и 9Д.

Подгруппа группы 3 с высокими коэффициентами корреляции 3 кв: скважины 5Д ( по отношению к нагнетательной скважине 3Н) и 10Д (по отношению к нагнетательной скважине 2Н).

Подгруппа группы 4 с высокими коэффициентами корреляции 4 кв: такие скважины не выявлены.

Подгруппа группы 1 с низкими коэффициентами корреляции 1 кн: скважины 3Д ( по отношению к нагнетательной скважине 2Н) и 12Д (по отношению к нагнетательной скважине 2Н).

Подгруппа группы 2 с низкими коэффициентами корреляции 2 кн: скважины 2Д, 4Д и 11Д.

Подгруппа группы 3 с низкими коэффициентами корреляции 3 кн: скважины 5Д ( по отношению к нагнетательной скважине 2Н) и 10Д (по отношению к нагнетательной скважине 3Н ).

Подгруппа группы 4 с низкими коэффициентами корреляции 4кн: скважины 7Д, 8Д, 13Д и 14Д.

4. В течение двух рабочих дней для всех подгрупп добывающих скважин на базе имеющихся промысловых данных о динамике текущих дебитов по нефти и воде, за исключением подгрупп группы 4, определяют значение дискриминантов по текущим дебитам нефти и воды. Выделяют скважины подгрупп 1 нду, 2 нду, 3 нду с отрицательными дискриминантами, указывающие на тенденцию к увеличению текущих дебитов по нефти, а также подгрупп 1 ндс, 2 ндс и 3 ндс с положительными дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению текущих дебитов по нефти. Аналогично выделяют скважины подгрупп 1 вду, 2 вду, 3 вду с отрицательными дискриминантами, указывающие на тенденцию к увеличению текущих дебитов по воде, а также подгрупп 1 нвс, 2 вдс и 3 вдс с положительными дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению текущих дебитов по воде.

Подгруппа группы 1 нду с отрицательными значениями дискриминантов текущих дебитов по нефти, с тенденцией дебитов к увеличению: скважина 1Д.

Подгруппа группы 1 ндс с положительными значениями дискриминантов текущих дебитов по нефти, с тенденцией дебитов к снижению: скважины 3Д и 12Д.

Подгруппа группы 1 вду с отрицательными значениями дискриминантов текущих дебитов по воде, с тенденцией дебитов к увеличению: скважины 3Д и 12Д.

Подгруппа группы 1 вдс с положительными значениями дискриминантов текущих дебитов по воде, с тенденцией дебитов к снижению: скважина 1Д.

Подгруппа группы 2 нду с отрицательными значениями дискриминантов текущих дебитов по нефти, с тенденцией дебитов к увеличению: скважины 4Д и 9Д.

Подгруппа группы 2 ндс с положительными значениями дискриминантов текущих дебитов по нефти, с тенденцией дебитов к снижению: скважины 2Д, 6Д и 11Д.

Подгруппа группы 2 вду с отрицательными значениями дискриминантов текущих дебитов по воде, с тенденцией дебитов к увеличению: скважины 2Д, 4Д и 9Д.

Подгруппа группы 2 вдс с положительными значениями дискриминантов текущих дебитов по воде, с тенденцией дебитов к снижению: скважины 6Д и 11Д.

Подгруппа группы 3 нду с отрицательными значениями дискриминантов текущих дебитов по нефти, с тенденцией дебитов к увеличению: скважина 10Д.

Подгруппа группы 3 ндс с положительными значениями дискриминантов текущих дебитов по нефти, с тенденцией дебитов к снижению: скважина 5Д.

Подгруппа группы 3 вду с отрицательными значениями дискриминантов текущих дебитов по воде, с тенденцией дебитов к увеличению: скважина 10Д.

Подгруппа группы 3 вдс с положительными значениями дискриминантов текущих дебитов по воде, с тенденцией дебитов к снижению: скважины 5Д.

Подгруппа группы 4 нду с отрицательными значениями дискриминантов текущих дебитов по нефти, с тенденцией дебитов к увеличению: скважины 7Д и 14Д.

Подгруппа группы 4 ндс с положительными значениями дискриминантов текущих дебитов по нефти, с тенденцией дебитов к снижению: скважины 8Д и 13Д.

Подгруппа группы 4 вду с отрицательными значениями дискриминантов текущих дебитов по воде, с тенденцией дебитов к увеличению: скважины 8Д и 14Д.

Подгруппа группы 4 вдс с положительными значениями дискриминантов текущих дебитов по воде, с тенденцией дебитов к снижению: скважины 7Д и 13Д.

Классификацию добывающих скважин по подгруппам сводят в таблицу 1.

Таблица 1. Классификация добывающих скважин по подгруппам

№ Добывающие скважины Сопряженные нагнетательные скважины Группа по критерию Парето П Подгруппа по критерию коэффициента корреляции К с нагнетательной скважиной Подгруппа по дискриминанту изменения дебита нефти Dн Подгруппа по дискриминанту изменения дебита воды Dв 1 1Д 1Н 1 В НДУ ВДС 2 2Д 1Н 2 Н НДС ВДУ 3 3Д 1Н 1 В НДС ВДУ 4 2Н 1 Н НДС ВДУ 5 4Д 2Н 2 Н НДУ ВДУ 6 5Д 2Н 3 В НДС ВДС 7 3Н 3 Н НДС ВДС 8 6Д 3Н 2 В НДС ВДС 9 7Д 3Н 4 Н НДУ ВДС 10 8Д 3Н 4 Н НДС ВДУ 11 9Д 3Н 2 В НДУ ВДУ 12 10Д 3Н 3 В НДУ ВДУ 13 2Н 3 Н НДУ ВДУ 14 11Д 2Н 2 Н НДС ВДС 15 12Д 2Н 1 Н НДС ВДУ 16 1Н 1 В НДС ВДУ 17 13Д 1Н 4 Н НДС ВДС 18 14Д 1Н 4 Н НДУ ВДУ

5. В течение одного рабочего дня, для добывающих скважин 1Д, 3Д и 12Д группы 1, с максимальными текущими дебитами по нефти и воде, принимают предварительные решения по общей корректировке динамики отборов в направлении ограничения отборов воды за счет геолого-технических мероприятий классов «а», «б», и «в». Добывающая скважина 1Д связана только с одной сопряженной нагнетательной скважиной 1Н. Каждая из добывающих скважин 3Д и 12Д в качестве сопряженных имеет по две нагнетательных скважины 1Н и 2Н. Для таких добывающих скважин подгруппы с высокими коэффициентами корреляции как 1Д, 3Д (в отношении нагнетательной скважины 1Н) и 12Д (в отношении нагнетательной скважины 1Н) предварительные решения будут по мероприятиям из всех перечисленных классов. Для таких добывающих скважин из подгрупп с низкими коэффициентами корреляции, как 3Д (в отношении нагнетательной скважины 2Н) и 12Д (в отношении нагнетательной скважины 2Н) предварительные решения будут по мероприятиям только из класса «а». Исходя из критерия непротиворечивости, для скважин 1Д, 3Д и 12 Д принимают уточненные предварительные решения по геолого-техническим мероприятиям из классов «а», а также «б» и «в» для снижения объемов закачки в нагнетательную скважину 1Н. Для скважин 3Д и 12Д с низкими коэффициентами корреляции по отношению к нагнетательной скважине 2Н принимают уточненные решения по дополнительным геолого- техническим мероприятиям только из класса «а».

Для добывающих скважин 3Д и 12Д из подгруппы 1 с дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению дебитов по нефти и по отношению к нагнетательной скважине 1Н, будут дополнительные предварительные решения по мероприятиям в направлении увеличения отборов по нефти из классов «г», «д» и е» с увеличением объемов закачки в скважину 1Н. Исходя из критерия непротиворечивости, для исключения одновременного снижения и увеличения объемов закачки в нагнетательную скважину 1Н, уточненные предварительные решения по увеличению отбора нефти для скважин 3Д и 12Д будут только по геолого-техническим мероприятиям из класса «г». Для скважины 1Д, с дискриминантами прогнозирующими увеличение дебитов по нефти и снижение дебитов по воде, предварительных решений по каким- либо геолого-техническим мероприятиям по увеличению дебитов нефти не принимают.

6. В течение одного рабочего дня, для добывающих скважин 2Д, 4Д, 6Д, 9Д, 11Д группы 2 принимают предварительные решения по сохранению динамики текущих дебитов как по нефти и по воде, предварительно не требующих геолого-технических мероприятий по изменениям текущих дебитов. Каждая из добывающих скважин 2Д, 4Д, 6Д, 9Д, 11Д связана только с одной сопряженной нагнетательной скважиной, соответственно с 1Н,2Н, 3Н, 3Н и 2Н.

Для добывающих скважин 2Д, 6Д и 11Д с дискриминантами, указывающими на тенденцию к снижению дебитов по нефти, принимают уточненные предварительные решения по мероприятиям по увеличению отборов нефти из классов «г», «д» и «е». Предварительных решений по ограничению отборов воды не принимают, ввиду малой значимости отборов воды по отношению к отборам нефти. Для добывающей скважины 2Д, ввиду низкого коэффициента корреляции по отношению к нагнетательной скважине 1Н, и для добывающей скважины 11Д, ввиду низкого коэффициента корреляции по отношению к нагнетательной скважине 1Н, предварительно принимают решения только по геолого-техническим мероприятиям класса «г». Для добывающей скважины 6Д с высоким коэффициентом корреляции по отношению к нагнетательной скважине 3Н предварительно принимают решения по геолого-технических мероприятиям из классов «г», «д» и «е», где мероприятия из классов «д» и «е» требуют увеличения закачки воды в нагнетательную скважин 3Н. Уточненные предварительные решения по скважине 6Д, ввиду работы нагнетательной скважины 3Н и на скважины третьей группы, с необходимостью сокращения объемов закачки воды в эту же скважину, также будут ограничены геолого- техническими мероприятиями только из класса «г».

7. В течение одного рабочего дня, для добывающих скважин 5Д и 10Д группы 3 принимают предварительные решения по общей корректировка динамики отборов в направлении сокращения отборов воды, за счет геолого-технических мероприятий классов «а», «б», и «в». Каждая из добывающих скважин 5Д и 10Д связана с двумя сопряженными нагнетательными скважинами 2Н и 3Н. Для добывающей скважины 5Д с низким коэффициентом корреляции относительно нагнетательной скважины 3Н, и для добывающей скважины 10Д с низким коэффициентом корреляции относительно нагнетательной скважины 2Н предварительные решения по уменьшению отборов воды принимают только по мероприятиям из группы «а». Для добывающей скважины 5Д с высоким коэффициентом корреляции относительно нагнетательной скважины 2Н и для добывающей скважины 10Д с высоким коэффициентом корреляции относительно нагнетательной скважины 3Н предварительные решения по уменьшению отборов воды принимают по геолого-техническим мероприятиям из классов «а», «б» и «в». С учетом того, что в любом случае, при уменьшении объемов закачки воды в нагнетательные скважины 2Н и 3Н, добывающие скважины 5Д и 10Д будут на это реагировать сокращением отборов воды, предварительные рекомендации по геолого-техническим мероприятиям из классов «а» на добывающих скважинах и «б», и «в», с сокращением объемов закачки на скважинах 2Н и 3Н, можно сохранить. По крайней мере «б» и «в» по скважине 2Н для добывающей 5Д. С учетом критерия непротиворечивости сокращения объемов закачки воды в скважину 3Н для скважины 10Д и увеличения объемов закачки в ту же скважину 3Н для добывающей скважины 6Д из группы 2, уточненные предварительные решения по геолого-техническим мероприятиям по скважине 6Д будут ограничены классом «г», а по добывающей скважине 10Д - будут только из класса «а».

Для добывающей скважины 5Д из подгруппы 3 ндс, с дискриминантами текущих дебитов по нефти, указывающих на тенденцию к снижению добычи принимают дополнительные предварительные решения по мероприятиям для увеличения отбора нефти из классов «г», «д» и «е». Предварительные решения по классам «г», «д» и «е» будут в отношении увеличения объема закачки в нагнетательную скважину 2Н с высоким коэффициентом корреляции со скважиной 5Д. С учетом критерия непротиворечивости, необходимости одновременных снижения и увеличения объемов закачки воды в одну и ту же нагнетательную скважину, преобладающего значения отбора воды в скважине, уточненные решения по скважине 5Д будут ограничены только геолого-техническими мероприятиями из класса «г».

С учетом низкого коэффициента корреляции для добывающей скважины 5Д и нагнетательной скважины 3Н, со стороны этой нагнетательной скважины предварительные решения по геолого-техническим мероприятиям по скважине 5Д также будут ограничены только классом «г».

Уточненные предварительные решения по добывающим скважинам третьей группы направляют для дальнейшего согласования.

8. В течение одного рабочего дня для добывающих скважин 7Д, 8Д,13Д, 14Д группы 4 принимают предварительные решения по общей корректировке отборов в направлении увеличения отбора нефти и увеличения коэффициента корреляции с сопряженными добывающими скважинами, за счет геолого-технических мероприятий классов «г», «д», и «е», в том числе с проведением гидроразрывов пласта. Скважины 7Д и 8Д сопряжены с общей одной нагнетательной скважиной 3Н. Скважины 13Д и 14Д сопряжены с общей одной нагнетательной скважиной 1Н. Все перечисленные добывающие скважины имеют низкий коэффициент корреляции со своими нагнетательными скважинами. С учетом этого, предварительные решения будут по геолого-техническим мероприятиям из класса «г», в том числе с применением гидроразрыва пласт.

Предварительные и уточненные решения по добывающим скважинам сводят в таблицу 2.

Таблица 2. Предварительные и уточненные решения по добывающим скважинам

№ Классификация скважин по группам и подгруппам Предварительные решения по классам геолого-технических мероприятий Добывающие скважины и критерии Сопряженные нагнетательные скважины Группа по критерию Парето П Подгруппа по критерию коэффициента корреляции К с нагнетательной скважиной Подгруппа по дискриминанту изменения дебита нефти Dн Подгруппа по дискриминанту изменения дебита воды Dв Предварительные решения Уточненные предварительные решения 1 1Д 1Н 1 В НДУ ВДС «а», «б», «в», «г», «д», «е» «а», «б», «в», 2 2Д 1Н 2 Н НДС ВДУ «г», «д», «е» «г» 3 3Д 1Н 1 В НДС ВДУ а», «б», «в», «г», «д», «е» «а», «б», «в», 4 3Д 2Н 1 Н НДС ВДУ «а», «б», «в», «г», «д», «е» «а» 5 4Д 2Н 2 Н НДУ ВДУ - - 6 5Д 2Н 3 В НДС ВДС «а», «б», «в», «г», «д», «е» «а», «б», «в», «г» 7 5Д 3Н 3 Н НДС ВДС «а», «б», «в», «г», «д», «е» «а», «г» 8 6Д 3Н 2 В НДС ВДС «г», «д», «е» 9 7Д 3Н 4 Н НДУ ВДС «г», «д», «е» «г» 10 8Д 3Н 4 Н НДС ВДУ «г», «д», «е» «г» 11 9Д 3Н 2 В НДУ ВДУ - - 12 10Д 3Н 3 В НДУ ВДУ «а», «б», «в», «г», «д», «е» «а» 13 10Д 2Н 3 Н НДУ ВДУ «а», «б», «в», «г», «д», «е» «а» 14 11Д 2Н 2 Н НДС ВДС «г», «д», «е» «г» 15 12Д 2Н 1 Н НДС ВДУ а», «б», «в», «г», «д», «е» «а» 16 12Д 1Н 1 В НДС ВДУ а», «б», «в», «г», «д», «е» «а», «б», «в», 17 13Д 1Н 4 Н НДС ВДС «г», «д», «е» «г» 18 14Д 1Н 4 Н НДУ ВДУ «г», «д», «е» «г»

9. В течение двух рабочих дней все предварительные решения по геолого-техническим мероприятий по пп 5-8 координируют и согласуют с действующими нормативными подходами, мероприятиями и возможностями по оптимизации работы нагнетательных и добывающих скважин в конкретных геолого-промысловых условиях, с учетом требований, технических возможностей организаций- операторов добычи нефти и проведения геолого-технических мероприятий , соотношения временных, денежных затрат на геолого- технические мероприятия и выручки от продажи нефти.

10. В течение тридцати пяти рабочих дней проводят геолого-технические мероприятия и оценивают эффективность от принятых решений и мероприятий.

11. Сразу после оценки эффективности геолого-технических мероприятий цикл действий по пп 1-10 повторяют.

Источники информации

1. Патент RU (11) 2 024 738 (13) C1. СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СИСТЕМЫ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН. Шахвердиев А.Х., Бунькин А.В, Х.Х. Гумерский, Ф.Х. Галеев, О.А. Чукчеев, В.А. Гуменюк, Р.Г. Исмагилов.

2. Попов В.Л., Поднебесных А.В., Пыльник С.В. Определение и характеристика коэффициента связности коллектора геолого-гидродинамических моделей нефтегазовых залежей. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2020. Т. 331. № 1. 211–221.

3. Дулкарнаев М.Р., Малявко Е.А., Горбоконенко О.А., Сапрыкина К.М., Семенова Е.Е., Васечкин Д.А., Урванцев С.И. Комплексирование результатов динамического маркерного мониторинга, метода ранговой корреляции и гибридных цифровых моделей для оценки взаимовлияния скважин. Бурение и нефть, № 10/2021, с.12-17.

4. Степанов С. В. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования / С.В. Степанов, С.В. Соколов, А.А. Ручкин, А.В. Степанов, А.В. Князев, А.В. Корытов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Том 4. № 3. С. 146-164. DOI: 10.21684/2411-7978-2018-4-3-146-164.

5. Мандрик И.Э., Панахов Г.М., Шахвердиев А.Х. Научно-методические и технологические основы оптимизации процесса повышения нефтеотдачи пластов. – М.: Нефтяное хозяйство, 2010, стр. 82-89.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение надежности результатов обработки геолого-промысловой информации, полноты охвата по числу геолого-технических мероприятий, степени системности, качества принимаемых решений и их эффективности. Заявлен способ разработки нефтяной залежи, включающий определение и анализ данных по дебитам нефти и воды добывающих скважин нефтяной залежи, а также динамике закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины выделенного объекта разработки. При этом определяют коэффициенты корреляции между каждой добывающей скважиной и сопряженной нагнетательной скважиной, после чего распределяют добывающие скважины на основе принципа Парето по четырем группам по значениям их дебитов нефти и воды. Далее в каждой группе формируют подгруппу с низкими коэффициентами корреляции от 0 до 0,5 и подгруппу с высокими коэффициентами корреляции свыше 0,5, и определяют дискриминанты дебитов нефти и воды для добывающих скважин всех групп, кроме четвертой. Затем назначают геолого-технические мероприятия по ограничению отбора воды и увеличению отбора нефти в добывающих скважинах из первой, второй и третьей групп в зависимости от нахождения в подгруппе с низкими или высокими коэффициентами корреляции и значений их дискриминантов дебитов нефти и воды, а для добывающих скважин из четвертой группы – в зависимости от нахождения в подгруппе с низкими или высокими коэффициентами корреляции. При этом назначенные геолого-технические мероприятия не должны противоречить друг другу в отношении добывающих скважин разных групп. Назначенные геолого-технические мероприятия в добывающих скважинах уточняют с учетом числа нагнетательных скважин, сопряженных с каждой из добывающих. Далее проводят геолого-технические мероприятия и оценивают их эффективность. После оценки эффективности геолого-технических мероприятий цикл указанных выше этапов повторяют. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий этапы, на которых

1) определяют и анализируют данные по дебитам нефти и воды добывающих скважин нефтяной залежи, а также динамике закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины выделенного объекта разработки;

2) определяют коэффициенты корреляции между каждой добывающей скважиной и сопряженной нагнетательной скважиной;

3) распределяют добывающие скважины на основе принципа Парето по четырем группам по значениям их дебитов нефти и воды: первая группа – высокодебитные по нефти и воде, вторая группа – высокодебитные по нефти и низкодебитные по воде, третья группа – низкодебитные по нефти и высокодебитные по воде, и четвертая группа – низкодебитные по нефти и воде;

4) в каждой группе формируют подгруппу с низкими коэффициентами корреляции от 0 до 0,5 и подгруппу с высокими коэффициентами корреляции свыше 0,5;

5) определяют дискриминанты дебитов нефти и воды для добывающих скважин всех групп, кроме четвертой;

6) назначают геолого-технические мероприятия по ограничению отбора воды и увеличению отбора нефти в добывающих скважинах из первой, второй и третьей групп в зависимости от нахождения в подгруппе с низкими или высокими коэффициентами корреляции и значений их дискриминантов дебитов нефти и воды, а для добывающих скважин из четвертой группы – в зависимости от нахождения в подгруппе с низкими или высокими коэффициентами корреляции, при этом назначенные геолого-технические мероприятия не должны противоречить друг другу в отношении добывающих скважин разных групп;

7) назначенные геолого-технические мероприятия в добывающих скважинах уточняют с учетом числа нагнетательных скважин, сопряженных с каждой из добывающих;

8) проводят геолого-технические мероприятия и оценивают их эффективность;

9) после оценки эффективности геолого-технических мероприятий цикл этапов 1-8 повторяют.

2. Способ по п. 1, в котором геолого-технические мероприятия по ограничению отбора воды в добывающих скважинах выбирают из: «а» - путем ограничения водопритока в прискважинной части пласта и/или скважине, «б» - путем сокращения объемов закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины или «в» - путем сочетания «а» и «б»; и

геолого-технические мероприятия по увеличению отбора нефти в добывающих скважинах выбирают из: «г» - путем интенсификации притока жидкости в прискважинной части продуктивного пласта, «д» - путем увеличения объемов закачки воды в сопряженные нагнетательные скважины или «е» - путем сочетания «г» и «д».

3. Способ по п. 2, в котором для добывающих скважин четвертой группы из подгруппы с высокими коэффициентами корреляции назначают геолого-технические мероприятия «г», «д» или «е», а из подгруппы с низкими коэффициентами корреляции назначают геолого-технические мероприятия «г».