Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПЕРАТИВНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может использоваться при проектировании и контроле показателей разработки нефтяных залежей.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей, 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. 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 (см. патент РФ №2166630 от 10.05.2001, кл. Е21В 49/00, Е21В 43/16).

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, относится то, что известным способом на начальных стадиях разработки маловероятно получить точный прогноз показателей из-за низкой достоверности исходной информации. Кроме того, для разбуренных залежей построение гидродинамической модели сложный и трудозатратный процесс.

Наиболее близким способом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, 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 (см. патент РФ №2183268 от 10.06.2002, Е21В 49/00). Данный способ принят за прототип.

Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого способа, - определяют проницаемость, пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, начальное пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры, давление насыщения; производят сбор промыслово-технологической информации об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу; определяют значения балансовых и извлекаемых запасов нефти и проектных забойных давлений у добывающих скважин по годам разработки;

для определения динамики показателей разработки по годам прогнозируют число вводимых по годам добывающих и нагнетательных скважин; по результатам расчетов по годам определяют значения добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, текущего пластового давления, выбытия скважин, текущего коэффициента нефтеизвлечения.

К причинам, препятствующим достижению указанного ниже технического результата при использовании известного способа, принятого за прототип, относится то, что известный способ дает недостаточно точный прогноз определения показателей разработки залежи вследствие того, что определение показателей производится с помощью геолого-гидродинамического (математического) моделирования, которое не всегда полно и точно описывает условия извлечения нефти для конкретного объекта разработки. Кроме того, большой объем исследовательских работ для нового объекта разработки в связи с необходимостью ввода в математическую модель большого объема информации, что влечет значительные материальные и трудовые затраты.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, - повышение точности прогноза показателей разработки для новых объектов на начальной стадии разработки, упрощение способа.

Поставленная задача была решена за счет того, что в известном способе прогнозирования показателей и контроля за разработкой нефтяных залежей, включающем определение проницаемости, пористости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, начального пластового давления по всем объектам разработки тектонической структуры, давления насыщения, сбор промыслово-технологической информации об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу, определение значений балансовых и извлекаемых запасов нефти и проектных забойных давлений у добывающих скважин по годам разработки, для определения динамики показателей разработки по годам прогнозируют число вводимых по годам добывающих и нагнетательных скважин, по результатам расчетов по годам определяют значения добычи нефти, жидкости, газа, обводненности, текущего пластового давления, выбытия скважин, текущего коэффициента нефтеизвлечения, дополнительно определяют начальный дебит скважин по жидкости Q_жо по формуле

где А, А_р, А_µ, A_h, A_m, A_k, A_j - статистические коэффициенты в зависимости от типа коллекторов;

P_пл - начальное пластовое давление;

P_нас - давление насыщения;

µ_н - вязкость пластовой нефти;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина;

K_п -пористость;

k - проницаемость,

анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типа коллекторов, ее динамику при изменении термодинамических условий для месторождений аналогов и определяют текущую продуктивность, среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов, закачку воды, обводненность продукции скважин по зависимости от выработки запасов нефти и текущее пластовое давление по формуле

P_плi=P_пл(i-1)+(x·Q_зак(i-1)-Q_ж(i-1) ·y)/НИЗ,

где P_плi - пластовое давление в i-й год;

P_пл(i-1) - пластовое давление в (i-1) год;

Q_зак(i-1) - закачка воды в (i-1) год;

Q_ж(i-1) добыча жидкости в (i-1) год;

НИЗ - начальные извлекаемые запасы;

x и y - статистические коэффициенты, зависящие от значения НИЗ, определяемые для залежей аналогов,

а число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания прогнозируют на основании зависимостей:

N_добскв=НИЗ·(1-В_i/100)·(1/A_скв),

где НИЗ - начальные извлекаемые запасы нефти;

В_i - выработка запасов нефти на i-й год;

A_скв - число извлекаемых запасов, на которые проектируется одна добывающая скважина,

N_нагскв=N_добскв·A_{наг/доб},

где N_нагскв - число нагнетательных скважин;

А_{наг/доб} - соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин.

При отсутствии значений начальных пластовых давлений, давлений насыщения, пористости, проницаемости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу растворенного в нефти газа недостающие параметры принимают по месторождениям аналогам, входящим в одну тектоническую структуру.

Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа, определяют начальный дебит скважин по жидкости по расчетной формуле; анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типов коллекторов и ее динамику при изменении термодинамических условий для месторождений аналогов; определяют текущую продуктивность, среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов и закачку воды; определяют обводненность продукции скважин по зависимости от выработки запасов нефти; определяют пластовое давление по эмпирическим зависимостям влияния на него объемов отбора жидкости и закачки воды; прогнозируют число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания по пропорции между числом скважин и извлекаемыми запасами нефти; при отсутствии значений начальных пластовых давлений, давлений насыщения, пористости, проницаемости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу растворенного в нефти газа недостающие параметры принимают по месторождениям аналогам, входящим в одну тектоническую структуру.

Отличительные признаки в совокупности с известными позволяют повысить точность прогноза показателей разработки для новых объектов на начальной стадии разработки и упростить способ прогноза.

Прогноз динамики основных технологических показателей основан на эмпирических данных, полученных для месторождений аналогов и учитывающих изменение продуктивности скважин при снижении пластовых и забойных давлений.

В предлагаемом способе используется имеющаяся информация об объектах аналогах, а по прогнозируемому объекту необходимы только основные геолого-физические параметры и данные о запасах.

Способ поясняется чертежами, представленными на фиг.1-2.

На фиг.1 показана зависимость обводненности от выработки НИЗ для карбонатных отложений.

На фиг.2 - динамика расчетных и фактических показателей разработки по залежи.

Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей осуществляется в следующей последовательности.

По данным геологических исследований в скважинах (ГИС) и лабораторных исследований определяют проницаемость, пористость, вязкость агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективную нефтенасыщенную толщину вскрытого скважиной пласта, пластовое давление по всем объектам разработки тектонической структуры. Определяют статистические коэффициенты А, А_р, А_µ, A_h, A_m, A_k, A_j в зависимости от типа коллектора. При наличии статистических коэффициентов определяют начальный дебит:

где Q_жо - начальный дебит скважин по жидкости;

P_нас - давление насыщения;

P_пл - пластовое давление;

µ_н - вязкость пластовой нефти;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина;

K_п -пористость;

k - проницаемость.

Производят сбор промыслово-технологической информации об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу по месторождениям аналогам. Анализируют начальную продуктивность нефтедобывающих скважин в зависимости от типов коллекторов и ее динамику при изменении термодинамических условий. Определяют среднюю приемистость нагнетательных скважин в зависимости от проницаемости коллекторов. Определяют начальную продуктивность месторождений аналогов тектонической структуры, ее функцию от геолого-технологических параметров.

Текущую продуктивность скважин по жидкости определяют по зависимости

где К_прод0 - начальная продуктивность добывающих скважин по жидкости;

k_в и k_г - коэффициенты, учитывающие снижение продуктивности по жидкости соответственно при фильтрации воды и нефти, жидкости и газа. Эти коэффициенты оцениваются на основе осредненных зависимостей относительных фазовых проницаемостей от водо- и газосодержания коллекторов месторождений аналогов, значение водосодержания принимается равным обводненности продукции добывающих скважин w.

Дебит скважины по жидкости в i-й год

где P_плi-1 - пластовое давление в (i-1)-й год;

Р_забi - проектное забойное давление в i-й год.

Динамика пластового давления залежей нефти зависит от соотношения годовых отборов жидкости (Q_ж) и закачки воды (Q_зак) и их отношения к запасам нефти. Установлено соотношение между названными параметрами в виде уравнения

где Р_плi - пластовое давление в i-й год;

P_пл(i-1) - пластовое давление в (i-1) год;

Q_зак(i-1) - закачка воды в (i-1) год;

Q_ж(1-i) добыча жидкости в (i-1) год;

НИЗ - начальные извлекаемые запасы;

x и y - статистические коэффициенты, зависящие от значения НИЗ, определяемые для залежей аналогов.

Средняя приемистость нагнетательных скважин (Q_пр) является функцией проницаемости коллектора

Годовая закачка воды в i-й год

В специальной литературе широкое распространение получили зависимости обводненности продукции скважин как функции выработки извлекаемых запасов нефти и ее динамической вязкости. Значение обводненности продукции скважин можно корректировать в зависимости от закачки воды, числа скважин и геолого-технических мероприятий на ограничение притока. Прогнозирование обводненности продукции по годам разработки в заявляемом способе осуществляют по зависимости от выработки запасов.

Дебит скважины по нефти в i-й год

где n_bi - обводненность продукции в i-й год.

Принято, что новые скважины вводятся в середине года. Накопленная добыча нефти по одной скважине

Накопленная добыча нефти по всем добывающим скважинам

Выработка запасов нефти в i-й год

Определяют текущий коэффициент нефтеизвлечения в i-й год

где БЗ - балансовые запасы нефти.

В заявляемом способе реализован алгоритм прогноза объемов добычи попутного газа по годам разработки. Считается, что при пластовом давлении выше давления насыщения выделение из нефти газа в свободную фазу в пласте не происходит, весь растворенный в нефти газ извлекается на дневную поверхность. При снижении пластовых и забойных давлений ниже давления насыщения значение газового фактора начинает превышать газосодержание в связи с опережением газа при движении в продуктивном пласте жидкости, затем снижается.

С учетом сказанного объем добычи попутного нефтяного газа определяют с помощью зависимости

где Q_гi - годовая добыча попутного нефтяного газа;

Q_нгi - годовая добыча нефти по залежи;

G - газосодержание пластовой нефти.

Статистический анализ разрабатываемых месторождений позволил установить, что здесь, как правило, реализуются системы разработки с учетом, что одна добывающая скважина проектируется на определенное число извлекаемых запасов нефти и имеется определенное соотношение нагнетательных и добывающих скважин (устанавливается по месторождениям аналогам).

С учетом этого число добывающих и нагнетательных скважин после разбуривания залежи прогнозируют на основании зависимостей:

где НИЗ - начальные извлекаемые запасы нефти;

В_i - выработка запасов нефти на i-й год;

A_скв - число извлекаемых запасов, на которые проектируется одна добывающая скважина.

где N_нагскв - число нагнетательных скважин;

A_{наг/доб} - соотношение между числом добывающих и нагнетательных скважин.

По результатам прогноза динамики показателей разработки во времени строят график разработки залежи.

При отсутствии значений начальных пластовых давлений, давлений насыщения, пористости, проницаемости, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, эффективной нефтенасыщенной толщины вскрытого скважиной пласта, относительных фазовых проницаемостей при выделении в свободную фазу растворенного в нефти газа недостающие параметры принимают по месторождениям аналогам, входящим в одну тектоническую структуру. Способ реализован в виде программного продукта.

Пример конкретного осуществления способа.

Рассмотрим разрабатываемую нефтяную залежь в башкирских отложениях Пермского края.

В таблице приведены основные геолого-физические параметры залежи:

В условиях эксплуатационных объектов на территории Предуральского краевого прогиба (север Пермского края) установлены следующие значения статистических коэффициентов:

для башкирских отложений: А=2,2; А_р=11,8; А_µ=-2,5; А_h=0,57; А_m=0,83, А_k=0, A_j=0;

По имеющимся основным параметрам определили начальный дебит добывающих скважин залежи:

Q_жо=2,2+11,8·(19,4/14,98)-2,5·1,45+0,57·12,7+0,83·12+0·53+0·(53/1,45)=31,13 м³/сут.

Собрали промыслово-технологическую информацию об относительных фазовых проницаемостях агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации, об относительных фазовых проницаемостях при выделении из жидкости газа в свободную фазу по месторождениям аналогам.

Провели анализ начальной продуктивности нефтедобывающих скважин в зависимости от типа коллекторов и ее динамику при изменении термодинамических условий.

Исходя из анализа начальной продуктивности скважин месторождений Предуральского прогиба для башкирских отложений в данных условиях К_прод0 составляет 50 м³/сут·МПа).

Текущую продуктивность скважин по жидкости в 1-й год определили по зависимости

K_продi=K_прод0·k·_в·k_г,

где К_прод0 - начальная продуктивность добывающих скважин по жидкости;

k_в и k_г - коэффициенты, учитывающие снижение продуктивности по жидкости соответственно при фильтрации воды и нефти, жидкости и газа.

Для месторождений Предуральского прогиба k_в и k_г определяли по уравнениям

k_в=(Ав·(n_в/100)⁴+Бв·(n_в/100)³+Гв·(n_в/100)²+Дв·(n_в/100)+Ев), 0<k_в<1

k_г=(Aг·SG)⁴+Бг·(SG)³+Гг(SG)²+Дг·(SG)+Ег), 0<k_г<1,

где Ав, Бв, Гв, Дв и Ев - статистические коэффициенты;

n_в - обводненность;

SG - газосодержание в на забое добывающих скважин.

При этом значения коэффициентов для башкирских отложений следующие

Прогнозный фонд скважин и забойные давления по годам представлены в приведенной ниже таблице.

Тогда для 1-го года расчета SG=0, n_в=0 и К_прод1=12,77 м³/(сут·МПа).

Дебит 1 скважины по жидкости в 1-й год

Q_ж1=K_пpoдi(P_плi-1-P_зaбi)·365=12,77·(19,4-18,4)·365=5,46 тыc.м³/гoд.

Средняя приемистость нагнетательных скважин (Q_пр) является функцией проницаемости коллектора. Для башкирских отложений приемистость нагнетательных скважин определяли по уравнению

Q_пр=-104,2lnk+435,49=22 м³/сут.

Годовая закачка воды в 1-й год

Q_зак1=Q_пр·N_{нагсквi}·365=0·365·0=0 м³/год.

Пластовое давление в i-й год определили по уравнению

P_плi=P_пл(i-1)+(x·Q_зак(i-1)-Q_ж(i-1)·y)/НИЗ.

Коэффициенты х и у для месторождений Предуральского прогиба

При НИЗ>6000

х=1,1159·2,71^{0,0005·НИЗ}

y=0,774·2,71^{0,0006·НИЗ}

Пластовое давление в 1-й год определили по уравнению

Р_пл1=19,4+(46,7·0-68,4·4,46)/7492=19,36 МПа.

Дебит скважины по нефти в i-й год

где n_вi - обводненность продукции в i-й год.

Известно использование зависимостей вида n_в=f(B, µ_н) для залежей нефти. Прогнозирование обводненности продукции n_в по годам разработки в изобретении осуществляли по зависимости от выработки запасов, представленной на фиг.1.

Тогда дебит скважины по нефти в 1-й год

Q_н1=Q_ж1(1-n_в1)=4,46·(1-0)=4,46 тыс.м³ или 3,712 тыс.т.

Выработка запасов нефти на начало первого года равна 0. На начало второго года

B₂=3,712/7429·100-0,05%.

Коэффициент нефтеизвлечения определяли как отношение накопленной добычи нефти и начальных геологических запасов и на конец первого года составил

КИН₁=Q_{н нак}/НГЗ=3,712/22034=0,000168.

Объем добычи попутного нефтяного газа определяли с помощью зависимости

Q_г1=Q_нп1·G=3,712·90=334,14 тыс.м³.

Результаты прогноза на 7 лет в сравнении с фактическими данными представлены в таблице и фиг.2. Из представленных в таблице и графике результатов исследований следует, что прогнозируемая добыча нефти, обводненность, выработка запасов нефти отличаются от фактических значений не более чем на 4%, что является удовлетворительным результатом при прогнозировании показателей разработки в данных условиях, согласно методическим указаниям по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Москва, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004 г.).

Результаты исследования показали, что при объеме закачки воды в пласт, меньшем добычи жидкости, происходит снижение пластового давления в среднем по залежи к концу 7-го года до 17,38. При снижении пластового давления для поддержания добычи нефти снижают забойные давления. Как видно из таблицы, при снижении забойных давлений происходит снижение продуктивности скважин. По значениям продуктивности скважин, разницы пластового и забойного давлений, обводненности прогнозируют объемы добычи нефти по залежи.

Преимущество заявляемого способа состоит в том, что он позволяет на начальных стадиях разработки нефтяных залежей в условиях высокой неопределенности геологической информации более точно прогнозировать динамику показателей разработки нефтяных залежей, вследствие того, что прогноз основан на эмпирических данных, полученных для месторождений аналогов и учитывающих изменение продуктивности скважин при снижении пластовых и забойных давлений. Кроме того, заявляемый способ прост и менее трудозатратен.