RU2795644C1 - Method for operational control of waterflooding - Google Patents
Method for operational control of waterflooding Download PDFInfo
- Publication number
- RU2795644C1 RU2795644C1 RU2022114582A RU2022114582A RU2795644C1 RU 2795644 C1 RU2795644 C1 RU 2795644C1 RU 2022114582 A RU2022114582 A RU 2022114582A RU 2022114582 A RU2022114582 A RU 2022114582A RU 2795644 C1 RU2795644 C1 RU 2795644C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- production
- well
- mathematical model
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением рядной системы поддержания пластового давления. Способ позволяет распределять закачку между рядами нагнетательных скважин, в зависимости от режимов работы добывающих скважин в блоках разработки.The invention relates to the oil industry, and in particular to the control of waterflooding of the in-line reservoir pressure maintenance system. The method makes it possible to distribute the injection between rows of injection wells, depending on the operating modes of production wells in development blocks.
Известен способ оценки распределения закачки по блокам месторождения, который описан в статье Д.Г. Абидова и М.Р. Камартдинова «Метод материального баланса, как первичный инструмент оценки показателей разработки участка месторождения при заводнении». Оценка распределения закачки производится для каждой нагнетательной скважины с использованием коэффициента WAF (well allocation factor), зависящего от угла притока к скважине, данный коэффициент не является постоянным и меняется с течением времени [1].There is a known method for estimating the distribution of injection by blocks of the field, which is described in the article by D.G. Abidov and M.R. Kamartdinova "Method of material balance as a primary tool for assessing the indicators of the development of a field site during waterflooding." The injection distribution is estimated for each injection well using the WAF coefficient (well allocation factor), which depends on the angle of inflow to the well, this coefficient is not constant and changes over time [1].
В известном способе распределение закачки между нагнетательными скважинами и добывающими производится только из геометрических соображений, что является существенным недостатком.In the known method, the distribution of injection between injection wells and production wells is carried out only from geometrical considerations, which is a significant drawback.
Известен способ распределения закачки, описанный в работе Антонова М.С. «Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта». Автором сформирован ряд методик для повышения выработки запасов нефти путем регулирования отбора и закачки. Подход позволяет определить недокомпенсированные и перекомпенсированные зоны пласта, и в соответствии с этим перераспределить закачку для увеличения выработки запасов. Оценка распределения закачки в рассматриваемой методике, осуществляется на основе совокупности статистических, геометрических и геолого-фильтрационных параметров. Описанный способ трудно применим для рядных систем заводнения из-за сложности распределения закачки между скважинами второго, третьего и более порядков сетки Воронова [2].There is a known method of distribution of injection, described in the work of Antonov M.S. "Compensatory regulation of waterflooding to improve the efficiency of the energy field of an oil reservoir". The author has developed a number of methods for increasing the production of oil reserves by regulating the selection and injection. The approach makes it possible to determine under-compensated and over-compensated zones of the reservoir, and in accordance with this, redistribute the injection to increase the recovery of reserves. Estimation of the distribution of injection in the method under consideration is carried out on the basis of a combination of statistical, geometric, and geological and filtration parameters. The described method is difficult to apply to in-line waterflooding systems due to the complexity of distributing injection between wells of the second, third and higher orders of the Voronov grid [2].
Известен способ оперативного управления заводнением пластов, описанный в патенте RU 2715593 C1, совокупность признаков которого наиболее близка к совокупности признаков заявляемого изобретения, включающий создание математической модели, основанной на комбинации уравнения материального баланса и закона Дарси, позволяющей определить влияние режима работы нагнетательных скважин на дебит жидкости и нефти добывающих скважин, тем самым эффективно распределять закачку на месторождении, что способствует достижению технического результата [3].A known method of operational control of waterflooding is described in patent RU 2715593 C1, the set of features of which is closest to the set of features of the claimed invention, including the creation of a mathematical model based on a combination of the material balance equation and Darcy's law, which makes it possible to determine the effect of the mode of operation of injection wells on the fluid flow rate and oil production wells, thereby effectively distributing the injection in the field, which contributes to the achievement of the technical result [3].
Недостатками известного способа, принятого за прототип, являются:The disadvantages of the known method, taken as a prototype, are:
- во-первых, способ слабо применим к рядным системам заводнения, так как поиск потенциально влияющих скважин определяется на основе радиуса, принятого как среднее расстояние между скважинами в системе разработки, в связи с чем при адаптации учитываются не все влияющие скважины;- firstly, the method is poorly applicable to in-line waterflooding systems, since the search for potentially influencing wells is determined based on the radius, taken as the average distance between wells in the development system, and therefore not all influencing wells are taken into account when adapting;
- во-вторых, методика не предполагает расчета приемистости скважин-кандидатов для перевода в ППД.- secondly, the methodology does not involve calculating the injectivity of candidate wells for transfer to reservoir pressure.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является эффективная организация системы поддержания пластового давления (ППД).The task to be solved by the claimed technical solution is the effective organization of the reservoir pressure maintenance system (RPM).
Предлагаемый способ призван устранить указанные недостатки, что положительно повлияет на точность оценки распределения закачки на месторождении и позволит расширить границы применимости способа на существенно недокомпенсированные и перекомпенсированные участки.The proposed method is designed to eliminate these shortcomings, which will positively affect the accuracy of the assessment of the injection distribution in the field and will expand the limits of applicability of the method to significantly undercompensated and overcompensated areas.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в обеспечении целенаправленного воздействия на пласт закачкой с целью поддержания пластового давления и увеличения отборов жидкости.When implementing a technical solution, the task is solved by achieving a technical result, which consists in providing a targeted impact on the reservoir by injection in order to maintain reservoir pressure and increase fluid withdrawals.
Способ оперативного управления заводнением включает создание математической модели месторождения с рядной системой заводнения, в которой каждый блок разработки представлен в виде укрупненных добывающих и нагнетательных скважин. В рамках заявляемой модели осуществляют адаптацию расчетных и фактических показателей дебита жидкости укрупненной добывающей скважины, в зависимости от приемистостей влияющих укрупненных нагнетательных скважин. При расчете модели определяют коэффициенты взаимовлияния, которые отражают долю закачки, поступившей от укрупненных нагнетательных к укрупненным добывающим скважинам. Основываясь на полученных коэффициентах, рассчитывают текущую компенсацию для каждого блока разработки за период, на который осуществлялась адаптация математической модели.The method for operational waterflooding management includes the creation of a mathematical model of a field with an in-line waterflooding system, in which each development block is presented in the form of enlarged production and injection wells. Within the framework of the proposed model, the calculated and actual indicators of the flow rate of the liquid of the enlarged production well are adapted, depending on the injectivity of the affecting enlarged injection wells. When calculating the model, the coefficients of mutual influence are determined, which reflect the proportion of injection that came from enlarged injection wells to enlarged production wells. Based on the coefficients obtained, the current compensation is calculated for each development block for the period for which the mathematical model was adapted.
Знание текущей компенсации и актуального пластового давления позволяет эффективно распределять закачку в сформированной системе заводнения, адресно назначать мероприятия, призванные устранить зоны недокомпенсации и перекомпенсации, что обеспечивает эффективную организацию системы поддержания пластового давления и способствует достижению технического результата.Knowing the current compensation and the actual reservoir pressure makes it possible to effectively distribute the injection in the formed waterflooding system, to assign targeted measures designed to eliminate undercompensation and overcompensation zones, which ensures the effective organization of the reservoir pressure maintenance system and contributes to the achievement of the technical result.
Способ иллюстрируется материалы, где:The method is illustrated by materials where:
на фиг. 1 схематически представлен принцип укрупнения добывающих и нагнетательных скважин в блоках разработки и рядах заводнения;in fig. 1 schematically shows the principle of enlargement of production and injection wells in development blocks and waterflood rows;
на фиг. 2 представлена конфигурация скважин гидродинамической модели, данные которой приняты как фактические в рамках примера для тестирования алгоритма;in fig. 2 shows the configuration of the wells of the hydrodynamic model, the data of which are accepted as actual within the framework of the example for testing the algorithm;
на фиг. 3, 4, 5 представлены результаты адаптации расчетного дебита на фактический дебит для укрупненных добывающих скважин P1, P2, P3;in fig. 3, 4, 5 show the results of adapting the calculated flow rate to the actual flow rate for enlarged production wells P1, P2, P3;
на фиг. 6 представлено распределение пластового давления в блоках разработки;in fig. 6 shows the distribution of reservoir pressure in the development blocks;
на фиг. 7 представлен график прироста дебита жидкости при распределении закачки согласно ниже описанному способу;in fig. 7 is a graph of fluid production rate increment during distribution of injection according to the method described below;
на фиг. 8 представлен график прироста дебита нефти при распределении закачки согласно ниже описанному способу.in fig. 8 is a graph of oil production rate increase in the distribution of injection according to the method described below.
Способ характеризуется следующей последовательностью действий:The method is characterized by the following sequence of actions:
1) формирование укрупненных добывающих и нагнетательных скважин;1) formation of enlarged production and injection wells;
2) определение схемы влияния укрупненных скважин;2) determination of the scheme of influence of enlarged wells;
3) расчет показателей для укрупненных скважин (суммарный дебит жидкости, суммарная приемистость, средневзвешенный коэффициент продуктивности, средневзвешенное забойное давление);3) calculation of indicators for enlarged wells (total fluid flow rate, total injectivity, weighted average productivity factor, weighted average bottomhole pressure);
4) адаптация CRM модели на фактические показатели дебита жидкости, определение коэффициентов взаимовлияния;4) adaptation of the CRM model to actual fluid flow rates, determination of mutual influence coefficients;
5) определение текущей компенсации на основе коэффициентов взаимовлияния;5) determination of the current compensation based on the coefficients of mutual influence;
6) увеличение закачки в блоках разработки с низкой компенсацией и пластовым давлением, определение режимов введенных нагнетательных скважин.6) increase in injection in development blocks with low compensation and reservoir pressure, determination of the modes of injected injection wells.
Формирование укрупненных добывающих и нагнетательных скважинFormation of enlarged production and injection wells
Внутри каждого блока разработки осуществляют объединение всех добывающих скважин в одну укрупненную скважину. Аналогично нагнетательные скважины внутри каждого блока разработки объединяются в одну укрупненную нагнетательную скважину. Нагнетательные скважины, принадлежащие каждому ряду заводнения, также формируют укрупненные скважины. Схема объединения скважин демонстрируется на фиг. 1. Сверху показан исходный блок разработки, состоящий из скважин верхнего и нижнего ряда нагнетания, а также из добывающих и нагнетательных скважин, расположенных внутри. Снизу демонстрируется преобразованный блок разработки, исходя из принципа укрупнения скважин.Within each development block, all production wells are combined into one enlarged well. Similarly, injection wells within each development block are combined into one enlarged injection well. The injection wells belonging to each waterflood row also form enlarged wells. The well combination scheme is shown in Fig. 1. The initial development block is shown above, consisting of upper and lower injection wells, as well as production and injection wells located inside. The converted development block is shown below, based on the principle of well enlargement.
Определение схемы влияния укрупненных скважинDetermination of the scheme of influence of enlarged wells
Схема взаимовлияния укрупненных скважин устанавливается согласно геометрическим признакам. Подразумевается, что нагнетательный ряд влияет непосредственно только на преобразованные блоки разработки, с которыми имеет общую границу. Также принимается, что нагнетательные скважины расположенные внутри преобразованного блока разработки влияют только на добывающие скважины данного преобразованного блока разработки. На фиг. 1 красными стрелками демонстрируется влияние между добывающими и нагнетательными скважинами.The scheme of mutual influence of enlarged wells is established according to geometric features. It is understood that the injection series directly affects only the converted development blocks with which it shares a common boundary. It is also assumed that injection wells located within a converted development block only affect the production wells of that converted development block. In FIG. 1, the red arrows show the influence between producers and injection wells.
Расчет показателей укрупненных скважинCalculation of indicators of enlarged wells
Для каждой укрупненной добывающей скважины (пример P1 на фиг. 1) дебит жидкости является суммой дебитов скважин, которые входят в ее состав. Забойное давление и коэффициент продуктивности определяют как средневзвешенные на дебит жидкости показатели. Приемистость укрупненной нагнетательной скважины (пример I1, I2, I3 изображенные на фиг. 1) представляет собой сумму приемистостей всех входящих в нее скважин.For each enlarged production well (example P1 in Fig. 1), the fluid flow rate is the sum of the flow rates of the wells that are part of it. Bottom hole pressure and productivity factor are determined as weighted average indicators per fluid flow rate. The injectivity of an enlarged injection well (example I1, I2, I3 shown in Fig. 1) is the sum of the injectivities of all its wells.
Адаптация CRM моделиAdaptation of the CRM model
При адаптации математической модели находится минимальное значение невязки целевой функции последовательно для каждой из укрупненных добывающих скважин по формуле:When adapting the mathematical model, the minimum value of the residual of the objective function is found sequentially for each of the enlarged production wells according to the formula:
где дебит жидкости j-ой укрупненной добывающей скважины в момент времени t; количество укрупненных добывающих скважин [ед.]; количество временных шагов; индексы «ф» и «р» показывают принадлежность величины дебита к факту и расчету соответственно.Where fluid flow rate of the j-th enlarged production well at time t; number of enlarged production wells [unit]; number of time steps; indices "f" and "p" show that the debit value belongs to the fact and calculation, respectively.
Расчетный дебит жидкости определяется по формуле:Estimated fluid flow rate is determined by the formula:
где:Where:
индекс нагнетательной скважины; injection well index;
индекс добывающей скважины; production well index;
приемистость i-ой укрупненной нагнетательной скважины [м3/сут]; injectivity of the i-th enlarged injection well [m 3 /day];
дебит жидкости j-ой укрупненной добывающей скважины [м3/сут]; fluid flow rate of the j-th enlarged production well [m 3 /day];
время [сут]; time [days];
номер временного шага; time step number;
изменение времени на k-ом временном шаге [сут]; change in time at the k-th time step [days];
– временная константа [сут]; – time constant [days];
коэффициент взаимовлияния между i-ой укрупненной нагнетательной скважиной и j-ой укрупненной добывающей скважиной [д.ед.]; coefficient of mutual influence between the i-th enlarged injection well and the j-th enlarged production well [n.u.];
средний коэффициент продуктивности j-ой укрупненной добывающей скважины, взвешенный на дебит жидкости j-ой укрупненной добывающей скважины [м3/(сут*атм)]; the average productivity factor of the j-th enlarged production well, weighted by the fluid flow rate of the j-th enlarged production well [m 3 /(day*atm)];
среднее забойное давление j-ой укрупненной добывающей скважины, взвешенное на дебит жидкости j-ой укрупненной добывающей скважины [атм]; average bottomhole pressure of the j-th enlarged production well, weighted by the fluid flow rate of the j-th enlarged production well [atm];
– количество добывающих скважин, объединенных в j-ую укрупненную добывающую скважину [ед.]; – the number of production wells combined into the j-th enlarged production well [unit];
– количество влияющих укрупненных нагнетательных скважин [ед.]; – number of influencing enlarged injection wells [unit];
– объем воды, поступающей из водоносного горизонта за интервал времени [м3/сут]; - the volume of water coming from the aquifer for a time interval [m 3 / day];
– доля притока из-за контура, поступившая j-ый в блок разработки, д.ед. is the share of inflow from behind the contour, received by the j-th development block, f.u.
В случае изменения количества добывающих скважин во времени, производится пересчет параметров и в соответствии c формулами:In case of a change in the number of production wells over time, the parameters are recalculated And in accordance with the formulas:
где m и n количество добывающих скважин в момент временни и соответственно.where m and n are the number of production wells at the time And respectively.
Определение текущей компенсацииDetermination of current compensation
При расчете текущей компенсации для блока разработки используются коэффициенты взаимовлияния, формула расчета имеет следующий вид:When calculating the current compensation for the development block, the coefficients of mutual influence are used, the calculation formula is as follows:
где накопленная закачка в пластовых условиях для нагнетательных скважин внутри блока разработки, за рассматриваемый период [м3];Where cumulative injection in reservoir conditions for injection wells within the development block, for the period under consideration [m 3 ];
накопленная закачка в пластовых условиях для скважин нагнетательного ряда, за рассматриваемый период [м3]; cumulative injection in reservoir conditions for wells of the injection series, for the period under consideration [m 3 ];
накопленная добыча в пластовых условиях для добывающих скважин внутри блока разработки, за рассматриваемый период [м3]. cumulative production in reservoir conditions for production wells within the development block, for the period under review [m 3 ].
Перераспределение закачкиDownload redistribution
Перераспределение закачки осуществляется согласно полученным значениям текущей компенсации и замерам пластового давления. Процесс регулирования осуществляется путем переноса закачки в недокомпенсированные зоны, что способствует восстановлению пластового давления на данных участках и увеличению отборов жидкости. Перенос закачки выполняется посредством переводов в ППД добывающих скважин и запусков нагнетательных скважин. Расчет режимов нагнетательных скважин при переносе закачки в зоны с низкой компенсацией осуществляется с помощью коэффициента приближения закачки.Redistribution of injection is carried out according to the obtained values of the current compensation and reservoir pressure measurements. The regulation process is carried out by transferring the injection to undercompensated zones, which contributes to the restoration of reservoir pressure in these areas and an increase in fluid production. Transfer of injection is carried out by transferring production wells to the reservoir pressure maintenance program and launching injection wells. The calculation of the modes of injection wells when transferring injection to zones with low compensation is carried out using the injection approximation coefficient.
Коэффициент приближения закачки равен отношению среднего расстояния между влияющими нагнетательными и добывающими скважнами после ввода новой нагнетательной скважины к среднему расстоянию до ввода новой нагнетательной скважины:The injection approximation factor is equal to the ratio of the average distance between the influencing injection and production wells after the introduction of a new injection well to the average distance before the introduction of a new injection well:
где среднее расстояние между добывающими и влияющими на них нагнетательными скважинами до ввода новой нагнетательной скважины;Where the average distance between producing and influencing injection wells before the introduction of a new injection well;
среднее расстояние между добывающими и влияющими на них нагнетательными скважинами после ввода новой нагнетательной скважины. the average distance between producers and influencing injectors after the introduction of a new injector.
Приемистость нового источника закачки (запущенной скважины или скважины переведенной в ППД) нагнетательной скважине определяют по формуле:The injectivity of a new injection source (a running well or a well converted to reservoir pressure) of an injection well is determined by the formula:
где приемистость на новой нагнетательной скважине,Where injectivity at a new injection well,
средняя приемистость влияющих нагнетательных скважин. average injectivity of influencing injection wells.
Для сохранения суммарной закачки по всем скважинам, из приемистости влияющих нагнетательных сокращаются на величину, равную:To maintain the total injection for all wells, the injectivity of the influencing injection wells is reduced by an amount equal to:
где величина сокращения приемистости,Where the amount of reduction in injectivity,
приемистость влияющей нагнетательной скважины, injectivity of the influencing injection well,
количество влияющих нагнетательных скважин. number of influencing injection wells.
Пример применения способаAn example of the application of the method
Пример основан на расчетах фильтрационной модели.The example is based on filtration model calculations.
В примере на фиг. 2 представлена рядная система заводнения, состоящая из трех блоков разработки, в центральной части блока разработки 2 присутствуют остановленные нагнетательные скважины. Проницаемость блоков разработки, в которых располагаются добывающие и нагнетательные ряды, равна 100 мД. Блок разработки 2 ограничен низкопроницаемыми (проницаемость равна 5 мД) барьерами с северной и южной части. Показатели укрупненных добывающих и нагнетательных скважин представлены в таблице 1.In the example in FIG. Figure 2 shows an inline waterflooding system consisting of three development blocks, in the central part of
Для оценки эффекта от предлагаемых работ по управлению заводнением рассчитывают базовый вариант, в котором приемистости нагнетательных скважин остаются неизменными на протяжении всего периода расчета.To evaluate the effect of the proposed waterflooding management work, a base case is calculated in which the injectivity of the injection wells remains unchanged throughout the entire calculation period.
Далее осуществляют адаптацию CRM модели на фактический дебит жидкости. Для этого выполняют группировку скважин в блоках разработки в укрупненные добывающие и нагнетательные скважины. Объединение скважин производится следующим образом:Next, the CRM model is adapted to the actual flow rate of the liquid. For this, wells are grouped in development blocks into enlarged production and injection wells. The wells are combined as follows:
P1-1, P1-2, P1-3 объединяют в Р1;P1-1, P1-2, P1-3 are combined into P1;
P2-4, P2-5, P2-6 объединяют в Р2;P2-4, P2-5, P2-6 are combined into P2;
P3-7, P3-8, P3-9 объединяют в Р3;P3-7, P3-8, P3-9 are combined into P3;
I1-1, I1-2, I1-3, I1-4 объединяют в I1;I1-1, I1-2, I1-3, I1-4 are combined into I1;
I2-5, I2-6, I2-7, I2-8 объединяют в I2;I2-5, I2-6, I2-7, I2-8 are combined into I2;
I3-9, I3-10 объединяют в I3.I3-9, I3-10 are combined into I3.
После укрупнения добывающих и нагнетательных скважин формируют схему взаимовлияния, исходя из геометрического расположения блоков:After the enlargement of production and injection wells, a scheme of mutual influence is formed, based on the geometric arrangement of the blocks:
скважина I1 оказывает влияние на соседние скважины P1 и P2;well I1 affects neighboring wells P1 and P2;
скважина I2 оказывает влияние на соседние скважины P2 и P3;well I2 affects adjacent wells P2 and P3;
скважина I3, находящаяся в блоке разработки №2, оказывает влияние только на скважину P2.well I3, located in
Определяют параметры укрупненных скважин: приемистость для нагнетательных; дебит жидкости, средневзвешенное на дебит жидкости забойное давление, средневзвешенный на дебит жидкости коэффициент продуктивности. Технологические параметры укрупненных добывающих скважин представлены в таблице 1.The parameters of enlarged wells are determined: injectivity for injection wells; fluid rate, fluid rate weighted average bottomhole pressure, fluid rate weighted average productivity factor. The technological parameters of enlarged production wells are presented in Table 1.
Далее производят адаптацию CRM модели на фактический дебит жидкости укрупненных добывающих скважин, путем нахождения минимума невязки целевой функции (Формула 1). Управляющими параметрами при адаптации модели являются: коэффициент взаимовлияния c первым нагнетательным рядом f1, коэффициент взаимовлияния со вторым нагнетательным рядом f2, временные константы τ и коэффициент притока из-за контура few, коэффициент продуктивности J. Настройка CRM модели выполнялась на период с 01.01.2016 по 01.01.2030. Результаты адаптации CRM для укрупненных добывающих скважин P1, P2, P3 представлены на фиг. 3, фиг. 4 фиг. 5, соответственно. Управляющие параметры, подобранные в результате расчета указаны в таблице 2.Next, the CRM model is adapted to the actual fluid flow rate of enlarged production wells by finding the minimum residual of the objective function (Formula 1). The control parameters for the adaptation of the model are: the coefficient of mutual influence with the first injection row f 1 , the coefficient of interference with the second injection row f 2 , time constants τ and the coefficient of inflow due to the contour f ew , the productivity coefficient J. The CRM model was tuned for the period from 01.01. .2016 to 01.01.2030. The results of CRM adaptation for enlarged production wells P1, P2, P3 are presented in Fig. 3, fig. 4 FIG. 5, respectively. The control parameters selected as a result of the calculation are shown in Table 2.
По результатам расчета CRM модели выявилось низкое влияние скважин как первого, так и второго нагнетательных рядов на добывающие скважины P2-4, P2-5, P2-6. Это подтверждается сниженным пластовым давлением в блоке разработки №2 относительно блоков разработки №1 и №3 (фиг. 1), что непосредственно сказывается на дебитах скважин в этом блоке разработки. Дебит жидкости скважин блока разработки №2 в среднем на 40% ниже дебита жидкости скважин входящих в состав блоков разработки №1 и №3. Параметры блоков разработки представлены в таблице 3.According to the results of the CRM model calculation, a low influence of wells of both the first and second injection series on production wells P2-4, P2-5, P2-6 was revealed. This is confirmed by the reduced reservoir pressure in development block No. 2 relative to development blocks No. 1 and No. 3 (Fig. 1), which directly affects the well flow rates in this development block. The fluid flow rate of the wells of the development block No. 2 is on average 40% lower than the fluid flow rate of the wells included in the development blocks No. 1 and No. 3. The parameters of development blocks are presented in Table 3.
Для восстановления пластового давления и увеличения дебита жидкости добывающих скважин, располагающихся в блоке разработки №2, выполняют запуск нагнетательных скважин I3-9, I3-10 в блоке разработки №2 и производят перераспределение закачки в нагнетательных рядах скважин, при условии сохранения общего объема закачки на прежнем уровне.To restore reservoir pressure and increase the fluid flow rate of production wells located in development block No. 2, injection wells I3-9, I3-10 are launched in development block No. 2 and the injection is redistributed in the injection rows of wells, provided that the total injection volume is maintained at previous level.
Перераспределение закачки осуществляют следующим образом.Redistribution of the injection is carried out as follows.
Определяют среднее расстояние между добывающими скважинами и влияющими на них нагнетательными скважинами в блоках разработки до ввода новых скважин. Далее определяют среднее расстояние между добывающими скважинами и влияющими на них нагнетательными скважинами в блоках разработки после ввода новых скважин. Рассчитывают коэффициент приближения закачки нагнетательных скважин. В соответствии с полученным коэффициентом определяют режим закачки на новой нагнетательной скважине и рассчитывают величину сокращения закачки по остальным влияющим скважинам.The average distance between producing wells and influencing injection wells in development blocks is determined before the introduction of new wells. Next, the average distance between the production wells and the injection wells affecting them in the development blocks after the introduction of new wells is determined. Calculate the coefficient of approximation of the injection of injection wells. In accordance with the obtained coefficient, the injection mode is determined at a new injection well and the amount of injection reduction is calculated for the remaining influencing wells.
Скважина I3-9 оказывает влияние на скважины P2-4 и P2-5. Среднее расстояние от скважин P2-4 и P2-5 до влияющих нагнетательных скважин I1-1, I1-2, I1-3, I2-5, I2-6, I2-7 равно 353.6 м, после запуска I3-9 среднее расстояние сокращается до 332.9 м. В рассматриваемом случае коэффициент приближения закачки равен (формула 6):Well I3-9 affects wells P2-4 and P2-5. The average distance from wells P2-4 and P2-5 to the influencing injection wells I1-1, I1-2, I1-3, I2-5, I2-6, I2-7 is 353.6 m, after the launch of I3-9 the average distance is reduced up to 332.9 m. In the case under consideration, the injection approximation coefficient is (formula 6):
Зная коэффициент приближения закачки, определяют по формуле (7) режим закачки на скважине I3-9:Knowing the injection approximation factor, the injection mode at well I3-9 is determined by formula (7):
Сокращение закачки на скважинах I1-1, I1-2, I1-3, I2-5, I2-6, I2-7 равно:The injection reduction in wells I1-1, I1-2, I1-3, I2-5, I2-6, I2-7 is:
Аналогичным образом алгоритм применяют и для скважины I3-10. Итоговые режимы работы скважин в нагнетательных рядах с учетом запуска скважин I3-9 и I3-10 представлены в таблице 4.Similarly, the algorithm is applied to well I3-10. The final modes of operation of wells in the injection rows, taking into account the launch of wells I3-9 and I3-10, are presented in Table 4.
После изменения режимов нагнетательных скважин, в соответствии с таблицей 2, выполняется расчет прогнозных показателей дебита жидкости и нефти. Сравнение технологических показателей разработки без изменения режимов закачки (базовый вариант) и технологических показателей с учетом изменения приемистостей в соответствии с предложенным алгоритмом представлено на фиг. 1 и 2.After changing the modes of injection wells, in accordance with Table 2, the calculation of the forecast indicators of the flow rate of liquid and oil is performed. Comparison of technological indicators of development without changing the injection modes (base case) and technological indicators taking into account changes in injectivity in accordance with the proposed algorithm is shown in Fig. 1 and 2.
Прирост дебита жидкости за три прогнозных года относительно базового варианта составил в среднем 3.6%, прирост по дебиту нефти достиг 2.6%.The increase in fluid flow rate over the three forecast years relative to the base case averaged 3.6%, and the increase in oil flow rate reached 2.6%.
Таким образом, заявляемый способ путем оперативного управления заводнением пластов позволяет эффективно распределять закачку в нагнетательных рядах и блоках разработки, тем самым добиваясь восстановления давления в недокомпенсированных зонах, а также увеличения дебитов жидкости и нефти.Thus, the inventive method, through the operational management of waterflooding, allows you to effectively distribute the injection in the injection rows and development blocks, thereby achieving pressure restoration in undercompensated zones, as well as increasing fluid and oil flow rates.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2795644C1 true RU2795644C1 (en) | 2023-05-05 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040084180A1 (en) * | 2002-11-04 | 2004-05-06 | Shah Piyush C. | System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well |
RU2502120C2 (en) * | 2007-12-17 | 2013-12-20 | Лэндмарк Грэфикс Корпорейшн, Э Хэллибертон Кампани | Systems and methods for optimisation of real-time extraction operations |
RU2715593C1 (en) * | 2019-09-28 | 2020-03-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" (ООО "ТИНГ") | Method of operative control of water flooding of formations |
RU2747019C1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for justification of field operating practices |
RU2752779C1 (en) * | 2020-12-25 | 2021-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский институт нефти и газа» | Method for controlling operating modes of production and injection wells of oil field and multilayer cyclic neural network |
RU2759143C1 (en) * | 2020-11-27 | 2021-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский институт нефти и газа» | Method for increasing the efficiency of hydrodynamic methods for increasing the petroleum recovery of a reservoir |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040084180A1 (en) * | 2002-11-04 | 2004-05-06 | Shah Piyush C. | System and method for estimating multi-phase fluid rates in a subterranean well |
RU2502120C2 (en) * | 2007-12-17 | 2013-12-20 | Лэндмарк Грэфикс Корпорейшн, Э Хэллибертон Кампани | Systems and methods for optimisation of real-time extraction operations |
RU2715593C1 (en) * | 2019-09-28 | 2020-03-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский институт нефти и газа" (ООО "ТИНГ") | Method of operative control of water flooding of formations |
RU2747019C1 (en) * | 2020-06-18 | 2021-04-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for justification of field operating practices |
RU2759143C1 (en) * | 2020-11-27 | 2021-11-09 | Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский институт нефти и газа» | Method for increasing the efficiency of hydrodynamic methods for increasing the petroleum recovery of a reservoir |
RU2752779C1 (en) * | 2020-12-25 | 2021-08-03 | Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский институт нефти и газа» | Method for controlling operating modes of production and injection wells of oil field and multilayer cyclic neural network |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107676064B (en) | Water-drive reservoir water content prediction method and prediction device thereof | |
CA2814370A1 (en) | Lift-gas optimization with choke control | |
CN103912248A (en) | Method for predicting water contents of water-drive oilfields | |
CN110543619A (en) | Gas drive reservoir recoverable reserve prediction and development effect evaluation method | |
CN109711595A (en) | A kind of hydraulic fracturing operation effect evaluation method based on machine learning | |
AU2012381103B2 (en) | System and method for reservoir simulation optimization | |
Zhang et al. | Production optimization for alternated separate-layer water injection in complex fault reservoirs | |
CN106875286A (en) | A kind of polymer flooding oil field overall process notes poly- parameter hierarchy optimization decision-making technique | |
CN113297740A (en) | Horizontal well gel profile control parameter optimization method | |
CN107035348B (en) | A kind of oil field profile control multiplicity well choosing method and device | |
RU2795644C1 (en) | Method for operational control of waterflooding | |
CN113486556B (en) | Improved efficient automatic history fitting method for oil and gas reservoir | |
CN112160734B (en) | Injection and production well correlation analysis method and device, storage medium and computer equipment | |
RU2565313C2 (en) | Operations control method for reservoir flooding | |
CN116629165B (en) | Reservoir fracturing reconstruction area and non-reconstruction area parameter inversion method, system and equipment | |
CN111350485B (en) | Well pattern adjusting method and device | |
CN112983377A (en) | Low-permeability oil reservoir vertical well repeated fracturing production-increase transformation potential evaluation and well selection method | |
CN107355200A (en) | One kind receives micron particles dispersion improving ecology well choosing method | |
CN108491625A (en) | A kind of ternary composite oil-displacing system improves the prediction technique of recovery ratio | |
CN115705452A (en) | Novel recovery ratio prediction method for middle and later stages of integrated sandstone reservoir development | |
Rafiei | Improved oil production and waterflood performance by water allocation management | |
CN112502677A (en) | Water injection development effect evaluation method based on multiple linear regression | |
CN112883530B (en) | Theoretical water flooding curve determination method and device | |
CN116291346B (en) | Pattern plate determination method for optimizing foam profile control and flooding system of longitudinal heterogeneous heavy oil reservoir | |
CN114592838B (en) | Layered super heavy oil reservoir steam flooding potential evaluation method and system |