Способ разработки нефтяной залежи

Способ разработки нефтяной залежи

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель - повышение точности выделения нефтенасыщенных зон за счет уточнения имитационной системы (ИС). Способ включает создание ИС на основе идентификации гидропроводности (Г) пласта и фазовых проницаемостей для нефти и воды определение положения зон с различной текущей нефтенасыщенностью и выбор мероприятий по воздействию на пласт. При создании ИС учитывают изменение Г в процессе разработки залежи, причем Г на каждый момент времени в призабойных и межскважинных зонах определяют из условия достижения минимального значения функционала при условиях dlV( grand где q^a_к, q^d_к - фактические и вычисленные дебиты жидкости; - коэффициент регуляризации; c - весовая функция; ^г - определенная по данным геофизических исследований скважин Г; s- текущая Г; D - многосвязная область; d - элемент площади; P - давление в области; D; P_г - давление на внешней границе; P_зк - забойное давление; Г - внешняя граница области; Г_к - внутренняя граница (контур скважины). 3 ил., 7 табл.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных залежей с неоднородными пластами-коллекторами при заводнении и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения повышение точности выделения нефтенасыщенных зон за счет уточнения имитационной системы. Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем создание имитационной системы на основе идентификации гидропроводности пласта и фазовых проницаемостей для нефти и воды, определения положения зон с различной текущей нефтенасыщенностью и выбор мероприятий по воздействию на пласт, имитационную систему создают с учетом изменения гидропроводности в процессе разработки залежи, причем гидропроводность на каждый момент времени в призабойных и межскважинных зонах определяют из условия достижения минимального значения функционала: I() q_k^ф-q+ c-d (1) при условиях dlv( grand P)=0 (2) P/Г; P_г Р/Г_k=Р_зк (3) q^в_k Г_к dГ_к (4) где q_к^ф фактические дебиты жидкости (это дебиты, замеренные на скважине. Берутся из эксплуатационных карточек); q_к^в вычисленные дебиты жидкости (это дебиты, которые вычисляются по математической модели); коэффициент регуляризации; с весовая функция (в области D и на границе области С=1, во внешнем контуре области D С=0,00001); ^r гидропроводность, определенная по данным геофизических исследований скважин; текущая гидропроводность; D многосвязная область (область, которой покрывает месторождение, см. фиг. 1); d элемент площади; Р давление в области D (определяется в ходе решения задачи); Р_г давление на внешней границе (значение которого берется из карточек исследований); Р_з.к. забойное давление (берется из технической документации); Г внешняя граница области, которой покрывается залежь; Г_к внутренняя граница (контур скважины). Сущность способа заключается в том, что зоны недостаточной выработанности определяют с помощью математической модели (имитационной системы), отражающей движение в пластах горных пород нефти, воды и вытесняющего агента. Математическая модель строится на основе идентификации гидропроводности, определенной с помощью геофизических исследований скважин, и по данным замеров дебитов жидкости скважин и фазовых проницаемостей для нефти и воды. Причем гидропроводность на каждый момент времени в призабойных и межскважинных зонах определяют из условия достижения минимального значения функционала l по уравнению 1. Это существенно повышает точность выделения нефтенасыщенных зон. При предположении многосвязности области построения имитационной системы (модели) основывается на уравнениях двухфазной стационарной фильтрации в форме: (5) (6) где х и у координаты плоскости напластования; t время, сут. m пористость, доля единиц; К абсолютная проницаемость, мкм²; динамическая вязкость, мПа ^.с; - гидропроводность, f доля воды в потоке, доля единиц; Р давление, мПа; Н толщина пласта, м; S водонасыщенность, доля единиц, индекс 1 относится к воде или водному раствору химреагента, индекс 2 к нефти. Для идентификации параметра использует метод минимизации функционала уклонения (l) I() q^ф_k -q+ c-d, (7) где q_к^ф, q_к^в фактические и вычисленные дебиты жидкости, м³/сут; коэффициент регуляризации; ^r гидропроводность, определенная по данным геофизических исследований скважин; текущая гидропроводность; с весовая функция; D многосвязная область; d элемент площади. Текущая гидропроводность минимизирует функционал (7), удовлетворяет уравнению (5) с граничными и начальными условиями: Р/F=Р_г Р/_гк=Р_з.к; (8) q^в_к dГ_к (9) Решение сведено к безусловной минимизации функционала: S+ (10) где L функционал Лагранжа; множитель Лагранжа. В оптимальной точке L=0. Отсюда получаются условия, накладываемые на сопряженную функцию и условие оптимальности (при ^*0): ( ) 0 (11) /Г_к=-2(q_к^ф-q_k^в) /Г=0; (12) P + 2 ( c ( ^г ) 0 (13) Выражение (13) является градиентом минимизируемого функционала. Для нахождения минимума функционала уклонения I (7) используется градиентный метод (метод наискорейшего спуска), т.е. строится итерационный процесс: (^{(n + 1)})= ⁿ- ⁿ I^I I где ⁿ шаг градиентного метода. -⁽ⁿ⁾ Таким образом, гидропроводность восстанавливается во всех точках сеточной области, которой покрывается залежь. По вычисленным значениям гидропроводности производится расчет нефтенасыщенности залежи. С использованием приведенной имитационной системы воспроизводится процесс разработки залежи. Производится выдача на печать ЭВМ-карт гидропроводности, текущей и конечной нефтенасыщенности, по которым выделяют зоны, имеющие низкий охват заводнением. Способ иллюстрируется следующими примерами. П р и м е р 1. Рассмотрим применение предлагаемого способа разработки на примере моделей, имитирующих реальные условия участка пласта до Березовской площади Ромашкинского месторождения. Участок включает 29 скважин: 18 нагнетательных и 11 добывающих. В плане участок представляет прямоугольник размером 3250х5750 м. Участок разрабатывается длительное время с помощью заводнения. Текущая обводненность продукции составляет 82% Значения пластового давления на границе участка были сняты с карт изобар (табл. 1 и табл. 2), а значения фактических дебитов и забойного давления взяты из технической документации. Приведенный радиус скважин брался r=0,15 м. Гидропроводность ^г определяется по формуле: ^г , (15) где К абсолютная проницаемость, мкм²; Н толщина пласта, м; _нв динамическая вязкость, определяется по методике, описанной в /3/ мПа^. с. Значения К и Н определяются с помощью геофизических исследований скважин. Для проведения численных расчетов участок покрыли квадратной сеткой с шагом h=125 м. Количество узлов по оси Х составляло 28, а по оси Y 48. Программа реализации предложенного способа написана на языке Фортран IV, а вычисления производились на ЭВМ ЕС-1045. Для наглядной иллюстрации брался из опытного участка квадрат со стороной 1250 м (фиг. 1). Квадрат покрывался сеткой h_y= h_x=125 м. Количество узлов по осям равно 11. На участке работают четыре скважины: 8041, 8042, 8069, 8070. Коэффициент регуляризации определяется следующим образом. Проводят расчеты с несколькими значениями коэффициента регуляризации, составляющими геометрическую прогрессию, например 10; 1; 0,1; 0,01. (см. табл. 3). Из табл. 3 видно, что при коэффициенте регуляризации равной 0,1-10 имеются большие расхождения между вычисленными и фактическими дебитами, т.е. высокая относительная погрешность. Наиболее приемлемые результаты по относительной погрешности (всего 0,57%) получаются при коэффициенте регуляризации 0,01. Хотя при коэффициенте регуляризации 0,001 относительная погрешность составляет 0% применение нежелательно из-за большого числа итераций 703 против 213 при 0,01. Таким образом, в расчетах применяем коэффициент регуляризации равной 0,01. Исходные данные для расчета гидропроводности приведены в табл. 4 и 5. Задается произвольное значение гидропроводности и с помощью специальной программы решается численно уравнение (2) с граничными условиями (3). Далее способ осуществляется в следующей последовательности: 1. Вычисляется дебит жидкости по формуле (4) и оценивается функционал l( ) по уравнению: I() q^ф_k -q+_Dc- d. Если выполняются условия оценки функционала (l⁽ⁿ⁺¹⁾-l⁽ⁿ⁾)<0,1, то выходим из итерационного процесса вычисления Если не соблюдается данное неравенство, то переходим к пункту (2). 2. Решается уравнение (11) с условиями (12) и (13). 3. Вычисляется градиент функционала (13). 4. Определяется шаг градиентного метода наискорейшего спуска ⁿ по формуле (14). 5. Вычисляется гидропроводность на следующей итерации. 6. Если выполняется условие ( ^{(n + 1)})- ⁽ⁿ⁾)<0,1, то выходим из итерационного процесса. В противном случае вновь задается значение гидропроводности решается уравнение (2) с граничными условиями (3). Далее выполняется пункт (1). Таким образом, гидропроводность восстанавливается во всех точках сеточной области, которой покрывается залежь. В табл. 6 и фиг. 2 приведены результаты определения текущей гидропроводности в призабойных и межскважинных зонах скважин 8041, 8042, 8069 и 8070. П р и м е р 2. Для сравнения эффективности предлагаемого способа со способом по прототипу, проведены расчеты определения гидропроводности по способу-прототипу. Способ осуществляли аналогично примеру 1, за исключением того, что гидропроводность определяли из условия достижения минимального значения функционала: I()q^ф_k-q (16) Результаты приведены в табл. 6 и фиг. 3. Как видно из табл. 6, фиг. 2 и фиг. 3, значения гидропроводности, полученные по предлагаемому способу и способу-прототипу практически совпадают в районе расположения скважины и очень сильно отличаются в межскважинном пространстве. Такое отличие объясняется с одной стороны высокой точностью предлагаемого способа, а с другой стороны большой ошибкой опыта по способу-прототипу. Для определения ошибки опыта, были построены карты гидропроводности рассматриваемого участка по предлагаемому способу и способу-прототипу, по которым рассчитаны дебиты жидкости добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин. Путем сравнения фактического и вычисленного дебита жидкости и приемистости скважин по обеим способам была определена ошибка опыта каждого способа. Результаты представлены в табл. 7. Из приведенных данных видно, что ошибка опыта в предлагаемом способе составляет до 1,2% тогда как в способе-прототипе 1,8-98% Это означает, что с помощью предлагаемого способа по сравнению со способом прототипом, более точно определяется положение неоднородных зон. Предлагаемый способ позволяет более точно (ошибка опыта уменьшается с 1,8-98% до 1,2% ) определить зоны с низким охватом заводнением и управлять процессом разработки нефтяной залежи на поздних стадиях. Имитационная система дает возможность учесть фактическое размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади залежи, изменение системы разработки в процессе эксплуатации, технологическое ограничение закачки, форсированный отбор жидкости, отключение высокообводненных скважин.

Формула изобретения

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ,включающий создание имитационной системы на основе идентификации гидропроводности пласта и фазовых проницаемостей для нефти и воды, определение положения зон с различной текущей нефтенасыщенностью и выбор отличающийся тем, что, с целью повышения точности выделения нефтенасыщенных зон за счет уточнения имитационной системы, имитационную систему создают с учетом изменения гидропроводности в процессе разработки залежи, причем гидропроводность на каждый момент времени в призабойных и межскважинных зонах определяют из условия достижения минимального значения функционала: при условиях: d/v(_grandP) = 0; P/Г = P_г; P/Г_k= P_зк; где q^a_k, q^B_k фактические и вычислительные дебиты жидкости, м³/сут; коэффициент регуляризации; c весовая функция; s гидропроводность, определения по данным геофизических исследований скважин, мкм² м/мПас; ^г текущая гидропроводность, мкм²м/мПа; D многосвязная область; d элемент площади; P давление в области Д, мПа; P_г давление на внешней границе, мПа; P_зк забойное давление, мПа; Г внешняя граница области; Г_к внутренняя граница (контур скважины).

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10, Рисунок 11

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Номер и год публикации бюллетеня: 10-2002

Извещение опубликовано: 10.04.2002