Способ системной обработки скважин нефтяной залежи

Способ системной обработки скважин нефтяной залежи

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к разработке нефтяных месторождений с заводнением. В способе системной обработки скважин нефтяной залежи, включающем выбор участков залежи, определение взаимодействия скважин и проведение обработок, определение взаимодействия скважин проводят путем расчета коэффициента частной корреляции между скважинами по дебитам нефти и воды при исключении влияния третьих скважин и определении наличия взаимодействия между скважинами при значении коэффициента частной корреляции больше критического. Перед обработкой скважин расчитывают приведенный коэффициент дренируемости для каждой скважины, определяют средний коэффициент дренируемости для залежки с последующим построением карты дренируемости залежи по значениям приведенного коэффициента дренируемости и выбором участка залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам. На этом участке в нагнетательных скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости больше среднего проводят изоляционные работы, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости, и интенсификационные работы в остальных нагнетательных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости. Выбирают добывающие скважины из числа взаимодействующих с нагнетательными и проводят изоляционные работы на скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости по воде больше среднего, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости и интенсификационные работы в остальных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости. После этого те же операции выполняют на невзаимодействующих скважинах, а затем - на следующем участке залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам. 1 ил. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с заводнением.

Известна работа, в которой предлагается способ системного проведения геолого-технических мероприятий, включающий в себя оптимизацию фонда скважин, регулирование технологических режимов работы скважин, определение застойных и слабодренированных зон на основе построения карт изокор и карт дренируемости пласта, исследование темпов отбора нефти и воды по скважинам, оценку периода колебаний по модели. Лотки-Вольтерра (Шахвердиев А.Х., Бунькин А.В., Ситдиков А.Ш., Зазирный В.А. Перспективы системного подхода к разработке Локосовского месторождения. Нефтяное хозяйство - 1991, N 3, с. 17-20). Известный способ обладает недостатками. Несмотря на то, что в способе используется большой объем промысловой информации, результаты могут быть недостаточно эффективными. В этой работе не учитывается, что необходимо отделять влияние окружающих скважин на взаимодействие между каждой парой из добывающих или нагнетательных скважинами. Это обстоятельство может привести к серьезным ошибкам как при выборе скважин для проведения обработок, так и при выборе вида обработки. Кроме того, в работе не рассматриваются критерии выбора типа обработки по добывающим скважинам и проведения изоляционных работ по нагнетательным скважинам.

Наиболее близким (прототипом) к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ системной обработки скважин нефтяной залежи, включающий выбор участков по обводненности скважин, определение очередности проведения обработок, проведение обработок в нагнетательных и добывающих скважинах, определение дебитов скважин и коэффициента компенсации отбора, первоочередности участков для обработок, учет взаимодействия скважин с помощью коэффициента парной корреляции, ранжирование скважин по обводненности и по приемистости, при этом обработку осуществляют на взаимодействующих и добывающих скважинах с наибольшей приемистостью нагнетательных скважин и с наибольшей обводненностью добывающих скважин (А.Х.Шахвердиев, В. Л.Барьюдин, Г.В.Малышек и др. Системный подход к регулированию гидродинамического воздействия на залежь. Нефтяное хозяйство, 1990, N 10, с.52-55).

Прототип обладает следующими недостатками. Несмотря на то, что в способе используется большой объем промысловой информации, результаты могут быть недостоверными. Опыт показывает, что иногда взаимодействие двух скважин зависит от элиминирования (исключения) влияния третьей соседней скважины. Поэтому, взаимодействие двух скважин, связанное с влиянием третьей скважины, необходимо установить до проведения обработок. Кроме того, отсутствие информации о степени и характере дренируемости залежи не позволяет планировать системную обработку всего участка, пласта. Следовательно, не удается повысить нефтеотдачу, ускорить темп разработки и сократить расход материальных и трудовых затрат.

Целью изобретения является увеличение конечной и текущей нефтеотдачи пластов, вовлечение в разработку слабодренируемых нефтенасыщенных мощностей и предотвращение нерационального расходования материальных и трудовых ресурсов.

Поставленная цель достигается тем, что в способе системной обработки скважин нефтяной залежи, включающем выбор участков залежи, определение взаимодействия скважин и проведение обработок, согласно изобретения дополнительно определяют взаимодействие скважин путем расчета коэффициента частной корреляции между скважинами по дебитам нефти и воды при исключении влияния третьих скважин и определяют наличие взаимодействия между скважинами при значении коэффициента частной корреляции больше критического, перед обработкой скважин рассчитывают приведенный коэффициент дренируемости для каждой скважины, определяют средний коэффициент дренируемости для залежи с последующим построением карты дренируемости залежи по значениям приведенного коэффициента дренируемости и выбором участка залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам, причем на этом участке в нагнетательных скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости больше среднего проводят изоляционные работы, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости, и интенсификационные работы в остальных нагнетательных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости, выбирают добывающие скважины из числа взаимодействующих с нагнетательными и проводят изоляционные работы на скважинах с приведенным коэффициентом, дренируемости по воде больше среднего, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости, и интенсификационные работы в остальных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости, после этого те же операции выполняют на невзаимодействующих скважинах, а затем - на следующем участке залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам, при этом коэффициент частной корреляции рассчитывают по формуле R_kn/m= , где R_kn/m - коэффициент частной корреляции; r_kn, r_km, r_mn - коэффициенты парной корреляции; k, m, n - индексы скважин, а приведенный коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле П₁= , где П₁ - приведенный коэффициент дренируемости; Р₁ - коэффициент дренируемости, м²/сут; П_о - среднее значение коэффициента дренируемости, м²/сут, причем коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле P₁= , где Q₁ - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закаченной воды для нагнетательных скважин, м³; Т₁ - наработка скважин с начала разработки, сут; h₁ - мощность залежи, м, а среднее значение коэффициента дренируемости рассчитывают по формуле: П_o= , где N - число скважин.

Существенными признаками способа системной обработки скважин нефтяной залежи являются: 1. выбор участков залежи; 2. определение взаимодействия скважин; 3. проведение обработок; 4. рассчитывают приведенный коэффициент дренируемости для каждой скважины; 5. определяют средний коэффициент дренируемости для залежи; 6. строят карту дренируемости залежи по значениям приведенного коэффициента дренируемости; 7. рассчитывают коэффициент частной корреляции между скважинами по дебитам нефти и воды при исключении влияния третьих скважин; 8. определяют наличие взаимодействия между скважинами при значении коэффициента частной корреляции больше критического; 9. на карте дренируемости выбирают участок залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам; 10. на этом участке в нагнетательных скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости больше среднего проводят изоляционные работы, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости, и интенсификационные работы в остальных нагнетательных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости; 11. выбирают добывающие скважины из числа взаимодействующих с нагнетательными; 12. проводят изоляционные работы на скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости по воде больше среднего, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости и интенсификационные работы в остальных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости; 13. те же операции выполняют на невзаимодействующих скважинах; 14. те же операции выполняют на следующем участке залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам; 15. коэффициент частной корреляции рассчитывают по формуле: R_kn/m= , где R_kn/m - коэффициент частной корреляции; r_kn, r_km, r_mn - коэффициенты парной корреляции; k, m, n - индексы скважин, 16. приведенный коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле: П₁= , где П₁ - приведенный коэффициент дренируемости; Р₁ - коэффициент дренируемости, м²/сут; П_о - среднее значение коэффициента дренируемости, м²/сут, причем коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле: P₁= , где Q₁ - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закаченной воды для нагнетательных скважин, м³; Т₁ - наработка скважин с начала разработки, сут; h₁ - мощность залежи, м, а среднее значение коэффициента дренируемости рассчитывают по формуле П_o= , где N - число скважин.

Признаки 1-3 являются известными признаками. Признаки 4-15 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Способ осуществляется следующим образом.

1. Выбор участков залежи. На залежи выбирается участок, включающий добывающие и нагнетательные скважины, на базе замеров формируется файл исходной промысловой информации, содержащий: дебиты жидкости, нефти, воды, обводненности, приемистости нагнетательных скважин, накопленной жидкости, нефти, воды и объема закаченной воды, эффективную мощность пласта по нагнетательным скважинам, нефтенасыщенную мощность пласта по добывающим скважинам с начала разработки и наработку скважин с начала разработки.

2. На основе подготовленных исходных данных рассчитывается с использованием специального пакета компьютерных программ: а) матрица коэффициентов ранговой корреляции (R), с помощью которого производится отбор скважины в группы по взаимодействию; б) частные коэффициенты корреляции для исключения влияния третьих скважин по формуле: R_kn/m= , где R_kn/m - коэффициент частной корреляции; r_kn, r_km, r_mn - коэффициенты парной корреляции; k, m, n - индексы скважин, причем наличие взаимодействия между скважинами принимается при значении коэффициента частной корреляции больше критического; в) рассчитывают приведенный коэффициент дренируемости по формуле: П₁= , где П₁ - приведенный коэффициент дренируемости; Р₁ - коэффициент дренируемости, м²/сут; П_о - среднее значение коэффициента дренируемости, м²/сут, причем коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле: P₁= , где Q₁ - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закаченной воды для нагнетательных скважин, м³; Т₁ - наработка скважин с начала разработки, сут; h₁ - мощность залежи, м, а среднее значение коэффициента дренируемости рассчитывают по формуле: П_o= , где N - число скважин.

г) определяют средний коэффициент дренируемости для залежи; д) строят карту дренируемости залежи по значениям приведенного коэффициента дренируемости.

3. На карте 3 дренируемости выбирают участок залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам.

4. На этом участке в нагнетательных скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости больше среднего проводят изоляционные работы, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости, и интенсификационные работы в остальных нагнетательных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости.

5. Выбирают добывающие скважины из числа взаимодействующих с нагнетательными.

6. Проводят изоляционные работы на скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости по воде больше среднего, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости и интенсификационные работы в остальных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости.

7. Те же операции выполняют на невзаимодействующих скважинах.

8. Те же операции выполняют на следующем участке залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам.

П р и м е р. Способ реализован на примере фонда скважин Самотлорского месторождения. Система скважин состоит из 3 нагнетательных и 10 добывающих газлифтных скважин. Средняя обводненность продукции скважины составляет 50% .

Реализация способа осуществляется в следующем порядке: 1. Выбирается участок пласта с различной степенью обводненности продукции скважин и достаточными потенциальными возможностями по отбору нефти. В данном примере выбран участок пласта АВ₁ месторождения Самотлор, отвечающий предъявляемым требованиям. На базе замеров сформирован файл исходной промысловой информации, содержащий: дебиты жидкости, нефти, воды, обводненности, приемистости нагнетательных скважин, накопленной жидкости, нефти, воды и объема закаченной воды, эффективную мощность пласта по нагнетательным скважинам, нефтенасыщенную мощность пласта по добывающим скважинам с начала разработки и наработку скважин с начала разработки. Основные исходные данные по выбранному участку приведены в табл. 1.

2. На основе промысловой информации с использованием специального пакета компьютерных программ рассчитаны коэффициенты парной корреляции между дебитами отдельных скважин участка для определения наличия или отсутствия взаимодействия между ними с уточнением их частной корреляции. Так, для дебитов нефти скважины 3655 и 3774 парный коэффициент корреляции равен 0,691, а частный коэффициент корреляции после учета влияния близлежащей скважины 28174 соответственно равен: = 3. Затем рассчитывают коэффициент дренируемости для каждой из скважин. Для скважины 3655 коэффициент дренируемости составил по нефти: P₃₆₅₅= = = 166,9 м²/сут Величина среднего коэффициента дренируемости по всем скважинам участка равна: П_o= = = 73,5 м²/сут Значение приведенного коэффициента дренируемости по нефти для скважины 3655: П₃₆₅₅= = = 2,27 . Соответственно по воде - П₃₆₅₅ = 0,14; Таким же образом определяются коэффициенты дренируемости для каждой из скважин. На основе этих рассчетов строят карту дренируемости залежи (фиг. 1). По этой карте определяют зоны сильной и слабой дренируемости залежи.

3. На карте дренируемости выбирают участок залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам. На фиг. 1 такой участок выделен в районе расположения скважин 14197, 3569, 4991.

4. На этом участке в нагнетательных скважинах коэффициент дренируемости больше среднего, поэтому здесь были проведены и интенсификационные работы, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости (15286).

5. Выбираются добывающие скважины из числа взаимодействующих с нагнетательными. Этому условию соответствует скважина 3654, 3655, 3569, 4991, 27529.

6. Проводят изоляционные работы на скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости по воде больше среднего, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости. Среди отобранных добывающих скважин этому условию соответствует скважина 3654. В остальных скважинах проводятся интенсификационные работы, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости (скважина 4991).

7. Те же операции выполняют на невзаимодействующих скважинах.

8. Те же операции выполняют на следующем участке залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам.

В таблице 2 приведены мероприятия, назначенные для проведения по данному способу системной обработки скважин на рассматриваемом в примере участке.

Реализация мероприятий на участке пласта АВ₁, который ранее разрабатывался по способу-прототипу, согласно таблице 2 позволила за 6 месяцев снизить обводненность добывающих скважин на 10%, увеличить на 50% добычу нефти при значительном снижении энергозатрат. Таким образом, способ системной обработки скважин нефтяной залежи по сравнению с прототипом обеспечивает снижение обводненности на 10-20% по добывающим скважинам, кратному увеличению дебитов нефти, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению энергозатрат на подъем воды.

Формула изобретения

СПОСОБ СИСТЕМНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ, включающий выбор участков залежи, определение взаимодействия скважин и проведение обработок, отличающийся тем, что определение взаимодействия скважин проводят путем расчета коэффициента частной корреляции между скважинами по дебитам нефти и воды при исключении влияния третьих скважин и определении наличия взаимодействия между скважинами при значении коэффициеинта частной корреляции больше критического, перед обработкой скважин рассчитывают приведенный коэффициент дренируемости для каждой скважины, определяют средний коэффициент дренируемости для залежи с последующим построением карты дренируемости залежи по значениям приведенного коэффициента дренируемости и выбором участка залежи с минимальным коэффициентом дренируемости по добывающим скважинам, причем на этом участке в нагнетательных скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости больше среднего проводят изоляционные работы, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости, и интенсификационные работы в остальных нагнетательных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости, далее выбирают добывающие скважины из числа взаимодействующих с нагнетательными и проводят изоляционные работы на скважинах с приведенным коэффициентом дренируемости по воде больше среднего, начиная со скважины с максимальным приведенным коэффициентом дренируемости и интенсификационные работы в остальных скважинах, начиная со скважины с минимальным приведенным коэффициентом дренируемости, после этого те же операции выполняют на невзаимодействующих скважинах, а затем - на следующем участке залежи с минимальным коэффициентом дренируемости до добывающим скважинам, при этом коэффициент частной корреляции рассчитывают по формуле R_kn/m= где R_kn/m - коэффициент частной корреляции; r_kn, r_km, r_mn - коэффициенты парной корреляции; k, m, n - индексы скважин, а приведенный коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле П₁= где П₁ - приведенный коэффициент дренируемости; Р₁ - коэффициент дренируемости, м²/сут; П_с - среднее значение коэффициента дренируемости, м²/сут; причем коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле P₁= , где Q₁ - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закаченной воды для нагнетательных скважин, м³; T₁ - наработка скважин с начала разработки, сут; h₁ - мощность залежи, м, а среднее значение коэффициента дренируемости рассчитывают по формуле П_c= , где N - число скважин.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

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

Дата прекращения действия патента: 05.03.2003

Номер и год публикации бюллетеня: 31-2003

Извещение опубликовано: 10.11.2003