RU2740510C1 - Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов - Google Patents
Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2740510C1 RU2740510C1 RU2020104632A RU2020104632A RU2740510C1 RU 2740510 C1 RU2740510 C1 RU 2740510C1 RU 2020104632 A RU2020104632 A RU 2020104632A RU 2020104632 A RU2020104632 A RU 2020104632A RU 2740510 C1 RU2740510 C1 RU 2740510C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- production
- normalized
- oil
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 96
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 96
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 76
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 14
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000003094 perturbing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов. Техническим результатом является повышение эффективности разработки низкопроницаемых пластов. Способ заключается в том, что выбирают элементы заводнения, представляющие пробуренные или проектные нагнетательные и добывающие скважины, для которых планируется перевод нагнетательных скважин под закачку, причем нагнетательные скважины являются реагирующими и по ним отслеживают динамику дебитов, а оставшиеся скважины являются возмущающимися, выполняют прогнозные расчеты для двух сценариев, когда все скважины, реагирующие и возмущающие, запускают в добычу, и когда реагирующие скважины запускают в добычу, a возмущающие скважины оставляют в бездействии, при этом определяют реакцию нагнетательной скважины на ввод добывающей, для чего для каждой нагнетательной скважины рассчитывают нормированный дебит нефти в каждом сценарии на каждый временной шаг прогнозного периода, выполняют оценку реакции работы нагнетательных скважин на ввод добывающих c учетом первой производной по времени от отношения нормированного дебита нефти нагнетательных скважин при действующих добывающих скважинах окружения к нормированному дебиту нагнетательных скважин при неработающих добывающих скважинах окружения, а перевод нагнетательных скважин под закачку осуществляют c учетом оптимального срока отработки нагнетательной скважины на нефть, который соответствует минимальному значению первой производной. 3 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения экономической эффективности разработки низкопроницаемых пластов.
Известен способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором [RU 2379491 С2, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.01.2010], согласно которому, в первую очередь, сооружаются нагнетательные скважины для опережающей закачки воды (в течение 1-3 месяцев) после отработки на нефть (не более 7 суток).
Недостатки такого способа состоят в следующем. Способ применим для определенной системы разработки: однорядная система разработки с горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами. Изменчивость распространения коллекторов влечет за собой чрезмерные геологические риски при опережающем бурении нагнетательных скважин: слабая или отсутствующая гидродинамическая связь между добывающими и нагнетательными скважинами делает опережающую закачку воды неэффективной. Не предполагается учет влияния локальной геологической обстановки каждого отдельно взятого элемента разработки, непосредственно характеризующего эффективность системы поддержания пластового давления (ППД).
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ определения оптимального периода отработки нагнетательных скважин на нефть с помощью многовариантных расчетов на трехмерных гидродинамических моделях с прямым поочередным перебором различных комбинаций периодов отработки нагнетательных скважин на нефть. Одна из последних работ, в которых упоминалось применение такого способа - «Повышение эффективности площадных систем заводнения низкопроницаемых пластов Западной Сибири», автор Шупик Н.В., диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, 2017 год.
Прямой перебор вариантов является низкоэффективным в условиях постоянных оперативных изменений при бурении проектного фонда скважин, однако выступал в качестве эталона для оценки эффективности предлагаемого в данной работе способа.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является минимизация потерь добычи нефти при переводе нагнетательных скважин под закачку при разработке низкопроницаемых коллекторов с системой ППД.
Техническим решением данной проблемы является максимизация ранней добычи нефти в низкопроницаемых продуктивных пластах посредством своевременного перевода нагнетательных скважин под закачку.
Технический результат изобретения заключается в оценке оптимального периода отработки на нефть индивидуально для каждой нагнетательной скважины.
Указанный технический результат достигается за счет оценки изменения интенсивности реакции нагнетательной скважины от ввода скважин окружения. Оценка выполняется для каждой нагнетательной скважины на каждый временной шаг рассматриваемого периода путем расчета первой производной по времени от отношения нормированного дебита нефти нагнетательных скважин при действующих добывающих скважинах окружения к нормированному дебиту нефти нагнетательных скважин при неработающих добывающих скважинах окружения. Оптимальный срок отработки нагнетательной скважины на нефть соответствует минимальному значению описанной выше производной. Достоинствами способа являются:
Не противоречит и сочетается с сопутствующими физическими процессами, которые учитываются при расчетах дебитов, такие как влияние растворенного газа, изменение проницаемости от насыщенности и другие.
Повышение производительности по сравнению с традиционными способами за счет меньшего количества итераций расчетов.
Область применения способа не зависит от выбранной системы разработки с поддержанием пластового давления. Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурами.
На фиг. 1 представлена схема осуществления способа.
На фиг. 2 представлен пример взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин.
На фиг. 3 представлен пример оценки оптимального периода отработки нагнетательной скважины 19.
Суть подхода заключается в определении оптимального периода отработки на нефть индивидуально для каждой нагнетательной скважины. Способ определения предполагает зависимость эффективности закачки конкретной рассматриваемой скважины от интерференции, которая определяется посредством оценки изменения дебита нагнетательной скважины, находящейся в отработке на нефть, от ввода в добычу скважин окружения.
Способ осуществляют следующим образом.
Поэтапно выполняют работы согласно приведенной схеме на фиг. 1.
1. Выбор элементов разработки (заводнения).
Выбирают произвольное количество элементов разработки, для которых планируется перевод нагнетательных скважин под закачку. Пример взаимного расположения нагнетательных и добывающих скважин представлен на фиг. 2: 1-3, 5, 7, 10, 12-13, 16, 18, 20-21, 23, 25 - добывающие скважины, 4, 6, 8-9, 11, 14-15, 17, 19, 22, 24, 26-27 - нагнетательные скважины. Данные элементы заводнения полностью или частично могут состоять как из уже пробуренных, так и проектных скважин.
2. Расчет сценариев.
Выполняют прогнозные расчеты двух сценариев:
А. Все скважины (добывающие и нагнетательные по проектному назначению) запускаются в добычу без перевода нагнетательных скважин под закачку;
Б. Нагнетательные скважины (Фиг. 2: 4, 6, 8-9, 11, 14-15, 17, 19, 22, 24, 26-27) запускаются в добычу без перевода под закачку, добывающие скважины (Фиг. 2: 1-3, 5, 7, 10, 12-13, 16, 18, 20-21, 23, 25) остаются в бездействии.
Срок прогнозного периода выбирается произвольно на усмотрение пользователя. Однако, в случае если период прогноза слишком короткий, пользователь может не достигнуть необходимой разницы в расчетах для дальнейшей оценки.
3. Оценка реакции нагнетательных скважин на ввод добывающих.
Для каждой нагнетательной скважины рассчитывается нормированный дебит нефти в сценариях А и Б на каждый временной шаг прогнозного периода.
где 
- нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А на k-ом временном шаге, д. ед.;
qA k - дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А на k-ом временном шаге, т/сут;
qA 0 - начальный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А, т/сут;
где 
- нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б на k-ом временном шаге, д. ед.;
qБ k - дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б на k-ом временном шаге, т/сут;
qБ 0 - начальный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б, т/сут;
Далее выполняется оценка отношения нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б:
Затем выполняется оценка реакции работы нагнетательных скважин на ввод добывающих с помощью первой производной по времени от отношения i:
4. Оценка оптимального срока отработки нагнетательной скважины.
Определяется оптимальный период отработки нагнетательной скважины, соответствующий минимальному значению i'. На фиг. 3 изображен пример оценки оптимального периода отработки нагнетательной скважины: 1 - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А; 2 - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 3 - отношение нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 4 - первая производная по времени от отношения нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 5 - минимальное значение первой производной по времени от отношения нормированного дебита нефти реагирующей скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти реагирующей скважины в сценарии Б.
Анализ изобретательского уровня показал следующее: из источников патентной документации и научно-технической литературы не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с признаками заявляемого технического решения, обеспечивающими достигаемый технический результат.
Пример реализации предлагаемого способа и оценка эффективности.
Пример анализируемого участка представлен на фиг. 2: 1-3, 5, 7, 10, 12-13, 16, 18, 20-21, 23, 25 - добывающие скважины, 4, 6, 8-9, 11, 14-15, 17, 19, 22, 24, 26-27 -нагнетательные скважины.
На анализируемом участке (фиг. 2) с помощью 3D гидродинамического моделирования выполнены следующие сценарии расчетов:
Сценарий А. Все скважины (добывающие и нагнетательные по назначению) запускаются в добычу в соответствии с планируемой датой ввода без перевода нагнетательных скважин под закачку.
Сценарий Б. Нагнетательные скважины (Фиг. 2: 4, 6, 8-9, 11, 14-15, 17, 19, 22, 24, 26-27) запускаются в добычу в соответствии с планируемой датой ввода без перевода под закачку, добывающие скважины (Фиг. 2: 1-3, 5, 7, 10, 12-13, 16, 18, 20-21, 23, 25) остаются в бездействии.
Прогнозный период расчета составил 20 лет с шагом 1 месяц в обоих сценариях.
В сценариях А и Б для каждой нагнетательной скважины рассчитан нормированный дебит нефти по формулам 1 и 2. Затем для каждой нагнетательной скважины рассчитаны отношение нормированных дебитов нефти i по формуле 3 и первая производная по времени от отношения нормированных дебитов по формуле 4.
Например, для скважины 19:
- начальный дебит нефти в сценарии A qA 0=15.25207, т/сут;
- начальный дебит нефти в сценарии Б qБ 0=15.25207, т/сут;
- дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии А qA 26=7.6 1 023, т/сут;
- дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии Б qБ 26=11.07991, т/сут;
- нормированный дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии А по
формуле (1): 
- нормированный дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии Б по
формуле (2): 
- отношение нормированных дебитов нефти на 26-ой временной шаг по
формуле (3): 
- первая производная по времени от отношения нормированных дебитов на 26-ой временной шаг по формуле (4): i'26=d(i26)/dt=(i26-i25)/(t26-t25)=(0.68685-0.71733)/(26-25)=-0.03048.
В таблице ниже приведены дебиты нефти, нормированные дебиты нефти в сценариях А и Б, отношение нормированных дебитов нефти и первая производная по времени от отношения нормированных дебитов скважины 19 на всех временных шагах расчета.
На фиг. 3 изображен пример оценки оптимального периода отработки нагнетательной скважины 19: 1 - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии А; 2 - нормированный дебит нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 3 - отношение нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 4 - первая производная по времени от отношения нормированного дебита нефти нагнетательной скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти нагнетательной скважины в сценарии Б; 5 - минимальное значение первой производной по времени от отношения нормированного дебита нефти реагирующей скважины в сценарии А к нормированному дебиту нефти реагирующей скважины в сценарии Б. Для нагнетательной скважины 19 минимальное значение первой производной по времени от отношения нормированных дебитов достигается на 26 временном шагу, следовательно, для нагнетательной скважины 19 оптимальный период отработки на нефть составит 26 временных шагов (в данном примере временной шаг - месяц).
Аналогичные вычисления нормированных дебитов нефти, отношения нормированных дебитов нефти и первой производной от отношения нормированных дебитов нефти выполнены для остальных нагнетательных скважин. Для каждой нагнетательной скважины оценен свой оптимальный период отработки (от 2 до 26 мес.). Прирост накопленной добычи нефти за 20 лет с применением предложенного способа относительно сценария с фиксированным сроком отработки нагнетательных скважин на нефть составил 2%.
Claims (1)
- Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов, заключающийся в том, что выбирают элементы заводнения, представляющие пробуренные или проектные нагнетательные и добывающие скважины, для которых планируется перевод нагнетательных скважин под закачку, причем нагнетательные скважины являются реагирующими и по ним отслеживают динамику дебитов, а оставшиеся скважины являются возмущающимися, выполняют прогнозные расчеты для двух сценариев, когда все скважины: реагирующие и возмущающие запускают в добычу, и когда реагирующие скважины запускают в добычу, a возмущающие скважины оставляют в бездействии, при этом определяют реакцию нагнетательной скважины на ввод добывающей, для чего для каждой нагнетательной скважины рассчитывают нормированный дебит нефти в каждом сценарии на каждый временной шаг прогнозного периода, выполняют оценку реакции работы нагнетательных скважин на ввод добывающих c учетом первой производной по времени от отношения нормированного дебита нефти нагнетательных скважин при действующих добывающих скважинах окружения к нормированному дебиту нагнетательных скважин при неработающих добывающих скважинах окружения, а перевод нагнетательных скважин под закачку осуществляют c учетом оптимального срока отработки нагнетательной скважины на нефть, который соответствует минимальному значению первой производной.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020104632A RU2740510C1 (ru) | 2020-01-31 | 2020-01-31 | Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020104632A RU2740510C1 (ru) | 2020-01-31 | 2020-01-31 | Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2740510C1 true RU2740510C1 (ru) | 2021-01-14 |
Family
ID=74183903
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020104632A RU2740510C1 (ru) | 2020-01-31 | 2020-01-31 | Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2740510C1 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614338C1 (ru) * | 2015-12-25 | 2017-03-24 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Способ оперативного управления заводнением пластов |
| RU2672921C1 (ru) * | 2017-11-29 | 2018-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяной залежи |
| EP3033482B1 (en) * | 2013-08-15 | 2018-12-12 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method of determining and optimizing waterflood performance |
| RU2692369C1 (ru) * | 2018-12-26 | 2019-06-24 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Способ выбора системы разработки месторождения |
-
2020
- 2020-01-31 RU RU2020104632A patent/RU2740510C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP3033482B1 (en) * | 2013-08-15 | 2018-12-12 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method of determining and optimizing waterflood performance |
| RU2614338C1 (ru) * | 2015-12-25 | 2017-03-24 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ЗАО "ТИНГ") | Способ оперативного управления заводнением пластов |
| RU2672921C1 (ru) * | 2017-11-29 | 2018-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяной залежи |
| RU2692369C1 (ru) * | 2018-12-26 | 2019-06-24 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Способ выбора системы разработки месторождения |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ШУПИК Н.В., Повышение эффективности площадных систем заводнения низкопроницаемых пластов Западной Сибири", диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, 2017. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO340159B1 (no) | Fremgangsmåter, system og datamaskinlesbare medier for sann tids olje- og gassfeltproduksjonsoptimalisring ved å bruke proksysimulator | |
| Vedachalam et al. | Techno-economic viability studies on methane gas production from gas hydrates reservoir in the Krishna-Godavari basin, east coast of India | |
| RU2715593C1 (ru) | Способ оперативного управления заводнением пластов | |
| US20180320493A1 (en) | Automated upscaling of relative permeability using fractional flow in systems comprising disparate rock types | |
| Khasani et al. | Numerical study of the effects of CO2 gas in geothermal water on the fluid-flow characteristics in production wells | |
| Zhang et al. | Modeling studies for production potential of Chingshui geothermal reservoir | |
| Nitschke et al. | THC simulation of halite scaling in deep geothermal single well production | |
| Ovetska et al. | Conceptual principles of project management for development of hydrate and other unconventional gas fields as a component of energy security of Ukraine | |
| WO2022186182A1 (ja) | 予測装置、予測方法、及び、記録媒体 | |
| RU2740510C1 (ru) | Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов | |
| Yahara et al. | Sustainability of the Hatchobaru geothermal field, Japan | |
| US20110155369A1 (en) | Method for optimizing reservoir production analysis | |
| Taipova et al. | Verifying reserves opportunities with multi-well pressure pulse-code testing | |
| Osmundsen | Choice of Development Concept--Platform or Subsea Solution? | |
| US20120072186A1 (en) | Production monitoring system and method | |
| Schovsbo et al. | Oil production monitoring and optimization from produced water analytics; a case study from the Halfdan chalk oil field, Danish North Sea | |
| Banks et al. | Estimating parasitic loads related to brine production from a hot sedimentary aquifer geothermal project: A case study from the Clarke Lake gas field, British Columbia | |
| Amiri et al. | A prediction of the amount of strontium sulfate scale formation in Siri oilfield at different temperatures and pressures | |
| Amiri et al. | The effect of temperature, pressure, and mixing ratio of the injection water with formation water on strontium sulfate scale formation in the Siri oilfield | |
| EP2619636B1 (en) | Production monitoring system and method | |
| Foss | Real-time production optimization and reservoir management at the IO center | |
| Cao et al. | Dynamic Scaling Prediction Model and Application in Near-Wellbore Formation of Ultradeep Natural Gas Reservoirs | |
| RU2679773C1 (ru) | Способ учета перетоков газа по техногенным флюидопроводящим каналам между двумя газоконденсатными пластами | |
| Miyazaki | Coal seam gas exploration, development and resources in Australia: A national perspective | |
| Xue et al. | The Application of Ensemble Kalman Filter to Inversion of Fracture System in Shale Gas Reservoir |