RU2301326C1 - Способ регулирования разработки нефтяного месторождения - Google Patents
Способ регулирования разработки нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2301326C1 RU2301326C1 RU2005137029/03A RU2005137029A RU2301326C1 RU 2301326 C1 RU2301326 C1 RU 2301326C1 RU 2005137029/03 A RU2005137029/03 A RU 2005137029/03A RU 2005137029 A RU2005137029 A RU 2005137029A RU 2301326 C1 RU2301326 C1 RU 2301326C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- field
- production
- development
- Prior art date
Links
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано при разработке сложно построенных месторождений. Обеспечивает повышение эффективности разработки месторождения за счет более полного извлечения нефти. Сущность изобретения: для регулирования разработки месторождения после отбора 6-15% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения определяют расхождение фактических дебитов нефти по каждой добывающей скважине с проектными, характеризуемое коэффициентом расхождения. Затем выделяют скважины, для которых Bi≥20%, определяют суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин и сравнивают его с проектным дебитом нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени. Если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет, по меньшей мере, 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, уточняют проект разработки месторождения и устанавливают новые проектные показатели по каждой скважине, в соответствии с которыми регулируют отбор нефти и жидкости из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет менее 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, уточнение проекта осуществляют на поздней стадии разработки месторождения после отбора, по меньшей мере, 80% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения. 1 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений, и может быть использовано, в том числе, при разработке сложно построенных месторождений.
Особенности вытеснения нефти из пластов-коллекторов месторождения углеводородного сырья определяются неоднородным строением пластов месторождения и реализуемой системой его разработки. Имеющаяся на момент обоснования системы разработки геологическая модель месторождения недостаточно точна для проектирования идеальной системы разработки, прежде всего из-за недостатка геолого-промысловых и геолого-физических данных, в частности данных о фильтрационной неоднородности пластов-коллекторов. Поэтому при проектировании разработки месторождения закладываются недостатки, которые проявляются только при последующей эксплуатации (разработке) месторождения. Кроме того, при адаптации геологической модели для построения гидродинамической модели происходит упрощение строения тела месторождения, которое, как показывает анализ последующей эксплуатации объекта, не всегда оправдано. При этом устанавливается норма закачки воды по каждой группе нагнетательных скважин; сумма норм закачки в нагнетательные скважины каждого участка должна составлять участковую норму закачки, а сумма участковых норм - норму закачки по объекту в целом (Правила разработки нефтяных и газовых месторождений. Москва, 1987 г., утверждены коллегией Миннефтепрома СССР №44 от 15.10.1984 г., с.31).
Нормы отбора нефти и газа по объекту разработки (блоку, элементу, участку) составляются на основе утвержденных проектных документов на разработку с учетом их реализации во времени /там же, с.33/.
При отсутствии систематического контроля дебиты нефти по каждой отдельной добывающей скважине начинают сильно отличаться от проектных величин, хотя в целом по месторождению расхождение фактических и проектных данных по отбору нефти, как правило, невелики. Это приводит к неравномерному извлечению нефти из пласта, что, в свою очередь, приводит к снижению конечного коэффициента извлечения нефти.
В настоящее время проблема оптимизации регулирования разработки нефтяных месторождений является весьма актуальной.
Известен способ регулирования разработки нефтяной залежи, согласно которому проводят отбор нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины, определяют по всем добывающим скважинам величины коэффициентов продуктивности и обводненности и забойного давления и по всем нагнетательным скважинам величины коэффициента приемистости и забойного давления, поддерживают забойное давление у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, все добывающие и нагнетательные скважины с учетом их местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности и коэффициентов приемистости разделяют на самостоятельно работающие ячейки и по выделенным ячейкам совместно работающих добывающих и нагнетательных скважин осуществляют увеличение добычи нефти в соответствии с установленными формулами (Патент РФ N 2144133, Е21В 43/16, 2000 г.).
Недостатком указанного способа является регулирование разработки залежи путем проведения анализа в рамках ячейки, т.е. группы скважин, и без учета реального геологического строения пластов-коллекторов, что не позволяет добиться более полного извлечения нефти.
Известен способ разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давления, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости и построения полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощности каждого пропластка, математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, проведение геолого-технических мероприятий, при котором дополнительно исследуют упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористую среду на сжимаемость, собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, информацию о замерах пластового и забойного давлений на скважинах, с учетом всей собранной информации осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации с приемлемой степенью совпадения расчетных и фактических технологических показателей и на основе математического моделирования на разные даты строят поля среднепластового давления, по построенным полям выявляют застойные зоны, зоны повышенного и пониженного пластового давления и проводят регулирование объемов закачки и отборов жидкости. Данный способ позволяет более корректно проводить гидродинамические расчеты для регулирования разработки, так как используются фактически определенные величины пластовых давлений (Патент РФ N 2166619, Е21В 43/16, 2001 г.).
Недостатком способа является использование для анализа и регулирования разработки только полей давлений, по которым выделяются застойные зоны или зоны повышенного или пониженного давлений. При этом отсутствуют критерии целесообразности регулирования разработки месторождения.
Технический результат, полученный от использования предложенного способа, заключается в повышении эффективности разработки месторождения за счет более полного извлечения нефти.
Технический результат достигается за счет того, что в способе регулирования разработки нефтяного месторождения, характеризующемся тем, что проектируют разработку месторождения, проводят бурение добывающих и нагнетательных скважин и в соответствии с проектом осуществляют разработку месторождения путем отбора нефти из добывающих скважин и закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины, после отбора 6-15% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения определяют расхождение фактических дебитов нефти по каждой добывающей скважине с проектными по формуле
где qтек.i - фактический дебит нефти i-й добывающей скважины на текущий момент времени, м3/сут;
qтек.пр.i - проектный дебит нефти i-й добывающей скважины на текущий момент времени, м3/сут;
Вi - коэффициент расхождения фактического и проектного дебитов нефти i-й добывающей скважины на текущий момент времени, %,
затем выделяют скважины, для которых Вi≥20%, определяют суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин и сравнивают его с проектным дебитом нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, при этом, если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет, по меньшей мере, 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени уточняют проект разработки месторождения и устанавливают новые проектные показатели по каждой скважине, в соответствии с которыми регулируют отбор нефти и жидкости из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, а если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет менее 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, уточнение проекта осуществляют на поздней стадии разработки месторождения после отбора, по меньшей мере, 80% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения.
Способ осуществляют следующим образом.
Проектируют разработку месторождения, проводят бурение добывающих и нагнетательных скважин и в соответствии с проектом осуществляют разработку месторождения путем отбора нефти из добывающих скважин и закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины.
После отбора 6-15% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения определяют расхождение фактических дебитов нефти по каждой добывающей скважине с проектными, характеризуемое коэффициентом расхождения Вi, затем выделяют скважины, для которых Вi≥20%, определяют суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин и сравнивают его с проектным дебитом нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, в случае, если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет, по меньшей мере, 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, уточняют проект разработки месторождения и устанавливают новые проектные показатели по каждой скважине, в соответствии с которыми регулируют отбор нефти и жидкости из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, а в случае, если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет менее 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, уточнение проекта осуществляют на поздней стадии разработки месторождения после отбора, по меньшей мере, 80% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения.
Регулирование разработки нефтяного месторождения до момента отбора 6% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения нецелесообразно, поскольку еще отсутствует необходимый и достаточный для этого объем информации, а после отбора 15% не позволяет достичь первоначальных проектных показателей.
Пример.
Месторождение: М-нское.
Количество добывающих скважин: ~50.
Время эксплуатации месторождения: с 1975 по 2030 (55 лет).
Извлекаемые проектные запасы нефти на конец 2030 г. составляют 26,4%.
Регулирование разработки нефтяного месторождения было проведено в конце 1984 года, когда отбор извлекаемых проектных запасов нефти превысил 6%, поскольку на данный момент времени накопилось необходимое и достаточное количество новых геолого-промысловых и геолого-физических данных.
На конец 1984 г. отбор извлекаемых проектных запасов нефти составил 6,7%. Фактический отбор запасов нефти на конец 1984 г. составил 5,6%, что на 1,1% ниже проектного. При этом нефти было добыто на 16,2% меньше проектно заложенного количества.
В качестве объекта исследования была принята единичная добывающая скважина.
В качестве критерия, характеризующего режим эксплуатации единичной добывающей скважины, был принят коэффициент расхождения фактического и проектного дебитов каждой добывающей скважины на текущий момент времени -
где qтек.i - фактический дебит нефти i-й добывающей скважины на текущий момент времени, м3/сут;
qтек.пр.i - проектный дебит нефти i-й добывающей скважины на текущий момент времени м3/сут.
Данные о проектных и фактических дебитах добывающих скважин месторождения на конец 1984 года, а также значения коэффициентов расхождения их фактического и проектного дебитов сведены в Таблицу.
Выделяют скважины, для которых Вi≥20%. Такой коэффициент расхождения гарантированно подтверждает значимость расхождения фактического и проектного дебитов скважины, поскольку выбран с учетом возможной погрешности измерения дебитов, достигающей 15%. Массив выделенных скважин наиболее достоверно отражает отклонение состояния разработки всего месторождения от первоначального проекта.
Суммарный проектный дебит нефти всех добывающих скважин месторождения, как следует из табличных данных, составляет 2397,11 м3/сут.
Определяют суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин и сравнивают его с проектным дебитом нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени.
Суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет 823,97 м3/сут, что составляет 34,37% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения, т.е. превышает суммарный проектный дебит более чем на 20%. Такой показатель свидетельствует о целесообразности регулирования разработки месторождения в исследуемый момент времени его эксплуатации.
С учетом полученных в процессе эксплуатации месторождения уточнен проект разработки месторождения и установлены новые проектные показатели по каждой скважине, в соответствии с которыми были отрегулированы отбор нефти и жидкости из добывающих скважин и закачка вытесняющего агента в нагнетательные скважины. В результате пересчета проекта разработки было проведено моделирование, которое показало, что в результате реализации нового проекта запланированный отбор проектных запасов нефти на конец 2030 г. составит 27,5%, что выше первоначально заложенного в проект на 1,15%. По оптимизированному проекту нефти будет добыто на 4,4% больше, чем было предусмотрено первоначальным проектом.
Затем был промоделирован вариант оптимизации проекта разработки в конце 1992 года. Запланированный отбор проектных запасов нефти на конец 1992 г. составлял 14,7%, а фактический на конец 1992 г. - 12,5%, т.е. был ниже проектного на 2,2%, а нефти добыто на 17,6% меньше проектно заложенного. Было проведено моделирование разработки и составлен третий вариант проекта. Согласно этому варианту проекта запланированный отбор проектных запасов нефти на конец 2030 г. составил 26,6%, что выше первоначального проекта на 0,2%. По третьему оптимизированному проекту нефти будет добыто на 0,7% больше проектно заложенного в первый проект.
На чертеже схематически приведено сравнение извлекаемых запасов нефти с корректировкой и без корректировки проекта.
Если провести оптимизацию проекта на поздних стадиях разработки, т.е. когда будет отобрано более 15% извлекаемых проектных запасов нефти, то при последующей эксплуатации месторождения окажется невозможным достичь показателей, заложенных в первоначальный проект.
Таким образом, оптимизацию проекта необходимо проводить после отбора более 6% извлекаемых проектных запасов нефти на ранних сроках разработки месторождения, когда накоплен необходимый и достаточный для этого объем информации, но не позже отбора 15% извлекаемых проектных запасов нефти.
Если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет менее 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, показатели фактической разработки месторождения с большой вероятностью близки к проектным показателям, и уточнение проекта необходимо осуществлять на поздней стадии разработки месторождения после отбора, по меньшей мере, 80% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения.
Предложенный способ позволяет откорректировать первоначальный проект разработки нефтяного месторождения с учетом полученных в процессе освоения месторождения новых геологопромысловых и геологофизических данных и повысить эффективность разработки месторождения за счет более полного извлечения нефти.
Проектный дебит всех добывающих скважин - 2397,11 м3/сут.
Суммарный фактический дебит выделенных скважин - 823,97 м3/сут.
Claims (1)
- Способ регулирования разработки нефтяного месторождения, характеризующийся тем, что проектируют разработку месторождения, проводят бурение добывающих и нагнетательных скважин и в соответствии с проектом осуществляют разработку месторождения путем отбора нефти из добывающих скважин и закачки вытесняющего агента в нагнетательные скважины, при этом после отбора 6-15% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения определяют расхождение фактических дебитов нефти по каждой добывающей скважине с проектными по формуле
гдеqтек.i - фактический дебит нефти i-й добывающей скважины на текущий момент времени, м3/сут;qтек.пр.i - проектный дебит нефти i-й добывающей скважины на текущий момент времени м3/сут;Bi - коэффициент расхождения фактического и проектного дебитов нефти i-й добывающей скважины на текущий момент времени, %,затем выделяют скважины, для которых Bi≥20%, определяют суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин и сравнивают его с проектным дебитом нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, при этом, если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет, по меньшей мере, 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, уточняют проект разработки месторождения и устанавливают новые проектные показатели по каждой скважине, в соответствии с которыми регулируют отбор нефти и жидкости из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, а если суммарный фактический дебит нефти выделенных скважин составляет менее 20% от проектного дебита нефти всех добывающих скважин месторождения на текущий момент времени, уточнение проекта осуществляют на поздней стадии разработки месторождения после отбора, по меньшей мере, 80% извлекаемых проектных запасов нефти месторождения.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005137029/03A RU2301326C1 (ru) | 2005-11-29 | 2005-11-29 | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005137029/03A RU2301326C1 (ru) | 2005-11-29 | 2005-11-29 | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2301326C1 true RU2301326C1 (ru) | 2007-06-20 |
Family
ID=38314366
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005137029/03A RU2301326C1 (ru) | 2005-11-29 | 2005-11-29 | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2301326C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2463444C1 (ru) * | 2011-06-03 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| CN113554258A (zh) * | 2020-04-24 | 2021-10-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水油田全流程绿色开发效果评价方法 |
| RU2794832C1 (ru) * | 2022-12-09 | 2023-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений |
-
2005
- 2005-11-29 RU RU2005137029/03A patent/RU2301326C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2463444C1 (ru) * | 2011-06-03 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| CN113554258A (zh) * | 2020-04-24 | 2021-10-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水油田全流程绿色开发效果评价方法 |
| RU2794832C1 (ru) * | 2022-12-09 | 2023-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8646525B2 (en) | System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir | |
| CN112392472B (zh) | 确定页岩与邻近油层一体化开发方式的方法及装置 | |
| CN110608024A (zh) | 一种深层页岩气大幅度提高微支撑系统充填效率的体积压裂方法 | |
| Furui et al. | A Comprehensive Model of High-Rate Matrix-Acid Stimulation for Long Horizontal Wells in Carbonate Reservoirs: Part II—Wellbore/Reservoir Coupled-Flow Modeling and Field Application | |
| CN115587674B (zh) | 油藏改建储气库扩容达产过程气井动态产能预测方法 | |
| RU2737043C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта многопластового нефтегазоконденсатного месторождения | |
| RU2331761C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой залежи нефти | |
| RU2297525C2 (ru) | Способ полной выработки продуктивных пластов нефтегазовых месторождений | |
| RU2301326C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения | |
| Muradov et al. | Extension of Dykstra-parsons model of stratified-reservoir waterflood to include advanced well completions | |
| CN113837482B (zh) | 一种断溶体油藏动态预测方法 | |
| ZHOU et al. | Application of multilateral wells with limited sand production to heavy oil reservoirs | |
| Rafiei | Improved oil production and waterflood performance by water allocation management | |
| RU2273728C1 (ru) | Способ доразработки нефтяного месторождения (варианты) | |
| CN111188613B (zh) | 一种致密气藏气井井控半径确定方法及系统 | |
| CN111680814B (zh) | 一种碳酸盐岩缝洞型油藏弹性驱动合理配产优化方法 | |
| RU2535545C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN111364955A (zh) | 注采井间流场演化模拟方法 | |
| RU2167276C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| Parra et al. | CRM-Aquifer-Fractional Flow Model to Characterize Oil Reservoirs with Natural Water Influx | |
| Zhang et al. | Exploration and Practice of Integrated Re-fracturing Technology for Horizontal Wells in Ultra-low Permeability Reservoirs in Huaqing Oilfield | |
| EP3085885B1 (en) | Method, apparatus and computer program for determining production from each completion of a gas lifted dual completion well | |
| RU2498054C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии | |
| CN111914494B (zh) | 一种致密储层水平井压后压裂液返排率预测方法及系统 | |
| CN111322054A (zh) | 一种砂岩油藏在化学驱阶段三三结合挖潜优化开采方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131130 |