RU2328592C2

RU2328592C2 - Способ регулирования разработки нефтяной залежи

Info

Publication number: RU2328592C2
Application number: RU2006130616/03A
Authority: RU
Inventors: Анатолий Николаевич Герасимов (RU); Анатолий Николаевич Герасимов; сов Андрей Александрович Потр (RU); Андрей Александрович Потрясов; Василий Анатольевич Герасимов (RU); Василий Анатольевич Герасимов
Priority date: 2006-08-24
Filing date: 2006-08-24
Publication date: 2008-07-10
Also published as: RU2006130616A

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для определения оптимальных дебитов добывающих и нагнетательных скважин участка, залежи или месторождения в целом. Обеспечивает повышение эффективности выработки запасов за счет увеличения добычи нефти при минимизации затрат. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин. Согласно изобретению с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом. При достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют. Затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости. Распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин. По каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения. Рассчитывают во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи, и может быть использовано для определения оптимальных дебитов добывающих и нагнетательных скважин отдельного участка взаимовлияния скважин, объекта разработки и месторождения в целом. Предназначено для повышения эффективности выработки запасов.

Известны способы разработки нефтяной залежи, в которых интенсификацию добычи нефти или повышение нефтеотдачи пласта выполняют за счет регулирования и изменения забойного давления, приводящего к изменению дебитов добывающих и нагнетательных скважин [Гиматудинов Ш.К. Проектирование разработки: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983, с 446, Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. с.109-110, пат. РФ 2091569, МКИ Е21В 43/20, опубл. БИ 1997 № 27, пат. РФ 2044870, МКИ Е21В 43/20, опубл. БИ 1995 № 27, пат. РФ 2108450, МКИ Е21В 43/20, опубл. БИ - 1998. № 10, пат. РФ 2116436, МКИ Е21В 43/18, 43/20, опубл. БИ - 27.07.1998, пат. РФ 21168448, МКИ Е21В 43/20, опубл. БИ 1998. № 24] и др. Недостатком этих способов является то, что оптимизация технологических режимов работы добывающих и нагнетательных скважин проводится индивидуально для каждой скважины без учета их взаимовлияния. При этом суперпозиция эффектов отдельно оптимизированных скважин может не привести к положительному эффекту в целом по залежи или ее участку. Например, вывод одной из скважин на оптимальный режим может ухудшить показатели работы соседних реагирующих скважин и уменьшить суммарный дебит нефти по объекту.

Наиболее близким к предлагаемому является способ регулирования разработки нефтяной залежи [пат. РФ 2144133, МКИ Е21В 43/16, опубл. БИ 2000. - № 1]. Способ включает отбор нефти из добывающих скважин и закачку воды в нагнетательные скважины, определение по всем добывающим скважинам коэффициента продуктивности, обводненности и забойного давления и по всем нагнетательным скважинам величины коэффициента приемистости и забойного давления, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, причем все добывающие и нагнетательные скважины с учетом их местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности, коэффициентов приемистости разделяют на самостоятельно работающие ячейки и по выделенным ячейкам совместно работающих и добывающих, и нагнетательных скважин осуществляют увеличение добычи нефти.

Достоинством такого способа является учет взаимодействия скважин в ячейке.

К недостаткам способа относится то, что разделение залежи на самостоятельно работающие ячейки в пределах одного геологического тела не является эффективным из-за наличия гидродинамической связи между ними. Выделение ячеек с учетом местоположения, коэффициентов продуктивности, обводненности, коэффициентов приемистости скважин содержит большую степень приближения. Интерференция скважин, расположенных в соседних ячейках, не учитывается. Все эти факторы приводят к тому, что рассматриваемый способ регулирования разработки нефтяной залежи является недостаточно эффективным.

Технической задачей данного предложения является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности регулирования разработки нефтяной залежи при обоснованном выборе и поддержании оптимальных дебитов добывающих и нагнетательных скважин с учетом интерференции скважин и неоднородности пласта на базе использования постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения.

Поставленная задача достигается описываемым способом регулирования разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин.

С использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом, причем при достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют, затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости, а распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин, по каждому шагу прогонки дебита жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения, рассчитывают во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа. Корректировку дебитов по жидкости добывающих скважин осуществляют в контуре участка взаимовлияния скважин одновременно, а в масштабе месторождения - по каждому участку последовательно. Корректировку дебитов по жидкости добывающих скважин за время разработки производят периодически.

В результате использования выбранного оптимального режима технологического воздействия на залежь, рассчитанного с использованием геолого-технологической модели месторождения по описанной схеме прогонки дебитов жидкости добывающих скважин, повышается эффективность регулирования разработки нефтяной залежи, что приводит к увеличению добычи нефти.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Отбирают нефть из добывающих скважин и закачивают воду в нагнетательные скважины. Поддерживают забойное давление у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта. Производят замер технологических параметров работы скважины - дебита, обводненности, забойного давления. Для каждой из скважин с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, с начального минимального дебита с фиксированным шагом прироста по дебиту жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом. При достижении на забое данной добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют. На каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости, а распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин при условии обеспечения давления на забое, не превышающего давление гидроразрыва пласта. По каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин (УBi) каждого объекта разработки (OPj) данного месторождения (МР), рассчитывают во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин, то есть до достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти (КИН). Кроме того, для каждого УBi, OPj и месторождения (МР) в целом на каждом шаге прогонки определяют во времени следующие технико-экономические показатели:

1. Добыча нефти текущая, тыс.т	Q_н;
2. Добыча нефти накопленная, тыс.т	Q_нΣ;
3. Темп отбора начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %
4. Темп отбора текущих извлекаемых запасов (ТИЗ), %
5. Степень выработанности (отбора) НИЗ,%
6. Текущий КИН,%
7. Добыча жидкости текущая, тыс.т.	Q_ж;
8. Добыча жидкости накопленная, тыс.т.	Q_жΣ;
9. Обводненность продукции, В, %
10. Водонефтяной фактор, ВНР
11. Количество прокачанных поровых объемов
12. Закачка воды, тыс.м³	Q₃;
13. Закачка воды накопленная, тыс.м³	Q_3Σ;
14. Эксплутационные затраты, тыс.руб.	3 т;
15. Выручка от реализации, тыс.руб.	B_t;
16. Чистый доход, тыс.руб.	ЧД;
17. Чистый дисконтированный доход, тыс.руб.	ЧДД;
18. Себестоимость добычи 1 т нефти, руб./т	Сс;
19. Рентабельность, руб./руб.	Pt.

Полученный массив расчетных данных анализируют в следующей последовательности.

1. Дано месторождение на поздней стадии (III-IV) разработки, в котором выделены несколько, например три, самостоятельных объектов разработки (ОР), расположенных на разных глубинах залегания и разбуренных каждый своей сеткой скважин.

В целом по месторождению имеем начальные балансовые запасы (Q_НБЗ), начальные извлекаемые запасы (Q_НИЗ), конечный коэффициент извлечения нефти (КИН), суммарную накопленную добычу нефти (Q_HΣ) и текущие извлекаемые запасы (Q_ТИЗ). Распределение балансовых и текущих извлекаемых запасов по каждому объекту разработки на дату анализа имеем из постоянно действующей геолого-технологической модели месторождения, настроенной на историю разработки поскважинно по текущим и накопленным показателям. Имеются фактические темпы отбора жидкости и нефти, а также закачки воды в системе ППД по скважинам, участкам влияния и объектам разработки. Имеется фактически сложившийся уровень степени и темпов выработки запасов по участкам взаимовлияния скважин и объектам разработки, экономические показатели фактические на дату анализа в среднем по месторождению. Распределение экономических показателей по УBi и OPj (эксплутационные затраты, себестоимость добычи 1 т нефти и т.д.) определяют по отдельной методике.

2. Границы участков взаимовлияния скважины (УBi) определяют на основе фильтрационной модели. На первом этапе строят поле скоростей фильтрации:

V=-С grad P,

где С - коэффициент фильтрации,

Р - давление в точке.

Затем определяется наличие притока (оттока) жидкости из некоторой области коллектора. Граница зоны взаимовлияние скважин определяется условием:

где V_k - нормальная составляющая скорости фильтрации в к-той точке искомого контура. В реальной расчетной схеме вместо точного равенства нулю используется кондиционное значение

, определяющее существенные перетоки. Соблюдение данного условия позволяет считать УBi самостоятельной гидродинамически изолированной системой. Исследование динамики контуров УBi во времени представляет собой отдельную задачу, но сумма показателей каждого УBi дает показатели объекта разработки (OPj), сумма показателей по OPj дает текущие показатели разработки месторождения в целом (на дату анализа).

3. Для каждой скважины по каждому шагу прогонки дебита жидкости строят зависимость дебита скважины по нефти во времени, затем по объекту разработки в целом по каждому шагу прогонки дебита жидкости строят зависимости годовой и накопленной добычи нефти во времени. Временной интервал анализа задают достаточно большим, например 50 лет с шагом в 1 год.

4. С учетом фактических затрат предыдущего периода для объекта разработки по каждому шагу прогонки дебита жидкости строят зависимости чистого дисконтированного дохода и суммарного чистого дисконтированного дохода во времени, определяют время экономически оправданного срока разработки (при условии ЧДД_i≥0) t_Ропт.

5. Для объекта разработки строят зависимости интегральных показателей: суммарная добыча нефти, конечный коэффициент извлечения нефти, суммарный чистый дисконтированный доход за время экономически целесообразного периода (t_Po, t_Ропт) доразработки от шага прогонки дебита жидкости.

За оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин принимают распределение того шага прогонки, при котором суммарный чистый дисконтированный доход является максимальным (см. чертеж).

Практически корректировка дебитов добывающих и нагнетательных скважин всего фонда (по объекту разработки в целом) в короткий период времени затруднительна, так как требует значительного количества бригад подземного ремонта. Поэтому корректировка дебитов выполняется по участку взаимовлияния скважин одновременно, а в масштабах всего месторождения - по каждому участку последовательно.

По мере выработки запасов возможно изменение внешней экономической ситуации (коньюктура цен на нефть на внутреннем и внешнем рынке) и технико-экономических показателей предприятия (эксплуатационные затраты на добычу и производство геолого-технологических мероприятий, выручка от реализации, себестоимость 1 т добычи нефти и т.д.), что приводит к отклонению фактических технико-экономических показателей разработки месторождения от расчетных. Вследствие этого возможно изменение времени экономически целесообразного периода доразработки месторождения и смещение максимума суммарного чистого дисконтированного дохода по шагу прогонки. Поэтому целесообразно корректировку дебетов по жидкости добывающих скважин за время разработки производить периодически.

Claims

1. Способ регулирования разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти из добывающих скважин, закачку воды в нагнетательные скважины, поддержание забойного давления у добывающих скважин выше давления насыщения нефти газом, а у нагнетательных скважин - ниже давления гидроразрыва пласта, замер технологических режимов работы скважин, отличающийся тем, что с использованием геолого-технологической модели месторождения выполняют прогонку дебитов отбора жидкости, одинаковых по всем добывающим скважинам, от некоторого минимального дебита с фиксированным шагом прироста дебита по жидкости до достижения давления на забое добывающих скважин, равного давлению насыщения нефти газом, причем при достижении на забое какой-либо добывающей скважины давления насыщения нефти газом ее дебит по жидкости фиксируют и при дальнейшей прогонке не меняют, затем на каждом шаге прогонки объем нагнетания воды для поддержания пластового давления в целом по объекту разработки принимают равным объему добываемой жидкости, а распределение по нагнетательным скважинам выполняют пропорционально приемистости скважин, по каждому шагу прогонки дебита по жидкости добывающих скважин определяют контуры участков взаимовлияния скважин каждого объекта разработки данного месторождения, рассчитывают во времени дебит каждой скважины по нефти до достижения 100% обводнения скважин - достижения максимально возможного коэффициента извлечения нефти, чем реализуют оптимальное распределение дебитов добывающих и нагнетательных скважин на дату анализа.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что корректировку дебитов по жидкости добывающих скважин осуществляют в контуре участка взаимовлияния скважин одновременно, а в масштабе месторождения - по каждому участку последовательно.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что корректировку дебитов по жидкости добывающих скважин за время разработки производят периодически.