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 PDF

Info

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
Application number
RU2020104632A
Other languages
English (en)
Inventor
Дмитрий Павлович Патраков
Юлия Александровна Плиткина
Эдуард Олегович Кондратов
Дмитрий Владиславович Никифоров
Михаил Александрович Гладких
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ")
Priority to RU2020104632A priority Critical patent/RU2740510C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2740510C1 publication Critical patent/RU2740510C1/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20Displacing 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.
Figure 00000001
где
Figure 00000002
- 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;
Figure 00000003
где
Figure 00000004
- 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:
Figure 00000005
Затем выполняется оценка реакции работы нагнетательных скважин на ввод добывающих с помощью первой производной по времени от отношения i:
Figure 00000006
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):
Figure 00000007
- нормированный дебит нефти на 26-ой временной шаг в сценарии Б по
формуле (2):
Figure 00000008
- отношение нормированных дебитов нефти на 26-ой временной шаг по
формуле (3):
Figure 00000009
- 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.
Figure 00000010
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)

  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.
RU2020104632A 2020-01-31 2020-01-31 Способ определения оптимального периода отработки на нефть нагнетательных скважин для низкопроницаемых коллекторов RU2740510C1 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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