Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами

Реферат

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, обеспечивает повышение эффективности и достоверности контроля за разработкой и уточнения параметров агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Способ включает определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. Строят поля начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. По результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей. Дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта. Уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения. При этом учитывают коэффициенты охвата и расчлененности. По уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами.

Способ определения относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промысловой информации о разработке нефтяного месторождения предлагается в [1] (аналог). Однако в [1] при расчете относительных фазовых проницаемостей, не учитывается упругость вытесняющей и вытесняемой жидкостей и сжимаемость пористой среды, не учитывается промысловая информация о работе нагнетательных скважин и пластовое давление, что в значительной мере снижает прикладную ценность получаемых результатов.

По прототипу [2] в способе контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами для математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде предварительно определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, строят поле начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, по результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин, причем при математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей.

Поскольку в прототипе не учитываются коэффициенты охвата и расчлененности и не уточняются МФ ОФП по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины в процессе математического моделирования, то к недостаткам прототипа следует отнести недостаточную достоверность.

Процесс многофазной фильтрации упругой жидкости описывается следующей системой дифференциальных уравнений (1)-(4): PГ= P0(x,y,), (3) SH(x,y,0)=SH 0(x,y) (4) где Г - граница исследуемой области ; N - число скважин; QC - расход c-ой скважины, причем при QC>0 - скважина нагнетательная, а если QC<0, то скважина - добывающая; обобщенный коэффициент сжимаемости жидкости; k - абсолютная проницаемость; kв и kн - модифицированные функции ОФП воды и нефти соответственно;в,н- вязкости воды и нефти; Sн, SH 0 - текущая и начальная нефтенасыщенность; Р - текущее поле давлений; Р0 - давление на границе области; х, у - пространственные и - временная переменные.

Относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости обозначаются f(S), ( = н,в). f(S) однозначно идентифицируется набором параметров (n,m), то есть f(S) принадлежит параметрическому семейству функций вида: .

При известных Smax, Smin нормировкой добиваемся, чтобы S[0,1]. Ф(S)-МФ ОФП - фазы фильтрации. Аналогично Ф(S) принадлежит параметрическому классу Для слоисто-неоднородной модели среды МФ ОФП определяются из решения краевой задачи к системе дифференциальных уравнений в частных производных [3]: Для получения полной картины реального процесса обводнения пласта при решении системы (1)-(4) необходимо задать МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Причем численные результаты математического моделирования напрямую зависят от исходных модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Поэтому достоверное определение МФ ОФП позволяет восстановить наиболее реальную картину фильтрационных потоков в пласте, что отражается в совпадении фактических и расчетных технологических показателей (например, динамики обводненности по скважинам).

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности и достоверности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами за счет учета коэффициентов охвата и расчлененности и уточнения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Позволяет уточнить ОФП флюидов, полученные в результате лабораторных исследований, или восстановить ОФП при отсутствии материала лабораторных исследований на керне. Необходимость определения вида ОФП вытесняющей и вытесняемой жидкостей обусловлена привлечением компьютерного трехмерного моделирования протекающих физических процессов в пласте для дальнейшей разработки нефтяных месторождений. Предлагаемый способ контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами позволит обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий.

Поставленная задача решается тем, что дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта, уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения с учетом коэффициентов охвата и расчлененности, по уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. При отсутствии лабораторных исследований вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористой среды на сжимаемость, относительных фазовых проницаемостей и модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости недостающие параметры выбирают по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу, со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования. Для месторождений, находящихся в стадии формирования, по собранной промыслово-технологической информации о работе каждой скважины выделяют группы скважин, для которых динамика падения обводненности продукции не является результатом проведения технико-эксплуатационных мероприятий на скважинах, уточняют поле начальной нефтенасыщенности вблизи выделенных групп скважин экспертными методами и с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют определение размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна".

Что касается "изобретательского уровня", то до сих пор не проводилось восстановление относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды с учетом промысловых данных при имеющейся информации о МФ ОФП, полученных в результате моделирования процессов фильтрации, с учетом коэффициентов охвата и расчлененности пласта. Таким образом, основные отличительные признаки предлагаемого технического решения являются новыми, а заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "изобретательский уровень".

Способ предпочтительно осуществляется следующей последовательностью операций: 1. Определение по данным геологических исследований в скважинах (ГИС) и лабораторных исследований проницаемости, пористости, упругих свойств и вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, сжимаемости пористой породы, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, мощности каждого пропластка вскрытого скважиной пласта по всему участку нефтяного месторождения.

2. Обработка данных ГИС. Построение геолого-статистического распределения вертикальной проницаемости пласта. По построенному геолого-статистическому распределению определение коэффициентов охвата и расчлененности месторождения.

3. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины и определение для каждой скважины участка месторождения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации.

При отсутствии необходимой информации из пунктов 1 и 3, кроме промыслово-технологической, недостающие параметры выбираются по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования.

4. Построение поля начальной нефтенасыщенности, математическое моделирование процессов фильтрации с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. Уточнение МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки с учетом коэффициентов охвата и расчлененности.

4.1. Для месторождений, находящихся в стадии формирования нефтяной залежи, по определенной промыслово-технической информации о работе каждой скважины выделяют группы скважин, для которых факт падения обводненности продукции не поддается анализу с точки зрения данных ГИС и характера эксплуатации скважин.

4.2. Уточнение поля начальной нефтенасыщенности вблизи групп скважин, определенных по пункту 4.1, и проведение расчетов с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с определением размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности.

5. При неудовлетворительных результатах математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородном пласте с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией возвращение к пункту 4. Таким образом добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических совпадений.

6. По уточненным МФ ОФП осуществляется восстановление относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества функций, описывающего вид относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды.

7. По результатам математического моделирования на любой момент времени построение карт изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин.

Первый пример конкретного осуществления способа контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт АС10 Лемпинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 120 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.2000 г. 65 - добывающих, 9 - нагнетательных и 46 скважин находятся в бездействии.

1. В таблице 1 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта АС10 Лемпинского месторождения по одной из скважин.

Определяемые по лабораторным исследованиям упругие свойства нефти, воды и сжимаемость пористой среды в пласте АС10 Лемпинского месторождения равны 10-9 Па-1, 410-10 Па-1 и 10-10 Па-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 1,92 мПас и 0,3 мПас. Начальная (Sвmin) и конечная (Sвmax) насыщенности агентом вытеснения: 0,39 и 0,73 соответственно.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения.

2. В таблице 2 приведен геолого-статистический разрез пласта АС10 Лемпинского месторождения по чисто нефтяной зоне (ЧНЗ).

3. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, включающей данные месячной эксплуатации и разработки, коэффициента продуктивности, данные о ремонтных работах, динамику пластового и забойного давлений. В результате исследования некоторого числа кернов пласта АС10 Лемпинского месторождения для характерных проницаемостей данного месторождения получены максимальные значения для ОФП fH 0=0,525 и fв 0=0,095. По отдельно выбранной скважине были получены следующие коэффициенты ОФП: nн = 2,43; mн= 0 и nв=1,59; mв=0. Коэффициенты МФ ОФП по этой же скважине получились следующие: Nн=4,399; Мн=0,092 и Nв=0,635; Мв=-0,111.

4. По данным ГИС, определенным в пункте 1, рассчитывается поле начальной нефтенасыщенности. С учетом всех имеющихся данных было проведено моделирование разработки ЧНЗ нефтяного пласта. Полученные результаты математического моделирования оказались неудовлетворительными с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией. Поэтому МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости уточнялись по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки. Окончательные коэффициенты МФ ОФП по выбранной скважине имеют значения: Nн=4,103; Мн=0,117 и Nв=0,910; Мв=-0,212.

5. Критерием адекватности математической модели фактическим фильтрационным процессам, протекающим в пласте, являлось совпадение интегральных кривых текущей обводненности и кривых текущей добычи нефти, а также совпадение кривых обводненности и добычи нефти по большинству моделируемых скважин. На фиг.1 представлен график текущей добычи нефти по чисто нефтяной зоне.

6. По уточненным в пункте 4 модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей проводилось восстановление ОФП путем решения обратной задачи к (5). Для выбранной скважины восстановленные значения коэффициентов ОФП составили: nн=2,54; mн=0,02 и nв= 51; mв=-0,03. На фиг.2 кривые 1_1 и 1_ 2 отображают ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости, полученные по лабораторным исследованиям; кривые 2_1 и 2_2 - ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости, восстановленные в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. Как видно из сопоставления графиков на фиг.2, восстановленные ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости довольно близки к исходным данным.

7. Построены карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и остаточных нефтенасыщенных толщин по результатам математического моделирования.

Второй пример конкретного осуществления способа контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт АС11 Лемпинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 147 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.2000 г. 65 - добывающих, 10 - нагнетательных и 72 скважин находятся в бездействии.

1. В таблице 3 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта АС11 Лемпинского месторождения по одной из скважин.

Определяемые по лабораторным исследованиям упругие свойства нефти, воды и сжимаемость пористой среды в пласте АС11 Лемпинского месторождения равны 10-9 Па-1, 410-10 Па-1 и 10-10 Па-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 1,77 мПас и 0,3 мПас. Начальная (Sвmin) и конечная (Sвmax) насыщенности агентом вытеснения: 0,46 и 0,72 соответственно.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения.

2. В таблице 4 приведен геолого-статистический разрез пласта АС11 Лемпинского месторождения по чисто нефтяной зоне.

3. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины. В результате лабораторных исследований кернов пласта АС11 Лемпинского месторождения получены различающиеся данные об относительных фазовых проницаемостях нефти и воды, что затрудняет выбор единой ОФП. По промысловым данным притока к одиночной скважине в безводный период работы определяется максимальное значение ФH 0= 0,505 (скв. 593, 536) и по работе скважин (509, 536) на конечной стадии обводнения определяется максимальное значение Фв 0= 0,115. В качестве начального приближения были взяты ОФП с пласта АС10 Лемпинского месторождения и по геолого-статистическому разрезу (табл. 4) путем решения краевой задачи (5) были рассчитаны коэффициенты МФ ОФП: Nн=3,908; Мн=0,104 и Nв=1,008; Мв=-0,272.

4. По данным ГИС, определенным в пункте 1, рассчитывается поле начальной нефтенасыщенности. С учетом всех имеющихся данных было проведено моделирование разработки ЧНЗ нефтяного пласта. Полученные результаты математического моделирования оказались неудовлетворительными с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией. Поэтому МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости уточнялись по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки. Окончательные коэффициенты МФ ОФП имеют значения: Nн=2,449; Мн=0,03 и Nв=0,922; Мв=-0,422.

5. Критерием адекватности математической модели фактическим фильтрационным процессам, протекающим в пласте, являлось совпадение интегральных кривых текущей обводненности и кривых текущей добычи нефти, а также совпадение кривых обводненности и добычи нефти по большинству моделируемых скважин. На фиг.3 представлен график текущей добычи нефти по чисто нефтяной зоне.

6. По уточненным в пункте 4 модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей проводилось восстановление ОФП путем решения обратной задачи к (5). Для указанных в пункте 4 МФ ОФП восстановленные значения коэффициентов ОФП составили: nн=2,54; mн=0,02 и nв=1,51; mв=-0,03.

7. Построены карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и остаточных нефтенасыщенных толщин по результатам математического моделирования. На фиг. 4 приведена карта текущих нефтенасыщенных толщин пласта АС11 Лемпинского месторождения, построенная по состоянию на 01.01.2000 г. Пунктиром показана граница чисто нефтяной зоны.

Таким образом, предложенный способ позволяет более ффективно контролировать разработку нефтяного месторождения и тем самым улучшить результаты планирования геолого-технических мероприятий по доизвлечению остаточной нефти. Изобретение промышленно применимо, так как используется доступное лабораторное оборудование и ЭВМ.

Источники информации 1. Родионов В.П., Федорако А.Б. Оценка остаточных запасов нефти на Сергеевском месторождении. // Сб. науч. тр. (вып. 83). Оптимизация оценки сырьевой базы углеводородов и повышения степени их извлечения в старом нефтегазодобывающем районе - Уфа, Труды БашНИПИ-нефть, 1991, с.151-157.

2. Патент РФ 2148169, Е 21 В 49/00, опубликованный БИ 12, 2000.

Формула изобретения

1. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, построение поля начальной нефтенасыщенности и математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, по результатам математического моделирования на любой момент времени построение карт изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин, причем при математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей, отличающийся тем, что дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта, уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения с учетом коэффициентов охвата и расчлененности, по уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей, в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при отсутствии лабораторных исследований вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористой среды на сжимаемость, относительных фазовых проницаемостей и модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости недостающие параметры выбирают по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу, со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для месторождений, находящихся в стадии формирования, по собранной промыслово-технологической информации о работе каждой скважины выделяют группы скважин, для которых динамика падения обводненности продукции не является результатом проведения технико-эксплуатационных мероприятий на скважинах, уточняют поле начальной нефтенасыщенности вблизи выделенных групп скважин экспертными методами и с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют определение размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6, Рисунок 7, Рисунок 8

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:ООО "Центр исследований и разработок ЮКОС"

(73) Патентообладатель:Интерсино Инвестментс Лимитед (SC)

Договор № РД0002462 зарегистрирован 30.09.2005

Извещение опубликовано: 20.11.2005        БИ: 32/2005