Способ разработки нефтяной залежи при помощи интеграции технологии оптимизации режимов эксплуатации скважин и физико-химических методов воздействия на пласт Российский патент 2025 года по МПК E21B43/20 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии управления заводнением нефтяных пластов и закачке в нагнетательные скважины водоизолирующих и кислотных составов, и заключается в комплексировании технологии управления заводнением на основе алгоритмов машинного обучения и закачке в скважины химических составов с целью достижения синергетического эффекта направленного на увеличение добычи нефти.

Уровень техники

Известно, что основным способом управления заводнением является регулирование дебитов и приемистостей добывающих и нагнетательных скважин, причем оптимальные режимы закачки определяются на математической модели, например нейронными сетями [RU 2614338 С1, RU 2752779 С1] или комбинацией нейронных сетей и геолого-гидродинамической модели [RU 27155931].

Общим недостатком указанных способов является то, что происходит снижение относительной фазовой проницаемости нефти в «промытых» закачанной водой интервалах и усиление фильтрации воды в нефтенасыщенных интервалах, при этом в промытых интервалах может содержаться большое количество запасов нефти, которая не будет извлечена. Еще одним недостатком является то, что оптимальный режим закачки может находиться за пределами технической возможности регулирования. Недостаток можно нивелировать, применяя физко-химические методы (ФХМ) выравнивания профиля приемистости и добычи и повышения сопротивления в «промытых» водой интервалах пласта.

Известен способ повышения степени вытеснения остаточной нефти путем закачки в действующие нагнетательные скважины потококорректирующих составов с последующей выдержкой составов в пласте на время гелеобразования и набухания волокнисто-глинистой суспензии, с последующим включением обработанных скважин под нагнетание вытесняющего агента [Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Швецов И.А., Манырин В.Н.-Самара: Российское Представительство Акционерной Компании «Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн Лимитед», 2000.-350с., таблиц 62,иллюстраций 59., с.70-76].

Недостатком известного способа является то, что выбор скважин-кандидатов на проведение технологии не формализован и выравнивание профиля приемистости - перераспределение потока закачиваемой воды в нефтенасыщенный прослой для увеличения охвата пласта по толщине - происходит только по разрезу единичных нагнетательных скважин.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий определение фильтрационных свойств вскрытого нагнетательной скважиной пласта и выделение пропластков с различной степенью поглощения - высокой, средней и низкой с последующей их изоляцией закачкой изолирующих составов, причем изоляцию начинают с пропластков с максимальным поглощением, отличающийся тем, что изоляцию каждого из пропластков ведут изолирующим составом, проникающим в этот пропласток, но не проникающим в пропласток с меньшим поглощением, при этом подбор изолирующих составов для пропластков с различным поглощением ведут по степени их дисперсности и вязкости, например, для изоляции пропластков с высоким поглощением - трещиноватых суперколлекторов в качестве изолирующего состава в пласт закачивают вязкоупругие гели и/или полимер-дисперсные и волокнистые составы с размерами частиц 0,1 - 1,0 мм, для изоляции пропластков со средним поглощением в пласт закачивают изолирующие составы с размерами частиц 0,005 - 1,0 мм, для изоляции пропластков с низким поглощением в пласт закачивают составы, образующие при воздействии в пласт высокодисперсный осадок с размерами частиц 0,01 - 0,4 мкм и/или гелеобразующие составы, имеющие низкую вязкость 4 - 15 мПа⋅с [RU 2175053 С1, МПК E21B43/22, опубл. 2001].

К недостаткам известного способа можно отнести то, что выбор скважин-кандидатов на проведение технологии не формализован, изучаются только пропластки внутри нагнетательной скважины, но не влияние их кольматации на добычу нефти в соседних добывающих скважинах.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий выравнивание в пласте движения фронта заводнения и изоляцию притока воды в добывающих скважинах [RU 2383722 С2, МПК E21B43/20, опубл.2010]. В процессе разработки месторождения определяют добывающие скважины, обводнившиеся до установленных предельных значений. Устанавливают через выбранные из их числа водонепроницаемые экраны. Согласно изобретению предельно обводненные добывающие скважины останавливают и переводят в бездействующие. Для установки водонепроницаемых экранов выбирают те бездействующие добывающие скважины, которые находятся на пути движения фильтрационных потоков от нагнетательных к добывающим скважинам. При этом путь движения фильтрационных потоков определяют путем закачки в каждую бездействующую добывающую скважину индивидуального трассирующего агента при непрекращающемся режиме закачки воды в нагнетательные скважины. Способ обеспечивает повышение эффективности технологии разработки нефтяных залежей и увеличения нефтеотдачи пластов.

Недостатком способа является то, что закачка трассеров для определения скважин-кандидатов обеспечивает получение информации только о распределении скоростей фильтрации, а не оптимального режима закачки и добычи, что при сохранении сложившегося режима до закачки приводит к потерям в добыче нефти.

Известен способ разработки нефтяной залежи на поздней стадии эксплуатации, включающий последовательное закачивачивание через нагнетательные скважины изолирующего материала, обеспечивающего выравнивание профиля приемистости, и вытесняющий агент [RU 2139419 С1, МПК E21B43/22, опубл.1998]. Для этого на участке залежи под закачку выявляют коллекторские свойства пластов. Для изоляции высокопроницаемых зон используют потококорректирующий полимердисперсный состав на основе полиакриламида (ПАА) и сшивателей. Для трещиноватого коллектора используются гелеобразующие составы, полностью закупоривающие трещины и препятствующие прохождению вытесняющего агента. Для коллекторов низкой или средней проницаемости используют растворы неорганических солей и щелочей, образующих осадки в результате их взаимодействия.

Недостатком известного способа является необходимость проведения дополнительных гидродинамических исследований, которые требуют остановок как добывающих, так и нагнетательных скважин, что снижает добычу нефти.

Известен способ разработки нефтяных залежей, где нефтяную залежь разбуривают нагнетательными и добывающими скважинами, закачивают в пласт изолирующие составы, изолируют притоки воды к добывающим скважинам, выравнивают фронт вытеснения нефти, скважины останавливают на период, достаточный для перераспределения пластового давления, изолирующие составы закачивают в нагнетательные скважины [RU 2149985 С1, МПК E21B43/20, опубл.2000]. Известное решение относится к способам разработки нефтяных залежей на поздней стадии эксплуатации и может быть использовано при разработке месторождений с неоднородными по разрезу коллекторами, разобщенными прослоями глин. Обеспечивает повышение эффективности физико-химического воздействия на пласт, снижающего расход реагентов и обеспечивающего активное вовлечение в разработку слабо дренируемых запасов.

Недостатком известного способа является то, что нагнетательные скважины перед закачкой изолирующих составов останавливают на период 10 - 15 суток для снижения давления в наиболее проницаемых пропластках, что влечет за собой потери нефти. Помимо этого, метод не позволяет выбирать скважины-кандидаты для закачки изолирующих составов и нужно проводить мероприятия на всем фонде.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, для реализации которого по результатам разведки определяют контур нефтяного месторождения и направления его малой и большой осей [RU 2100590 С1, МПК E21B43/20, опубл.1995]. При разбуривании месторождений нагнетательные скважины располагают разрезающими рядами, направление которых совпадает или близко (в пределах 20^°) к направлению большой оси, а добывающие скважины размещают между рядами нагнетательных. Потоки вытесняющего агента из соседних нагнетательных скважин устремляются друг другу. После смыкания потоков образуется единый фронт вытеснения, который начинает равномерно двигаться от ряда нагнетательных скважин к добывающим скважинам. Поскольку проницаемость пласта наибольшая в направлении перпендикулярном движению фронта вытеснения, то в обводняющейся части пласта происходит промывка всех застойных зон. Технология закачки потококорректирующих транзитных оторочек через бездействующие скважины позволяет распределить их равномерно по простиранию всего разрабатываемого участка нефтяной залежи.

Недостатком способа является то, что он применим только для месторождений, находящихся на стадии промышленного освоения и непригоден для зрелых месторождений, находящихся на третьей и четвертой стадиях разработки.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ оперативного управления заводнением пластов при помощи нейросетевой оптимизации, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин, рекомендации по перераспределению закачки в системе нагнетательных скважин, при этом для определения оптимальных значений приемистости применяют математическую модель месторождения, а в качестве первоначальных данных для каждой добывающей скважины и потенциально влияющих на нее нагнетательных скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости и доли нефти, а в качестве математической модели используют функции, отражающие изменение дебита жидкости и доли нефти добывающих скважин при изменении приемистости нагнетательных скважин, при этом производят адаптацию математической модели путем получения минимального расхождения фактических и расчетных данных дебита жидкости и доли нефти каждой работы добывающей скважины, определяют оптимальные значения настроечных параметров функций дебита жидкости и доли нефти, и составляют смешанную функцию суточной добычи нефти добывающей скважины в зависимости от приемистости окружающих ее нагнетательных скважин, затем производят максимизацию суммарной добычи нефти по месторождению в целом путем перераспределения приемистости нагнетательных скважин, с наложением ограничений на объемы закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления [RU 2614338 С1, МПК E21B 47/10, E21B 43/20, опубл.2015 ]. Известный способ решает задачу оптимального распределения закачки и добычи при помощи работы искусственной нейронной сети.

Недостатком данного способа является то, что происходит перераспределение потоков по площади, но не по разрезу пласта, в результате сохраняются высокопроницаемые и высокобводненные пропластки, и расположенные в них скважины, снижают закачку и добычу, что приводит к потерям добычи нефти. Указанные недостатки обусловлены тем, что в прототипе способа не заложены методы по выравниванию профиля приемистости и перераспределению потоков по разрезу пласта и не всегда оптимальные режимы лежат в коридоре возможного регулирования.

Раскрытие сущности изобретения

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является эффективная организация системы поддержания пластового давления (ППД).

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении нефтеотдачи пласта (КИН).

Указанный технический результат достигается тем, что осуществляется закачка воды в продуктивный пласт через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины. Проводят закачку в пласт изолирующих составов в комбинации с изменением режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, при этом оптимальные режимы, обеспечивающие максимальный эффект от изменения кинематики потоков закачиваемой воды в элементах заводнения, выбираются методами машинного обучения. В нагнетательные скважины, для которых оптимальный режим закачки воды меньше текущего, осуществляют закачку изолирующих составов. Для нагнетательных скважин, оптимальный режим закачки воды в которых выше, чем текущий, осуществляется обработка призабойной зоны пласта, закачка понизителей вязкости воды или поверхностно активных веществ, способных адсорбироваться на поверхности раздела фаз с соответствующим понижением их поверхностного натяжения, или проводят обработку призабойной зоны пласта кислотами, при наличии бездействующей скважины, расположенной между нагнетательной скважиной, в которой оптимальный режим закачки воды меньше текущего, и добывающей скважиной, в бездействующую скважину осуществляется закачка химических композиций с целью создания водонепроницаемых экранов на пути движения фронта обводнения.

Краткое описание иллюстративных материалов

На фиг 1 представлен алгоритм осуществления способа для нагнетательной скважины в виде блок-схемы, где: Qопт - оптимальная суточная закачка воды в нагнетательную скважину; Qтек - текущая суточная закачка воды в нагнетательную скважину; ОПЗ - обработка призабойной зоны пласта; ПАВ - поверхностно-активные вещества.

На фиг.2 приведена схема расположения скважин нефтяного месторождения, на котором осуществлялось тестирование предложенного способа, где:

1 - линии связи между добывающими и нагнетательными скважинами, определенные нейронной сетью по реакции добычи на изменения закачки;

2 - указаны наименования нагнетательных скважин: WU104_1, WU104_2, WU104_3, WU104_4;

3 - указаны наименования добывающих скважин WU1_1, WU1_2, WU1_3, WU1_4;

4 - наименование бездействующей скважины WU0;

5 - секторная диаграмма закачки воды на момент решения оптимизационной задачи (голубые круги);

6 - секторная диаграмма добычи воды на момент решения оптимизационной задачи (синий сектор круга;

7 - секторная диаграмма добычи нефти на момент решения оптимизационной задачи (красный сектор круга).

На фиг.3 приведена зависимость дополнительной добычи нефти по скважине WU1_3 от вязкости полимера для ВПП (μ) и отклонения приемистости нагнетательной скважины WU104_1 от оптимальной (Qопт-Qтек).

На фиг.4 приведена зависимость дополнительной добычи нефти от отклонения текущего режима от оптимального по линии сечения 9 графика фиг.3 для скважины (WU104_1).

На фиг.5 приведена зависимость дополнительной добычи нефти от вязкости водоизолирующего состава по линии сечения (8-10) фигуры 3, которая определяет, что максимальная дополнительная добыча будет при вязкости 7.14 сПз.

В рамках данной заявки используются следующие определения, термины, словосочетания и их аббревиатуры:

1. Нейросетевая оптимизация режимов работы скважин - это поддержание таких приемистостей воды нагнетательных скважин и дебитов жидкости добывающих скважин при которых достигается максимальная добыча нефти, при этом режимы выбираются при помощи нейронных сетей
[https://neft.academic.ru/279/%D0%9E%D0%BF%D1%82%D0%B8%D0%BC%D0%B0%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D1%8B%D0%B9_%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D1%80%D0%B5%D0%B6%D0%B8%D0%BC_%D1%81%D0%BA%D0%B2%D0%B0%D0%B6%D0%B8%D0%BD%D1%8B];

2. Выравнивание профиля приемистости (ВПП) - перераспределение потока закачиваемой воды в нефтенасыщенный прослой для увеличения охвата пласта по толщине [https://www.elibrary.ru/item.asp?id=17718055];

3. Метод транзитных оторочек - закачка водоизолирующих составов в бездействующую скважину, расположенную между нагнетательной и добывающей скважинами [RU 2149985 С1, МПК Е21В 43/20, опубл. 2000];

4. Решение оптимизационной задачи - поиск оптимального режима работы скважин (Qопт) при помощи нахождения экстремума (максимума) на многомерной функции зависимости добычи нефти от приемистости нагнетательных скважин и добычи жидкости добывающих скважин [https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D0%BF%D1%82%D0%B8%D0%BC%D0%B8%D0%B7%D0%B0%D1%86%D0%B8%D1%8F_(%D0%BC%D0%B0%D1%82%D0%B5%D0%BC%D0%B0%D1%82%D0%B8%D0%BA%D0%B0)];

5. Коэффициент взаимовлияния скважин - параметр, полученный по результатам обучения нейронной сети, который определяет долю жидкости в суммарном дебите добывающей скважины, которая обусловлена закачкой воды от нагнетательной скважины [https://burneft.ru/archive/issues/2021-10/32#:~:text=%D0%A1%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D0%BD%D1%8C%20%D0%B3%D0%B8%D0%B4%D1%80%D0%BE%D0%B4%D0%B8%D0%BD%D0%B0%D0%BC%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B9%20%D1%81%D0%B2%D1%8F%D0%B7%D0%B8%20%D0%BC%D0%B5%D0%B6%D0%B4%D1%83%20%D0%BD%D0%B0%D0%B3%D0%BD%D0%B5%D1%82%D0%B0%D1%82%D0%B5%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D1%8B%D0%BC%D0%B8,%D1%80%D0%B0%D1%81%D1%87%D0%B5%D1%82%20%D0%BA%D0%BE%D1%8D%D1%84%D1%84%D0%B8%D1%86%D0%B8%D0%B5%D0%BD%D1%82%D0%B0%20%D1%80%D0%B0%D0%BD%D0%B3%D0%BE%D0%B2%D0%BE%D0%B9%20%D0%BA%D0%BE%D1%80%D1%80%D0%B5%D0%BB%D1%8F%D1%86%D0%B8%D0%B8%20%D0%A1%D0%BF%D0%B8%D1%80%D0%BC%D0%B5%D0%BD%D0%B0].

6. Под физико-химическими методами воздействия на пласт понимаются закачки водоизолирующих составов и изменение режимов закачки и добычи нагнетательных и добывающих скважин [https://www.neftegaz-expo.ru/ru/articles/2016/metody-vozdejstviya-na-plast/; https://neftegaz.ru/science/booty/332036-metody-povysheniya-nefteotdachi-plastov/].

Пример Осуществления способа

Для выравнивание профиля вытеснения нефти водой по площади нефтяного пласта необходимо обеспечить такой режим закачки и добычи, при котором обеспечится максимальный охват заводнением по площади пласта и максимальная накопленная добыча нефти, и выравнивание профиля вытеснения по разрезу нефтяного пласта, то есть снижение скорости движения воды по высоко проницаемым пропласткам и увеличение в низкопроницаемых для того, чтобы вытеснение происходило равномерно.

Продуктивный пласт разбуривают нагнетательными и добывающими скважинами. В скважины устанавливают насосное оборудование и осуществляют отбор нефти через добывающие скважины (WU1_1, WU1_2, WU1_3, WU1_4, Фиг.2) и закачку рабочего воды через нагнетательные скважины (WU104_2, WU104_1, WU104_4, Фиг.2). техническими средствами замеряют суточные значения приемистости, дебита жидкости и доли нефти.

В соответствии со способом, представленном в патенте [RU 2614338] алгоритмы машинного обучения осуществляют нейросетевую оптимизацию режимов скважин, решают оптимизационную задачу и дают рекомендации по перераспределению закачки и добычи жидкости (Qопт). В таблице 1 представлено сопоставление оптимальных и текущих режимов работы добывающих и нагнетательных скважин.

Рассчитывают трехмерную зависимость дополнительной накопленной добычи нефти от разницы между текущим и оптимальным режимом работы и от вязкости изолирующего состава, определяют при каких вязкостях и режимах будет достигнута максимальная дополнительная добыча нефти (Фиг 3.)

Для нагнетательных скважин (WU104_1 Фиг.2), в которой оптимальный режим закачки воды меньше текущего, проводят закачку в пласт изолирующих составов, при этом подбор вязкости изолирующих составов осуществляют исходя из построенной зависимости дополнительной накопленной добычи нефти от разницы между текущим и оптимальным режимом работы и от вязкости изолирующего состава (Фиг 5), состав для ВПП включает при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлорид алюминия - 20, карбамид - 30, серная кислота или отходы ее производства - 0,1, вода - Остальное.

Серная кислота выпускается по ГОСТ 21-84-77. Отходы производства серной кислоты могут быть в виде отработанной серной кислоты производства монохлорамина Б (ТУ-113-04- 117-83).

После закачки изолирующих составов ВПП при помощи технических средств: изменения частоты работы насосного оборудования, изменения диаметра штуцера, осуществляют достижение на добывающих и нагнетательных скважинах оптимальных режимов добычи и закачки.

Для нагнетательных скважин (WU104_2, WU104_4) оптимальный режим закачки воды в которых выше, чем текущий, осуществляется закачка понизителя вязкости воды (0,1 массовый процент полифункционального акрилового сополимера) или поверхностно активного вещества (ПАВ Нефтенол содержащий в мас.%: борная кислота 2.0-5.0, карбамид 10.0-30.0, глицерин 20.0-50.0, Патент [RU 2733350]) .

Закачка изолирующих составов ВПП может осуществляться в бездействующую скважину (WU0 на фиг3), расположенную между нагнетательной скважиной, в которой оптимальный режим закачки воды меньше текущего и добывающей скважиной, т.н. «метод транзитных оторочек».

Таблица 1 - сопоставление оптимальных и текущих режимов работы добывающих и нагнетательных скважин.

Скв Базовый вариант разработки Оптимальные режимы разработки Нефть Жидкость Закачка Нефть Жидкость Закачка м³/сут м³/сут м³/сут м³/сут м³/сут м³/сут Добывающие скважины WU1_1 27,4 767,3 - 27,4 767,3 - WU1_2 21,4 391,9 - 21,4 391,9 - WU1_3 151,4 786,8 - 173,8 900,0 - WU1_4 10,6 391,4 - 10,7 395,0 - Нагнетательные скважины WU104_1 - - 440 - - 100 WU104_2 - - 460 - - 700 WU104_3 - - 355 - - 355 WU104_4 - - 405 - - 700

Для анализа эффективности описанного метода было проведено сопоставление различных сценариев разработки (таблица 2).

Описание вариантов разработки:

- Вар. 0 - вариант разработки с сохранением текущих режимов работы добывающих и нагнетательных скважин;

- Вар. 1 - вариант разработки, в котором заданы оптимальные режимы работы добывающих и нагнетательных скважин, определенные в соответствии со способом [RU 2614338 С1];

- Вар. 2 - вариант разработки, в котором для режимов работы скважин из варианта 0 во все нагнетательные скважины осуществлена закачка химических составов для ВПП. Вариант иллюстрирует “классические” технологии и служит для анализа эффективности предлагаемого способа;

- Вар. 3 - вариант разработки, в котором для оптимальных режимов работы из варианта 1 в нагнетательные скважины, для которых оптимальные приемистости меньше текущих, осуществлена закачка химических составов для ВПП в соответствии с предлагаемым в настоящем патенте способом разработки;

- Вар. 4 - вариант разработки, в котором для оптимальных режимов работы из варианта 1 во все нагнетательные скважины осуществлена закачка химических составов для ВПП. Вариант служит для анализа эффективности предлагаемого способа;

- Вар. 5 - вариант разработки, в котором для оптимальных режимов работы из варианта 1 в нагнетательные скважины, для которых оптимальные приемистости меньше текущих, осуществлена закачка химических составов для ВПП, и осуществлена закачка «транзитной оторочки» в скважину WU0 - в соответствии с предлагаемым способом;

- Вар. 6 - вариант разработки, в котором для режимов работы скважин из варианта 0 во все нагнетательные скважины осуществлена закачка химических составов для ВПП и осуществлена закачка «транзитной оторочки» в скважину WU0 - для анализа эффективности закачки транзитной оторочки по предлагаемому способу.

Таблица 2 - результаты расчетов по вариантам разработки

Показатели Вар. 0 Вар. 1 Вар. 2 Вар. 3 Вар. 4 Вар. 5 Вар. 6 Годовая добыча нефти, тыс.т 51,1 56,1 51,9 56,9 57,4 59,0 52,0 Прирост добычи нефти, т - 4 991 785 5 825 6 286 7 855 914 Прирост добычи нефти, % - 9,8 1,5 11,4 12,3 15,4 1,8 Накопленная закачка реагента, кг - - 80 878 5 360 99 480 96 860 106 980 Затраты полимера на добычу 1 т нефти кг/т - - 113 1 16 12 117

Анализ прироста добычи показывает наличие синергетического эффекта при закачке химических составов для ВПП только в те скважины, для которых оптимальным является снижение закачки. Причем, если не использовать ВПП и действовать в соответствии с патентом [RU 2614338 С1] (вариант 1), проведя только оптимизацию режимов, прирост добычи нефти составит 9,8%. Если действовать по предлагаемому способу и проводить ВПП только в скважинах, по которым решением оптимизационной задачи рекомендовано сокращение закачки, то прирост составит уже 11,4% (вариант 3). Закачка ВПП во все нагнетательные скважины обеспечивает прирост добычи в 1,5% (вариант 2). Если в варианте 1 дополнительно провести ВПП во всех нагнетательных скважинах, то прирост составит 12,3%, однако, при таком варианте затраты полимера ВПП на добычу одной тонны нефти будут в десять раз больше. Наилучшее решение - проведение ВПП для скважин со снижением приемистости и применение метода «транзитных оторочек» в бездействующей скважине WU0 по способу [RU 2139419 С1], при этом обеспечивается прирост добычи в 15,4% (вариант 5). Сам по себе метод «транзитных оторочек» в сочетании с ВПП не дает синергетического эффекта без оптимизации режимов работ и обеспечивает прирост добычи нефти всего на 1,8% или 0,3% прироста по сравнению с вариантом 2.

Таким образом, можно утверждать, что комбинация оптимизации режимов работы добывающих и нагнетательных скважин в сочетании с проведением ВПП и методом «транзитных оторочек» обеспечивает больший прирост добычи нефти, чем независимое использование этих методов.

Дополнительный эффект можно получить, если для скважин, оптимальный режим закачки воды в которых выше, чем текущий, осуществляется закачка понизителя вязкости воды или поверхностно активного вещества (ПАВ), в этом случае эффект, рассчитанный на геолого-гидродинамической модели составит - 14,3% или дополнительно 2% прироста по сравнению с вариантом 3. Если вместо закачки ПАВ или понизителя вязкости проводить обработку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин, то дополнительная добыча составит 0,2% по сравнению с вариантом 3.

Подбор изолирующего химического состава для ВПП необходимо осуществлять в соответствии с отклонением текущей приемистости от оптимальной, подбираемой на основе решения оптимизационной задачи по историческим данным. При отсутствии фактической закачки ВПП, оптимальный состав подбирают в процессе многовариантных расчетов на геолого-гидродинамической модели.

Зависимость дополнительной добычи нефти по скважине WU1_3 от вязкости полимера для ВПП (μ) и отклонения приемистости нагнетательной скважины WU104_1 от оптимальной (Qопт-Qтек) построена по результатам имитационного моделирования на геолого-гидродинамической модели (фиг.3.). Оптимальным для условий скважины WU1_3 будет вязкость полимера, равная - 14.3 мПа⋅с, так как при ней обеспечивается максимум добычи при нулевом отклонении от оптимального режима (8). Для больших отклонений текущей приемистости скважины WU104_1 от оптимальной, для обеспечения большей дополнительной добычи необходимо использовать более вязкий полимер. При отрицательном отклонении приемистости нагнетательной скважины WU104_1 от оптимальной, выраженная зависимость дополнительной добычи от вязкости полимера не прослеживается, т.е. эффективность полимерного воздействия исчезает, что вполне логично, поскольку, сокращение закачки приводит к снижению эффекта от ВПП в силу меньших возможных объемов закачки, в этом случае необходима закачка понизителя вязкости воды, ПАВ или проводение ОПЗ. Построены сечения графика по линиям 9 и 10. Зависимость дополнительной добычи нефти от отклонения текущего режима от оптимального по линии сечения (9) графика фиг.3,для скважины (5) показывает, что сокращение закачки приводит к увеличению дополнительной добычи нефти по окружающим скважинам, что для увеличения добычи необходимо сокращать закачку, при этом зависимости необходимо строить в многомерном пространстве не только от приемистости по одной скважине, а по всем нагнетательным скважинам, но визуализировать многомерные зависимости невозможно. На фиг.5 приведена зависимость дополнительной добычи нефти от вязкости водоизолирующего состава по линии сечения (8) графика, которая определяет, что максимальная дополнительная добыча будет при вязкости 7.14 сПз.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для активации выработки остаточных извлекаемых запасов нефти из залежей, находящихся на 3-й и 4-й стадиях разработки. Обеспечивает повышение эффективности технологии разработки нефтяных залежей и увеличение нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: способ включает закачку воды в продуктивный пласт через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, закачку в пласт изолирующих составов в комбинации с изменением режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, при этом оптимальные режимы, обеспечивающие максимальный эффект от изменения кинематики потоков закачиваемой воды в элементах заводнения, выбирают методами машинного обучения. В нагнетательные скважины, для которых оптимальный режим закачки воды меньше текущего, осуществляют закачку изолирующих составов. Для нагнетательных скважин, оптимальный режим закачки воды в которых выше, чем текущий, осуществляется обработка призабойной зоны пласта, закачка понизителей вязкости воды или поверхностно активных веществ, способных адсорбироваться на поверхности раздела фаз с соответствующим понижением их поверхностного натяжения. Согласно способу, при наличии бездействующей скважины, расположенной между нагнетательной скважиной, в которой оптимальный режим закачки воды меньше текущего, и добывающей скважиной, в бездействующую скважину осуществляется закачка химических композиций с целью создания водонепроницаемых экранов на пути движения фронта обводнения. 5 ил., 2 табл.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды в продуктивный пласт через нагнетательные скважины и извлечение нефти на поверхность через добывающие скважины, при этом для нагнетательных скважин, в которых оптимальный режим закачки воды меньше текущего, строят зависимость дополнительной накопленной добычи нефти от отклонения текущего режима от оптимального и определяют оптимальную вязкость изолирующего состава, проводят закачку в пласт через нагнетательные скважины или в бездействующую скважину, расположенную между нагнетательной скважиной, в которой оптимальный режим закачки воды меньше текущего, и реагирующей добывающей скважиной, изолирующих составов, после закачки изолирующих составов при помощи изменения диаметра штуцера или изменения частоты работы насосного оборудования осуществляют достижение на добывающих и нагнетательных скважинах оптимальных режимов добычи и закачки, подобранных методами машинного обучения, для нагнетательных скважин, оптимальный режим закачки воды в которых выше, чем текущий, осуществляется обработка призабойной зоны пласта путем закачки понизителей вязкости воды или поверхностно активных веществ, способных адсорбироваться на поверхности раздела фаз с соответствующим понижением их поверхностного натяжения, или проводят обработку призабойной зоны пласта кислотным раствором.