Способ контроля за разработкой нефтяных месторождений Российский патент 2025 года по МПК E21B43/12 E21B47/06 G01V20/00 G06F30/28 G06F113/08 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений с системой поддержания пластового давления (ППД). Способ позволяет определить эффективную систему разработки, выбрать оптимальные, ключевые параметры для повышения добычи углеводородов для конкретного месторождения, исходя из опыта предыдущих разработок у схожих по параметрам месторождений.

На нефтеотдачу нефтяного месторождения основное влияние оказывает созданная система разработки. Существующие технические решения системы разработки для рассматриваемых условий не в полной мере позволяют отбирать нефть из залежей объектов месторождения, так как не проводится должный анализ условий эксплуатации нефтяного месторождения. Учет условий эксплуатации нефтяного месторождения упрощает:

- выбор наиболее эффективного способа разработки нового месторождения с системой ППД с учетом предыдущего опыта эксплуатации и проекта разработки схожих по геологическим условиям месторождений, содержащего указания по допустимым методам разработки,

- определение оптимальных геолого-технических мероприятий (ГТМ), улучшающих систему заводнения месторождения, для максимизации добычи углеводородов.

Известен способ оперативного управления заводнением пластов в рядной системе заводнения (патент RU №2795644, МПК E21B 43/00, 43/16, 43/20, G06F 30/20, опубл. 05.05.2023), характеризующийся тем, что включает создание математической модели месторождения, в которой определение приемистости нагнетательных скважин осуществляют исходя из концепции приближения закачки к добывающим скважинам в блоках разработки с текущей компенсацией жидкости и пластовым давлением, в которой режимы закачки на нагнетательных скважинах рассчитывают с помощью коэффициента приближения закачки, значение которого зависит от среднего расстояния между добывающими и влияющими на них нагнетательными скважинами, при этом расчёт текущей компенсации жидкости осуществляют с помощью математической модели CRM, основанной на принципе укрупнения добывающих и нагнетательных скважин, где осуществляют объединение скважин одинакового характера в одну скважину с обобщёнными технологическими параметрами, входными текущими данными для математической модели являются дата замера, дебит укрупнённой добывающей скважины, равный сумме дебитов объединённых добывающих скважин, средневзвешенное забойное давление по объединённым добывающим скважинам, средневзвешенный коэффициент продуктивности по объединённым добывающим скважинам, приемистость нагнетательных скважин, равная суммарной приемистости объединённых нагнетательных скважин, в качестве математической модели используют комбинацию аналитического решения уравнения материального баланса и закона Дарси, отражающее изменение дебита жидкости добывающей скважины при изменении приемистостей влияющих на нее нагнетательных скважин и добычи жидкости окружающих добывающих, при этом адаптацию математической модели выполняют путём получения минимального значения целевой функции невязки фактического и расчётного дебита жидкости для каждой укрупнённой добывающей скважины, определяют значения управляющих параметров модели, на основе которых рассчитывают распределение закачки между укрупнёнными добывающими скважинами, исходя из значений текущей компенсации жидкости и замеров пластового давления на участках осуществляют перераспределение закачки.

Известный способ эффективен, но в предложенном способе предлагается другой принцип увеличения нефтеотдачи пласта.

Недостатками способа являются:

- недостаточная эффективность, т.к. способ не позволяет получить сравнительную оценку эффективности заводнения месторождений-аналогов, соответственно не позволяет получить наиболее оптимальные параметры для системы заводнения месторождения и, как следствие, не позволяет провести оптимальные геолого-технических мероприятия для увеличения добычи углеводородов и обеспечения наиболее полной выработки запасов объекта разработки;

- способ не предполагает проведения других видов ГТМ, кроме мероприятий, связанных с перераспределением закачки.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений с системой поддержания пластового давления (Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газовых месторождений: РД 153-39,0-110-01: утвержден приказом Минэнерго России от 05.2002 г. № 29. – 59 С.), включающий сопоставление динамических технологических показателей, выраженных в относительных величинах, с динамикой показателей аналогичных месторождений.

При поиске месторождений (залежей)-аналогов рассматривают близость следующих параметров: соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях, проницаемость пласта, коэффициента песчанистости, начальной нефтенасыщенности пласта, доли запасов, расположенной в водонефтяной зоне.

К показателям разработки, характеризующим закачку, относят: текущий и накопленный объем закачки, приемистость, текущая и накопленная компенсация, давление нагнетания, давление на линии нагнетания.

Недостатками способа являются:

- низкая точность осуществления способа, т.к. сводится к построению графиков характеристик вытеснения флюида на месторождениях-аналогах и их последующему экспертному анализу с целью определения, какое из сравниваемых месторождений разрабатывается более эффективно. Экспертный анализ с использованием характеристик вытеснения флюида месторождениях-аналогов проводится визуально (в ручном режиме), что приводит к высокой суммарной погрешности результатов, а также к большой трудозатратности;

- низкая эффективность способа, связанная с отсутствием учета параметров, характеризующих стадию разработки при поиске месторождений-аналогов, как следствие, не позволяет получить наиболее оптимальные параметры для системы заводнения месторождения;

- трудоемкость способа не позволяет его использовать для экспресс-оценки эффективности (малой эффективности) существующей системы заводнения на всех разрабатываемых месторождениях нефтяной компании;

- способ не позволяет выполнять оперативный мониторинг во времени изменений параметров системы ППД, что не обеспечивает оперативности корректирующих ГТМ.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений с системой поддержания пластового давления (Анкудинов, А.А. Комплексный подход к анализу реализуемой системы заводнения и ее совершенствованию / А.А. Анкудинов, Л.А. Ваганов, С.К. Сохошко // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 8. – С. 48-51; Анкудинов, А.А. Совершенствование методов анализа системы заводнения и повышения эффективности закачки воды в нефтяной пласт: автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / А.А. Анкудинов; науч. рук. С.К. Сохошко; Тюменский индустриальный университет. – М., 2017. – 24 с.), включающий этапы: сбор и подготовку исходных данных, анализ интенсивности воздействия на пласт, анализ изменения технологических показателей, формирование рекомендаций по совершенствованию системы заводнения. При этом сбор и подготовка исходных данных включает: подготовку технологических показателей работы скважин; подготовку данных о пластовых давлениях: инструментальные замеры пластового давления, динамического уровня и данных гидродинамических исследований; подготовку геолого-физических характеристик пласта в районе добывающих и нагнетательных скважин и их интерпретация.

Анализ интенсивности воздействия на пласт включает: оценку выполнения решений проектного документа (динамика формирования системы заводнения); оценку энергетического состояния с применением карты изобар; формирование групп скважин «нагнетательная-реагирующие добывающие» методом группировки скважин; определение поскважинных значений компенсации методом распределения закачки по площади залежи.

Анализ изменения технологических показателей включает: оценку изменения пластового давления по скважинам за анализируемый период; оценку изменения динамического уровня по скважинам за анализируемый период; оценку изменения добычи жидкости (дебитов) по скважинам за анализируемый период.

Формирование рекомендаций по совершенствованию системы заводнения включает: группировку скважин в соответствии с выделенными выше группами; по каждой группе формируют рекомендации по совершенствованию системы разработки.

Недостатками способа являются:

- недостаточная эффективность, т.к. способ не позволяет получить сравнительную оценку эффективности заводнения месторождений-аналогов, соответственно, не позволяет получить наиболее оптимальные параметры для системы заводнения месторождения и, как следствие, не позволяет провести оптимальные геолого-технических мероприятия для увеличения добычи углеводородов и обеспечения наиболее полной выработки запасов объекта разработки;

- трудоемкость способа не позволяет его использовать для экспресс-оценки эффективности (малой эффективности) существующей системы заводнения на всех разрабатываемых месторождениях нефтяной компании;

- способ не позволяет выполнять оперативный мониторинг во времени изменений параметров системы ППД, что не обеспечивает оперативности корректирующих ГТМ.

Известен способ (Формирование программ геолого-технических мероприятий с помощью цифровой информационной системы «Подбор ГТМ»», PROнефть. Профессионально о нефти, 2017, № 2(4), стр. 39-46), включающий формирование на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями скважин по историческим данным, выборку из базы данных по меньшей мере двух скважин, определение параметров для скважин. На основе параметров рассчитывается экономическая эффективность ГТМ на скважине. На основе экономической эффективности составляется рейтинг скважин. Далее на скважинах с наибольшим рейтингом проводятся ГТМ.

Недостатками способа являются:

- недостаточная эффективность, т.к. способ не позволяет получить сравнительную оценку эффективности заводнения месторождений-аналогов, соответственно, не позволяет получить наиболее оптимальные параметры для системы заводнения месторождения и, как следствие, не позволяет провести оптимальные геолого-технических мероприятия для увеличения добычи углеводородов и обеспечения наиболее полной выработки запасов объекта разработки;

- способ не позволяет выполнять оперативный мониторинг во времени изменений параметров системы ППД, что не обеспечивает оперативности корректирующих ГТМ;

- ранжирование выполняется на уровне отдельных скважин по экономической эффективности ГТМ, что не позволяет определить наиболее проблемные с точки зрения существующей системы заводнения объектов разработки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ контроля за разработкой нефтяных месторождений с системой поддержания пластового давления (Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении : автореф. дис. д-ра геол-минерал. наук: 25.00.17 / В.Ф. Базив; ЦКР Роснедра. – М., 2008. – 48 с.), включающий формирование на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным, выборку из базы данных по меньшей мере двух объектов разработки, определение параметров для объектов разработки. Осуществляют определение параметров для объектов разработки таких, как коэффициента извлечения нефти (КИН) при прокачке жидкости в количестве одного объема пор (КИН-1), проницаемость, вязкость нефти, подвижность, коэффициент расчлененности. Далее объекты разработки ранжируют по параметру КИН-1.

Автором показано, что значение КИН при прокачке одного порового объема зависит как от природных факторов (активность законтурной области, проницаемость пласта, вязкость нефти в пластовых условиях, коэффициент расчлененности и др.), так и от эффективности созданной на месторождении системы разработки (размещение и плотность сетки скважин, система воздействия, эффективность системы регулирования). Составлена таблица рангов для 51 объекта разработки на основе сопоставительного анализа эффективности месторождений, определенной по значению коэффициента нефтеизвлечения на рубеже прокачки одного объема пор. Результаты ранжирования используются для прогноза КИН.

Недостатками способа являются:

- основной недостаток вытекает из фундаментальных основ способа, который не предусматривает сопоставление основных показателей разработки наилучших и наихудших месторождений в таблице рангов, соответственно не позволяет получить наиболее оптимальных параметров для системы заводнения месторождения. Таким образом, результаты, получаемые указанным способом, достаточно малоинформативны и, следовательно, практически малоприменимы и не позволяет провести оптимальные геолого-технических мероприятия для увеличения добычи углеводородов и обеспечения наиболее полной выработки запасов на объекте разработки;

- несмотря на составленную таблицу рангов объектов разработки, способ не дает рекомендаций по проведению ГТМ для повышения более эффективного заводнения системы ППД на объектах разработки;

- кроме того, полученная таблица рангов не позволяет выполнять мониторинг во времени изменений системы параметров ППД, определяющих эффективность системы заводнения.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения за счет получения наиболее оптимальных ключевых параметров для системы заводнения объекта разработки месторождений, проведения оптимальных, действенных геолого-технических мероприятий для увеличения добычи углеводородов и обеспечения наиболее полной выработки запасов на объекте разработки, а также осуществления прямого контроля и оперативного управления во времени параметрами системы ППД.

Технический результат достигается способом контроля за разработкой нефтяных месторождений, включающим формирование на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным, выборку из базы данных по меньшей мере двух объектов разработки, выгрузку из базы данных параметров для объектов разработки, добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины.

Новым является то, что осуществляют выгрузку из базы данных годовых и накопленных показателей добычи нефти, жидкости и закачки воды, количество пробуренных, действующих добывающих и нагнетательных скважин, начальные геологические и извлекаемые, вовлеченные запасы нефти, тип коллектора, горизонт, площадь нефтеносности, расчлененность, гидропроводность, наличие водонефтяных зон, текущий коэффициент извлечения нефти, пластовое давление, геолого-технические мероприятия – ГТМ, далее объединяют объекты разработки в группы однотипных посредством алгоритма кластеризации методом k-средних, определяют ключевые показатели для каждого объекта разработки в группе однотипных такие, как коэффициент использования запасов, коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти, кратность промывки, текущая обводненность, накопленная обводненность, текущая компенсация отборов закачкой, накопленная компенсация отборов закачкой, относительное изменение пластового давления, относительная эффективность промывки, текущее отношение добычи нефти к закачке, плотность сетки скважин, затем при карбонатном коллекторе принимают степень значимости ключевого показателя α_i, где α_{коэффициент использования запасов} равен 7, α _{коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти} - 9, α _{кратность промывки} - 11, α _{текущая обводненность} - 5, α _{накопленная обводненность} - 8, α _{текущая компенсация отборов закачкой} - 3, α _{накопленная компенсация отборов закачкой} - 4, α _{относительное изменение пластового давления} - 1, α _{относительная эффективность промывки} - 6, α _{текущее отношение добычи нефти к закачке} - 10, α _{плотность сетки скважин} - 2, а при терригенном коллекторе принимают степень значимости ключевого показателя α_i, где α_{коэффициент использования запасов} равен 7, α _{коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти} - 8, α _{кратность промывки} - 9, α _{текущая обводненность} - 6, α _{накопленная обводненность} - 11, α _{текущая компенсация отборов закачкой} - 2, α _{накопленная компенсация отборов закачкой} - 5, α _{относительное изменение пластового давления} - 1, α _{относительная эффективность промывки} - 3, α _{текущее отношение добычи нефти к закачке} - 4, α _{плотность сетки скважин} - 10,

далее для каждого ключевого показателя определяют весовые коэффициенты Ai по формуле:

, где α_i – степень значимости i-го ключевого показателя при оценке эффективности заводнения,

затем нормируют ключевые показатели, определяя в однотипной группе для каждого ключевого показателя минимальное и максимальное значения для всех объектов разработки, разделяя значения ключевых показателей на пять диапазонов, используя статистические интервальные оценки, к первому диапазону относят значения ключевых показателей Р0-Р20, ко второму - Р20-Р40, к третьему - Р40-Р60, к четвертому - Р60-Р80, к пятому - Р80-Р100, присваивая i-ому ключевому показателю по j-ому объекту разработки в соответствии с установленным диапазоном балл Вij от 1 до 5, где 5 - наилучшее значение для объекта разработки, обеспечивающее максимальную добычу нефти в однотипной группе, а 1 - наихудшее значение для объекта разработки, обеспечивающее минимальную добычу нефти в однотипной группе, далее определяют рейтинговую оценку технологической эффективности объектов разработки РО_j по формуле:

, где

Aij - весовой коэффициент для i-го ключевого показателя j-го объекта разработки,

Вij – балл i-го ключевого показателя j-го объекта разработки,

ранжируют объекты разработки в группе однотипных по величине , по результатам ранжирования выделяют в группе однотипных объекты разработки с наибольшим рангом, а оставшимся объектам разработки проводят ГТМ, осуществляемые на объектах разработки с наибольшим рангом, осуществляют эксплуатацию объектов разработки, повторяют операции начиная с формирования на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным не реже одного раза в год.

Сущность способа состоит в следующем.

Осуществляют формирование на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным. В качестве объекта разработки является продуктивный нефтяной горизонт месторождения, на котором ведется добыча нефти.

Выборку из базы данных по меньшей мере двух объектов разработки.

Осуществляют выгрузку из базы данных годовых и накопленных показателей добычи нефти, жидкости и закачки воды, количество пробуренных, действующих добывающих и нагнетательных скважин, начальные геологические и извлекаемые, вовлеченные запасы нефти, тип коллектора, горизонт, площадь нефтеносности, расчлененность, гидропроводность, наличие водонефтяных зон, текущий коэффициент извлечения нефти, пластовое давление, ГТМ.

Далее объединяют объекты разработки в группы однотипных посредством алгоритма кластеризации методом k-средних.

Для этого выбирают k первых в выборке объектов разработки, которые являются начальными центрами кластеров. Для оставшихся объектов разработки определяют ближайшие к ним центры кластеров. Пересчитывают центры кластеров в соответствии с их текущим составом. Итерационно повторяют для всех объектов разработки определения ближайших центров кластеров и пересчет центров кластеров. Процесс итерации прекращают, когда границы кластеров не перестанут изменяться от итерации к итерации, т.е. на каждой итерации в каждом кластере будет оставаться один и тот же набор объектов разработки. Количество кластеров выбирают с помощью «метода локтя» - строят график, характеризующий зависимость качества кластеризации (среднеквадратичной ошибки) от k, далее выбирают то значение k, при котором дальнейшее его увеличение не приводит к значительному улучшению качества кластеризации.

Определяют ключевые показатели для каждого объекта разработки в группе однотипных такие, как коэффициент использования запасов, коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти, кратность промывки, текущая обводненность, накопленная обводненность, текущая компенсация отборов закачкой, накопленная компенсация отборов закачкой, относительное изменение пластового давления, относительная эффективность промывки, текущее отношение добычи нефти к закачке, плотность сетки скважин.

Затем при карбонатном коллекторе принимают степень значимости ключевого показателя α_i, где α_{коэффициент использования запасов} равен 7, α _{коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти} - 9, α _{кратность промывки} - 11, α _{текущая обводненность} - 5, α _{накопленная обводненность} - 8, α _{текущая компенсация отборов закачкой} - 3, α _{накопленная компенсация отборов закачкой} - 4, α _{относительное изменение пластового давления} - 1, α _{относительная эффективность промывки} - 6, α _{текущее отношение добычи нефти к закачке} - 10, α _{плотность сетки скважин} – 2.

При терригенном коллекторе принимают степень значимости ключевого показателя α_i, где α_{коэффициент использования запасов} равен 7, α _{коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти} - 8, α _{кратность промывки} - 9, α _{текущая обводненность} - 6, α _{накопленная обводненность} - 11, α _{текущая компенсация отборов закачкой} - 2, α _{накопленная компенсация отборов закачкой} - 5, α _{относительное изменение пластового давления} - 1, α _{относительная эффективность промывки} - 3, α _{текущее отношение добычи нефти к закачке} - 4, α _{плотность сетки скважин} – 10.

При этом распределение степени значимости ключевого показателя α_i присваивалось из принципа: для наиболее значимого ключевого показателя - 1, для наименее значимого - 11. Распределение степени значимости ключевого показателя α_i учитывает особенности геологического строения типа коллектора и позволяет получить наиболее оптимальные параметры для системы заводнения объекта разработки и добиться максимального отклика среды коллектора на заводнение.

Далее для каждого ключевого показателя определяют весовые коэффициенты Ai по формуле:

, где

α_i – степень значимости i-го ключевого показателя при оценке эффективности заводнения.

Затем нормируют ключевые показатели, определяя в однотипной группе для каждого ключевого показателя минимальное и максимальное значения для всех объектов разработки, разделяя значения ключевых показателей на пять диапазонов, используя статистические интервальные оценки, к первому диапазону относят значения ключевых показателей Р0-Р20, ко второму - Р20-Р40, к третьему - Р40-Р60, к четвертому - Р60-Р80, к пятому - Р80-Р100, присваивая i-ому ключевому показателю по j-ому объекту разработки в соответствии с установленным диапазоном балл Вij от 1 до 5, где 5 - наилучшее значение для объекта разработки, обеспечивающее максимальную добычу нефти в однотипной группе, а 1 - наихудшее значение для объекта разработки, обеспечивающее минимальную добычу нефти в однотипной группе.

Далее определяют рейтинговую оценку технологической эффективности объектов разработки РО_j по формуле:

, где

Aij - весовой коэффициент для i-го ключевого показателя j-го объекта разработки,

Вij – балл i-го ключевого показателя j-го объекта разработки.

Рейтинговая оценка технологической эффективности объектов разработки РО_j показывает эффективность текущей системы разработки на объекте и потенциально достижимые параметры разработки для группы однотипных объектов разработки, способствует достижению технического результата с минимальными погрешностями, обеспечивает назначение оптимальных ГТМ для увеличения добычи углеводородов и обеспечения наиболее полной выработки запасов.

Ранжируют объекты разработки в группе однотипных по величине .

Выделяют в группе однотипных объекты разработки с наибольшим рангом по результатам ранжирования, на оставшихся объектах разработки проводят ГТМ, осуществляемые на объектах разработки с наибольшим рангом. Осуществляют эксплуатацию объектов разработки.

Повторяют операции, начиная с формирования на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным, не реже одного раза в год с целью мониторинга изменений системы заводнения объекта разработки, что обеспечивает прямой контроль и оперативное управление во времени параметрами системы ППД.

Примеры осуществления способа

Сформировали на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным, выбрали из базы данных шесть объектов разработки. Результаты приведены в табл. 1.

Выгрузили из базы данных параметры для объектов разработки такие, как: объемы годовой и накопленной добычи нефти и жидкости, объемы закачки воды, количество пробуренных, действующих добывающих и нагнетательных скважин, начальные геологические, начальные извлекаемые, вовлеченные запасы нефти, тип коллектора (результаты приведены в табл. 1), горизонт, площадь нефтеносности, расчлененность, гидропроводность, наличие водонефтяных зон, текущий коэффициент извлечения нефти, пластовое давление, геолого-технические мероприятия – ГТМ (результаты приведены в табл. 2).

Далее по параметрам сформировали две группы однотипных объектов разработки посредством алгоритма кластеризации методом k-средних. Результаты приведены в табл. 3.

Определили ключевые показатели для каждого объекта разработки в группе однотипных такие, как коэффициент использования запасов, коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти, кратность промывки, текущая обводненность, накопленная обводненность, текущая компенсация отборов закачкой, накопленная компенсация отборов закачкой, относительное изменение пластового давления, относительная эффективность промывки, текущее отношение добычи нефти к закачке, плотность сетки скважин. Результаты приведены в табл. 3.

Затем при карбонатном коллекторе принимают степень значимости ключевого показателя α_i, где α_{коэффициент использования запасов} равен 7, α _{коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти} - 9, α _{кратность промывки} - 11, α _{текущая обводненность} - 5, α _{накопленная обводненность} - 8, α _{текущая компенсация отборов закачкой} - 3, α _{накопленная компенсация отборов закачкой} - 4, α _{относительное изменение пластового давления} - 1, α _{относительная эффективность промывки} - 6, α _{текущее отношение добычи нефти к закачке} - 10, α _{плотность сетки скважин} – 2. Результаты приведены в табл. 3.

При терригенном коллекторе принимают степень значимости ключевого показателя α_i, где α_{коэффициент использования запасов} равен 7, α _{коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти} - 8, α _{кратность промывки} - 9, α _{текущая обводненность} - 6, α _{накопленная обводненность} - 11, α _{текущая компенсация отборов закачкой} - 2, α _{накопленная компенсация отборов закачкой} - 5, α _{относительное изменение пластового давления} - 1, α _{относительная эффективность промывки} - 3, α _{текущее отношение добычи нефти к закачке} - 4, α _{плотность сетки скважин} – 10. Результаты приведены в табл. 3.

Далее для каждого ключевого показателя определили весовые коэффициенты Ai. Результаты приведены в табл. 4.

Затем нормируют ключевые показатели.

Определили в каждой группе однотипных объектов для каждого ключевого показателя минимальное и максимальное значения. Результаты приведены в табл. 5.

Разделили значения ключевых показателей на пять диапазонов, используя статистические интервальные оценки, к первому диапазону отнесли значения ключевых показателей Р0-Р20, ко второму - Р20-Р40, к третьему - Р40-Р60, к четвертому - Р60-Р80, к пятому - Р80-Р100.

Присвоили i-ому ключевому показателю по j-ому объекту разработки в соответствии с установленным диапазоном балл Вij. Результаты приведены в табл. 6.

Далее определили рейтинговую оценку технологической эффективности объектов разработки РО_j. Результаты приведены в табл. 7.

Ранжировали объекты разработки в группе однотипных по величине .

Выделили в первой группе однотипных объектов разработки с наибольшим рангом по результатам ранжирования – объект 1, а оставшимся объектам разработки провели ГТМ, осуществляемые на объектах разработки с наибольшим рангом: гидравлический разрыв пласта (ГРП) с гидропескоструйной перфорацией (ГПП), динамическая матричная кислотная обработка, селективную очистку призабойной зоны (ОПЗ). Осуществили эксплуатацию объектов разработки.

Далее произвели исследования по определению дебита нефти. Результаты исследований показали, что на объекте 3 дебит нефти составил 4,6 т/сут, прирост дебита нефти 0,8 т/сут. На объекте 2 дебит нефти составил 4,5 т/сут, прирост дебита нефти 0,7 т/сут. Результаты представлены в табл.8.

Повторили операции, начиная с формирования на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным один раз в год, с целью мониторинга изменений системы заводнения объекта разработки.

Выделили во второй группе однотипных объектов разработки с наибольшим рангом по результатам ранжирования – объект 6, а оставшимся объектам разработки провели ГТМ, осуществляемые на объектах разработки с наибольшим рангом: ввод очагов заводнения, герметизация эксплуатационной колонны, применение гидрофобной эмульсии, ГРП при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Осуществили эксплуатацию объектов разработки.

Далее произвели исследования по определению дебита нефти скважин после проведения на них ГТМ. Результаты исследований показали, что на объекте 5 дебит нефти составил 4,2 т/сут, прирост дебита нефти 1,2 т/сут. На объекте 4 дебит нефти составил 3,9 т/сут, прирост дебита нефти 1,1 т/сут.

Результаты представлены в табл. 8.

Повторили операции, начиная с формирования на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным один раз в год, с целью мониторинга изменений системы заводнения объекта разработки.

Таким образом, предлагаемый способ повышает эффективность контроля и управления разработкой нефтяного месторождения за счет получения наиболее оптимальных ключевых параметров для системы заводнения объекта разработки месторождений, проведения оптимальных, действенных геолого-технических мероприятий для увеличения добычи углеводородов и обеспечения наиболее полной выработки запасов на объекте разработки, а также осуществления прямого контроля и оперативного управления во времени параметрами системы ППД.

Таблица 1. Годовые и накопленные показатели добычи нефти, жидкости и закачки воды, количество пробуренных, действующих добывающих и нагнетательных скважин, начальные геологические и извлекаемые, вовлеченные запасы нефти, тип коллектора выделенных объектов разработки

№ п/п Объект разработки Годовые показатели Накопленные показатели Кол-во пробуренных скважин, шт. Кол-во действующих скважин, шт Запасы нефти, тыс. т Тип коллектора Добыча нефти, тыс. т Добыча жидкости, тыс. т Закачка воды, тыс. м³ Добыча нефти, тыс. т Добыча жидкости, тыс. т Закачка воды, тыс. м³ Добывающие Нагнетательные Всего Начальные геологические Начальные извлекаемые Вовлеченные 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 1 Объект 1 29.3 33.3 0 205 243 0 136 36 0 36 6389 1599 473 Карбонатный 2 Объект 2 94.8 151.4 114.6 1490 2393 1906 699 178 27 205 49227 11421 2672 Карбонатный 3 Объект 3 11.8 20.6 64 462 869 1788 271 31 5 36 54310 13579 915 Карбонатный 4 Объект 4 154.1 1629.5 1608.7 13044 62792 47931 140 69 27 96 23799 14751 15366 Терригенный 5 Объект 5 34.7 176.9 532.5 138 85 35268 50004 366 50 17 67 39469 16198 15982 Терригенный 6 Объект 6 193.0 907.9 940.8 64628 199349 225421 990 280 137 417 159035 75542 75802 Терригенный

Таблица 2. Горизонт, площадь нефтеносности, расчлененность, гидропроводность, наличие водонефтяных зон, текущий коэффициент извлечения нефти, пластовое давление, ГТМ выделенных объектов разработки

№ п/п Объект разработки Горизонт Площадь нефтеносности, м² Расчлененность, доли ед. Гидропроводность, мкм²⋅м/мПа⋅с Водонефтяные зоны, доля Текущий коэффициент извлечения нефти, доли ед. Пластовое давление, МПа ГТМ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 Объект 1 450 864.7 4.75 22.53 0.38 0.032 3.58 ОРЗ, ГРП с ГПП, ГКРП*, динамическая матричная кислотная обработка, матричная ОПЗ*, селективная ОПЗ 2 Объект 2 450 4941.5 5.45 7.14 0.66 0.030 5.65 Волновая обработка, нестационарное заводнение, ОПЗ солянокислотная, технология гелеобразующих составов, закачка полимера, повторный ГРП 3 Объект 3 450 9110.6 4.40 14.01 0.34 0.009 7.35 Волновая обработка, ГКРП, нестационарное заводнение, ОПЗ солянокислотная, технология с применением чередующейся закачки 4 Объект 4 528 2634.3 2.81 364.34 0.85 0.548 16.70 Водоизоляционные работы в ННС*, ГКРП, нестационарное заводнение, ОПЗ глинокислотная, перевод с УШСН* на УЭЦН*, микробиологические МУН* 5 Объект 5 528, 529 10324.6 1.82 702.56 0.80 0.352 14.45 ГРП, ГРП некондиционных коллекторов, нестационарное заводнение 6 Объект 6 529 14749.9 2.08 653.47 0.78 0.406 15.61 Ввод очагов заводнения, внедрение УШСН, герметизация эксплуатационной колонны, ГРП, гидрофобная эмульсия, ГРП некондиционных коллекторов, ГРП при ОРЭ, ОРЗ, нестационарное заводнение, ОПЗ глинокислотная

Примечание*: ОРЗ - одновременно-раздельная закачка; ГРП - гидравлический разрыв пласта; ГПП - гидропескоструйная перфорация; ГКРП - гидрокислотный разрыв пласта; ОПЗ - очистка призабойной зоны; ННС – наклонно-направленная скважина; УШСН – установка штангового скважинного насоса; УЭЦН – установка электроприводного центробежного насоса; МУН – метод увеличения нефтеотдачи; ОРЭ - одновременно-раздельная эксплуатация

Таблица 3. Ключевые показатели и степень значимости ключевого показателя α_i для объектов разработки в группе однотипных

Таблица 4. Весовые коэффициенты A_i для ключевого показателя

№ п/п Объекты разработки Коэффициент использования запасов, доли ед. Коэффициент вовлеченных запасов нефти, доли ед. Кратность промывки, доли ед. Текущая обводненность, доли ед. Накопленная обводненность, доли ед. Текущая компенсация отборов закачкой, доли ед. Накопленная компенсация отборов закачкой, доли ед. Относительное изменение пластового давления, доли ед. Относительная эффективность промывки, доли ед. Текущее отношение добычи нефти к закачке, доли ед. Плотность сетки скважин м²/шт. Первая группа однотипных 1 Объект 1 0.083 0.066 0.050 0.099 0.074 0.116 0.107 0.132 0.091 0.058 0.124 2 Объект 2 0.083 0.066 0.050 0.099 0.074 0.116 0.107 0.132 0.091 0.058 0.124 3 Объект 3 0.083 0.066 0.050 0.099 0.074 0.116 0.107 0.132 0.091 0.058 0.124 Вторая группа однотипных 4 Объект 4 0.083 0.074 0.066 0.091 0.050 0.124 0.099 0.132 0.116 0.107 0.058 5 Объект 5 0.083 0.074 0.066 0.091 0.050 0.124 0.099 0.132 0.116 0.107 0.058 6 Объект 6 0.083 0.074 0.066 0.091 0.050 0.124 0.099 0.132 0.116 0.107 0.058

Таблица 5. Максимальное и минимальное значения ключевых показателей в каждой группе однотипных объектов

Значение показателя Коэффициент использования запасов, доли ед. Коэффициент вовлеченных запасов нефти, доли ед. Кратность промывки, доли ед. Текущая обводненность, доли ед. Накопленная обводненность, доли ед. Текущая компенсация отборов закачкой, доли ед. Накопленная компенсация отборов закачкой, доли ед. Относительное изменение пластового давления, доли ед. Относительная эффективность промывки, доли ед. Текущее отношение добычи нефти к закачке, доли ед. Плотность сетки скважин м²/шт. Первая группа однотипных Максимальное 0.23 0.07 0.27 0.43 0.47 3.11 2.06 0.09 1468.64 0.83 33.62 Минимальное 0.03 0.02 0.06 0.12 0.15 0 0 0.05 254.60 0 6.27 Вторая группа однотипных Максимальное 0.93 0.65 4.26 0.91 0.79 3.01 1.42 0.1 36281.8 0.21 28.21 Минимальное 0.89 0.41 2.25 0.79 0.61 0.99 0.76 0.08 5119.6 0.07 14.90

Таблица 6. Балл для ключевого показателя объекта разработки

№ п/п Объекты разработки Коэффициент использования запасов, доли ед. Коэффициент вовлеченных запасов нефти, доли ед. Кратность промывки, доли ед. Текущая обводненность, доли ед. Накопленная обводненность, доли ед. Текущая компенсация отборов закачкой, доли ед. Накопленная компенсация отборов закачкой, доли ед. Относительное изменение пластового давления, доли ед. Относительная эффективность промывки, доли ед. Текущее отношение добычи нефти к закачке, доли ед. Плотность сетки скважин м²/шт. Первая группа однотипных 1 Объект 1 5 5 1 5 1 5 5 1 1 1 5 2 Объект 2 3 3 3 3 3 3 3 3 5 5 3 3 Объект 3 1 1 5 1 5 1 1 5 3 3 1 Вторая группа однотипных 4 Объект 4 1 5 1 1 5 5 5 5 1 3 3 5 Объект 5 3 1 5 3 1 1 1 1 3 1 1 6 Объект 6 5 3 3 5 3 3 3 3 5 5 5

Таблица 7. Рейтинговая оценка технологической эффективности объектов разработки РО_j

№ п/п Объекты разработки Коэффициент использования запасов, доли ед. Коэффициент вовлеченных запасов нефти, доли ед. Кратность промывки, доли ед. Текущая обводненность, доли ед. Накопленная обводненность, доли ед. Текущая компенсация отборов закачкой, доли ед. Накопленная компенсация отборов закачкой, доли ед. Относительное изменение пластового давления, доли ед. Относительная эффективность промывки, доли ед. Текущее отношение добычи нефти к закачке, доли ед. Плотность сетки скважин м²/шт. Итоговая рейтинговая оценка РО_ij Первая группа однотипных 1 Объект 1 0.415 0.33 0.05 0.495 0.07 0.58 0.535 0.13 0.09 0.058 0.62 0.31 2 Объект 2 0.249 0.198 0.15 0.297 0.22 0.35 0.321 0.40 0.46 0.29 0.372 0.30 3 Объект 3 0.083 0.066 0.25 0.099 0.37 0.12 0.107 0.66 0.27 0.174 0.124 0.21 Вторая группа однотипных 4 Объект 4 0.08 0.37 0.07 0.09 0.25 0.62 0.50 0.66 0.12 0.32 0.17 0.30 5 Объект 5 0.25 0.07 0.33 0.27 0.05 0.12 0.10 0.13 0.35 0.11 0.06 0.17 6 Объект 6 0.42 0.22 0.20 0.46 0.15 0.37 0.30 0.40 0.6 0.54 0.29 0.36

Таблица 8. Проведенные ГТМ и их эффект

№ п/п Объект разработки ГТМ Дебит до проведения способа, т/сут Дебит после проведения способа, т/сут Прирост дебита, т/сут 1 Объект 2 ГРП с ГПП, динамическая матричная кислотная обработка, селективная ОПЗ 3.7 4.5 0.7 2 Объект 3 ГРП с ГПП, динамическая матричная кислотная обработка, селективная ОПЗ 3.8 4.6 0.8 3 Объект 4 Ввод очагов заводнения, герметизация эксплуатационной колонны, применение гидрофобной эмульсии, ГРП при ОРЭ. 2.8 3.9 1.1 4 Объект 5 Ввод очагов заводнения, герметизация эксплуатационной колонны, применение гидрофобной эмульсии, ГРП при ОРЭ. 3.0 4.2 1.2

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений с системой поддержания пластового давления (ППД). Предложен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений, который включает формирование на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным, выборку из базы данных по меньшей мере двух объектов разработки, выгрузку из базы данных параметров для объектов разработки. Объединяют объекты разработки в группы однотипных посредством алгоритма кластеризации и определяют ключевые показатели для каждого объекта разработки в группе однотипных. Для каждого ключевого показателя определяют весовые коэффициенты и нормируют ключевые показатели, определяя в однотипной группе для каждого ключевого показателя минимальное и максимальное значения для всех объектов разработки, разделяя значения ключевых показателей на пять диапазонов, используя статистические интервальные оценки. Далее определяют рейтинговую оценку технологической эффективности объектов разработки РО_j и ранжируют объекты разработки в группе однотипных по величине РО_j. По результатам ранжирования выделяют в группе однотипных объекты разработки с наибольшим рангом, а оставшимся объектам разработки проводят геолого-технические мероприятия (ГТМ), осуществляемые на объектах разработки с наибольшим рангом. Осуществляют эксплуатацию объектов разработки, повторяют операции, начиная с формирования на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным, не реже одного раза в год. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения. 8 табл.

Способ контроля за разработкой нефтяных месторождений, включающий формирование на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным, выборку из базы данных по меньшей мере двух объектов разработки, выгрузку из базы данных параметров для объектов разработки, добычу нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что осуществляют выгрузку из базы данных годовых и накопленных показателей добычи нефти, жидкости и закачки воды, количество пробуренных, действующих добывающих и нагнетательных скважин, начальные геологические и извлекаемые, вовлеченные запасы нефти, тип коллектора, горизонт, площадь нефтеносности, расчлененность, гидропроводность, наличие водонефтяных зон, текущий коэффициент извлечения нефти, пластовое давление, геолого-технические мероприятия – ГТМ, далее объединяют объекты разработки в группы однотипных посредством алгоритма кластеризации методом k-средних, определяют ключевые показатели для каждого объекта разработки в группе однотипных такие, как коэффициент использования запасов, коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти, кратность промывки, текущая обводненность, накопленная обводненность, текущая компенсация отборов закачкой, накопленная компенсация отборов закачкой, относительное изменение пластового давления, относительная эффективность промывки, текущее отношение добычи нефти к закачке, плотность сетки скважин, затем при карбонатном коллекторе принимают степень значимости ключевого показателя α_i, где α_{коэффициент использования запасов} равен 7, α _{коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти} - 9, α _{кратность промывки} - 11, α _{текущая обводненность} - 5, α _{накопленная обводненность} - 8, α _{текущая компенсация отборов закачкой} - 3, α _{накопленная компенсация отборов закачкой} - 4, α _{относительное изменение пластового давления} - 1, α _{относительная эффективность промывки} - 6, α _{текущее отношение добычи нефти к закачке} - 10, α _{плотность сетки скважин} - 2, а при терригенном коллекторе принимают степень значимости ключевого показателя α_i, где α_{коэффициент использования запасов} равен 7, α _{коэффициент вовлеченных в разработку запасов нефти} - 8, α _{кратность промывки} - 9, α _{текущая обводненность} - 6, α _{накопленная обводненность} - 11, α _{текущая компенсация отборов закачкой} - 2, α _{накопленная компенсация отборов закачкой} - 5, α _{относительное изменение пластового давления} - 1, α _{относительная эффективность промывки} - 3, α _{текущее отношение добычи нефти к закачке} - 4, α _{плотность сетки скважин} - 10,

далее для каждого ключевого показателя определяют весовые коэффициенты Ai по формуле:

, где α_i – степень значимости i-го ключевого показателя при оценке эффективности заводнения,

затем нормируют ключевые показатели, определяя в однотипной группе для каждого ключевого показателя минимальное и максимальное значения для всех объектов разработки, разделяя значения ключевых показателей на пять диапазонов, используя статистические интервальные оценки, к первому диапазону относят значения ключевых показателей Р0-Р20, ко второму - Р20-Р40, к третьему - Р40-Р60, к четвертому - Р60-Р80, к пятому - Р80-Р100, присваивая i-ому ключевому показателю по j-ому объекту разработки в соответствии с установленным диапазоном балл Вij от 1 до 5, где 5 - наилучшее значение для объекта разработки, обеспечивающее максимальную добычу нефти в однотипной группе, а 1 - наихудшее значение для объекта разработки, обеспечивающее минимальную добычу нефти в однотипной группе, далее определяют рейтинговую оценку технологической эффективности объектов разработки РО_j по формуле:

, где

Aij - весовой коэффициент для i-го ключевого показателя j-го объекта разработки,

Вij – балл i-го ключевого показателя j-го объекта разработки,

ранжируют объекты разработки в группе однотипных по величине ,

по результатам ранжирования выделяют в группе однотипных объекты разработки с наибольшим рангом, а оставшимся объектам разработки проводят ГТМ, осуществляемые на объектах разработки с наибольшим рангом, осуществляют эксплуатацию объектов разработки, повторяют операции, начиная с формирования на сервере базы данных с геолого-технологическими показателями объектов разработки по историческим данным, не реже одного раза в год.